interpretacion de registros convencionales

7/23/2019 Interpretacion de registros convencionales

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EEESSSCCCUUUEEELLLAAAPPPOOOLLLIIITTTCCCNNNIIICCCAAANNNAAACCCIIIOOONNNAAALLL

CARRERA DE INGENIERA EN PETRLEOS

FFFUUUNNNDDDAAAMMMEEENNNTTTOOOSSSDDDEEEIIINNNTTTEEERRRPPPRRREEETTTAAACCCIIINNNDDDEEERRREEEGGGIIISSSTTTRRROOOSSS

EEELLLCCCTTTRRRIIICCCOOOSSSCCCOOONNNVVVEEENNNCCCIIIOOONNNAAALLLEEESSS

Ing. Ral Valencia T. Msc.

Agosto, 2007


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ESCUELA POLITCNICA NACIONAL INGENIERA EN PETRLEOS

EVALUACIN DE FORMACIONES I

NDICE

1 INTRODUCCIN ............................................................................................ 11.1 Uso De Los Registros De Pozos .................................................................. 11.2 Concepto De Yacimiento De Hidrocarburos Y Reservas .............................. 41.3 Estructuras Geolgicas Favorables A La Acumulacin De Petrleo ............ 4

1.3.1 Clasificacin De Las Estructuras Geolgicas ......................................... 41.3.1.1 Trampa Estratigrfica ...................................................................... 41.3.1.2 Trampa Estructural .......................................................................... 41.3.1.3 Trampas Mixtas ............................................................................... 51.3.1.4 Anticlinales....................................................................................... 51.3.1.5 Domos ............................................................................................. 51.3.1.6 Fallas ............................................................................................... 61.3.1.7 Depsitos Lenticulares .................................................................... 61.3.1.8 Discordancias .................................................................................. 7

1.4 Consideraciones Petrofsicas ....................................................................... 71.4.1 Rocas Productivas ................................................................................. 71.4.2 Clsticas O Detrticas ............................................................................. 71.4.3 Carbonatos O Rocas Carbonticas ........................................................ 8

1.5 Caractersticas De Un Yacimiento ................................................................ 91.5.1 Porosidad ............................................................................................... 9

1.5.1.1 El Empaquetamiento ....................................................................... 9

1.5.1.2 La Seleccin .................................................................................... 91.5.1.3 El Cemento ...................................................................................... 91.5.1.4 La Angularidad Y Redondez .......................................................... 101.5.1.5 La Compactacin ........................................................................... 10

1.5.2 Permeabilidad ...................................................................................... 101.5.3 Saturacin ............................................................................................ 11

1.6 Clasificacin De Las Reservas ................................................................... 111.6.1 Reservas Probadas .............................................................................. 111.6.2 Reservas Suplementarias .................................................................... 121.6.3 Recursos No Probados ........................................................................ 121.6.4 Reservas Probables ............................................................................. 12

1.6.5 Reservas Posibles O Potencial Geolgico ........................................... 121.7 Mtodo Volumtrico Para La Estimacin De Reservas Probadas .............. 12

2 PROPIEDADES ELCTRICAS DE LAS ROCAS...................................... 142.1 Naturaleza De La Resistividad Elctrica De Las Rocas Reservorio....... 152.2 Factor De Formacin (F) ........................................................................ 182.3 Efecto De Salinidad Del Agua De Formacin Y Temperatura Sobre LaResistividad De Las Formaciones ................................................................... 21

2.3.1 Concentracin ................................................................................ 212.3.1.1 Concentracin Volumtrica ............................................................ 212.3.1.2 Concentracin En Peso ................................................................. 21

2.3.2 Movilidad ............................................................................................. 21


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2.3.3 Carga De Los Iones ............................................................................ 242.4 Relacin Factor De FormacinPorosidad .......................................... 272.5 Relacin Factor De Formacin Y Porosidad A Partir De Medidas DeLaboratorio ........................................................................................................ 282.6 Relaciones Generalizadas Entre Factor De Formacin Y Porosidad ..... 29

2.6.1 Ecuacin De Humble ...................................................................... 292.6.2 Ecuacin De Philips ........................................................................ 302.6.3 Frmula De Chevron ....................................................................... 302.6.4 Relacin F- De Datos De Registros De Pozos ........................... 302.6.5 Relacin F- Para Rocas Carbonatadas30

2.7 Resistividad Como Una Base Para La Interpretacin - Ecuacion De Archie .......................................................................................................................... 31

2.7.1 ndice De Resistividad .................................................................... 35

3 MEDIDAS AMBIENTALES........................................................................... 373.1 Dimetro Y Forma Del Hueco ..................................................................... 37

3.2Propiedades Del Lodo Filtrado De Lodo Y Costra De Lodo........................ 403.2.1 Tipo De Lodo ........................................................................................ 413.2.2 Densidad .............................................................................................. 423.2.3 Viscosidad ............................................................................................ 423.2.4 Potencial Hidrgeno (Ph) ..................................................................... 423.2.5 Prdida De Fluido................................................................................. 42

3.3 Resistividades Del Lodo, Filtrado De Lodo Y De La Costra De Lodo ......... 433.3.1 Correlacin De Resistividades De Filtrado De Lodo Y Costra De LodoCon La Resistividad Del Lodo ....................................................................... 43

3.3.1.1 Mtodo 1. Lowe Y Dunlap ............................................................. 433.3.1.2 Mtodo 2. Oderton Y Lipson .......................................................... 443.3.1.3 Mtodo 3. ....................................................................................... 44

3.3.2 Efectos De La Temperatura En La Resistividad Del Lodo, Filtrado DeLodo Y Costra De Lodo ................................................................................. 453.3.3 Variacin De Las Resistividades Del Lodo De Perforacin ................. 46

3.4 Variacin Radial De Las Propiedades De La Formacin ............................ 463.4.1 Perfil De Invasin ................................................................................. 473.4.2 Perfil De Transicin .............................................................................. 493.4.3 Perfil Anular .......................................................................................... 503.4.4 Profundidad De Invasin ...................................................................... 51

3.4.4.1 Prdida De Agua Del Lodo .......................................................... 51

3.4.4.2 Diferencia De Presin .................................................................. 513.4.4.3 Permeabilidad ............................................................................... 513.4.4.4 Tiempo .......................................................................................... 513.4.4.5 Porosidad De La Formacin ......................................................... 52

3.4.5 Concepto De Saturacin De Petrleo Mvil ........................................ 523.5 Temperatura De La Formacin .................................................................. 53

3.5.1Clculo del gradiente geotrmico y temperatura de formacin...563.5.2 Distribucin De La Temperatura En Pozos Profundos ......................... 56

3.6 Informacin necesaria para un Registro .................................................... 593.7 Formatos De Registro ................................................................................. 61

3.7.1 Escalas De Profundidad ....................................................................... 62

3.7.2 Cuadrculas.....633.8 Presentacin Del Registro .......................................................................... 65


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4REGISTROS ELCTRICOS DE POZOS.......................................................... 664.1 Penetracin Con Herramientas De Registros Elctricos............................. 674.2 El Registro Potencial Espontneo .............................................................. 68

4.2.1 Utilizacin Del Sp. ................................................................................ 68

4.3 Origen Del Sp ............................................................................................. 704.3.1 Componente Electroqumico Del Sp (Ec).- ........................................... 704.3.1.1 Potencial De Difusin.- .................................................................. 704.3.1.2 Potencial De Membrana ................................................................ 72

4.3.2 Componente Electrocintico Del Sp (Ek) .............................................. 744.4 EsspTerico Versus Sp Medido .................................................................. 764.5 Determinacin De La Resistividad Del Agua De Formacin ....................... 78

4.5.1 RwDe Catlogos De Agua ................................................................... 784.5.2 RwDe Anlisis Qumicos ...................................................................... 784.5.3 RwDel Sp ............................................................................................. 78

4.5.3.1 Determinacin De Rmfe .................................................................. 79

4.5.3.2 Determinacin De Rw..................................................................... 804.6 Precauciones Y Correcciones Por El Medio Ambiente ............................... 824.7 Relacin Essp= RwPara Agua Que Contiene Sales Distintas A NaCl......... 834.8 Carcter Y Forma De La Desviacin Del Sp ............................................... 854.9 Aplicaciones Y Caractersticas De Las Curvas Del Autopotencial .............. 88

4.9.1 Precauciones Que Se Deben Tener En Cuenta Al Correr El RegistroDel Sp ........................................................................................................... 884.9.2 Utilidades Del Sp .................................................................................. 884.9.3 Condiciones Bajo Las Cuales Essp= Esp .............................................. 894.9.4 Formas De La Curva Del Sp ................................................................ 89

4.10 Desplazamiento De La Lnea Base De Lutita ........................................... 89


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EVALUACIN DE FORMACIONES I 2

hidrocarburos. Para el caso que nos ocupa la evaluacin de una formacinconsiste en diferenciar las rocas productivas porosas y permeables de aquellasque no lo son y cuantificar sus reservas: para tal propsito es indispensableobtener de los registros elctricos la informacin necesaria que permita cuantificarlos parmetros para estimar las reservas y determinar si estas son comerciales.

Por lo tanto, el objetivo finalde los registros de pozos es mediante el anlisis y lainterpretacin apropiada localizar y evaluar los yacimientos de hidrocarburos yestimar el potencial de la formacin para permitir su explotacin.

La fase ms importante de las operaciones de registros de pozos es lainterpretacin. Durante esta fase, gelogos, geofsicos, ingenieros y analistas deregistros utilizan los registros de pozos para obtener la informacin necesaria pararealizar sus tareas. Los registros tienen varios usos. Para los gelogosexploratorios sirve para conocer ambientes deposicionales y otras caractersticasgeolgicas significativas. Para el gelogo de desarrollo se utiliza generalmentepara correlacionar y mapear formaciones potenciales. Los registros son

herramientas invaluables para la interpretacin geofsica de los datos ssmicos.

El ingeniero de perforacin utiliza la informacin del registro para detectar zonasde sobrepresin, la presin de poros esperada y el gradiente de fractura.Informacin que es indispensable para la seguridad y eficiencia de lasoperaciones de perforacin. Los registros tambin se utilizan durante lacompletacin. Los datos son extremadamente valiosos en los clculos deingeniera de yacimientos, especialmente en la estimacin de reservas, principalobjetivo del presente texto. De esta manera, un conjunto de registros corridos enun pozo tendr una significacin diferente para cada uno de los especialistas.Examinemos las preguntas planteadas y/o respuestas dadas por una variedad deespecialistas:

El Geofsico. Estn los topes dnde inicialmente se predijo de las lneas ssmicas? Son las zonas potencialmente porosas tal como se asumi de los datos

ssmicos? Qu muestra de la seccin ssmica sinttica?

El Gelogo. A qu profundidad estn los topes de las formaciones?

Es el ambiente conveniente para la acumulacin de hidrocarburos?

Existe la evidencia de hidrocarburos en este pozo? Qu tipo de hidrocarburos est presente? Los hidrocarburos se presentan en cantidades comerciales? Cun bueno es el pozo? Cules son las reservas? Podra esta formacin ser comercial en otros lugares cercanos al pozo?

El Ingeniero de perforacin. Cul es el volumen necesario para la cementacin del casing? Existen patas de perro (dog legs) u otras deformaciones?

Dnde se localiza un buen sitio para asentar un paker para una prueba? Dnde es el mejor lugar para poner herramientas de desviacin?


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El Ingeniero de reservorios. Cun potente es la zona de pago? Cun homognea es la seccin de pago? Cul es el volumen de hidrocarburos? El pozo ser econmicamente rentable?

Cunto tiempo se espera de produccin?

El Ingeniero de produccin. Dnde debe completarse el pozo yen que zona(s)? Qu tasa de produccin puede esperarse? Debe considerarse cualquier produccin de agua? Cmo debera ser completado el pozo? Est la zona potencial hidrulicamente aislada? El pozo requerir de alguna estimulacin? Qu tipo de estimulacin sera mejor?

De esta manera, la evaluacin de registros puede significar variasinterpretaciones para los diferentes especialistas. Cada uno de los profesionalesutilizar la informacin de los registros de una manera diferente para encontrarsus propias respuestas. El ensayo ms comn es leer los registros y entenderlas diferentes reacciones producidas por las caractersticas propias de laformacin sobre las herramientas de registros.

Los fundamentos de la interpretacin cuantitativa convencional de registros, losfactores que influyen en la medida del registro y la informacin que proporcionaestas herramientas, son temas que se deben conocer para poder interpretar lainformacin contenida en los registros. Cuando la produccin de la formacinfinaliza debido a que se ha alcanzado el lmite econmico o el pozo hadesarrollado problemas mecnicos se contempla una recompletacin en zonassuperiores. Los registros de pozos se utilizan para evaluar las zonas candidatas.Los analistas de registros estn enfocados en cuatro cuestiones bsicas:

1. La formacin o zona especfica contiene hidrocarburos?2. Qu clase de hidrocarburo est presente, petrleo, gas o ambos?3. Es la saturacin de hidrocarburos lo suficientemente alta para indicar la

suficiente permeabilidad efectiva al hidrocarburo?4. Es la acumulacin de hidrocarburos lo suficiente grande de modo que

garantice la completacin del pozo?

Si el analista puede contestar las cuatro cuestiones afirmativamente, el pozo escompletado en la zona de inters. Si una de las respuestas es negativa, laformacin es abandonada.El programa moderno de registros no solo proporciona informacin para el mapeoestructural del subsuelo, sino que tambin suministra informacin respecto a:

Litologa Identificacin de las zonas productoras Profundidad y espesor de las zonas productoras

Efectivas interpretaciones cuantitativas y cualitativas de las caractersticasy contenido del yacimiento.


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En consecuencia, el programa moderno de registros constituye la basefundamental para decisiones importantes. Aunque la ciencia de los registros ya esparte de la era del computador, el objeto de esta publicacin es sentar una basefundamental para el anlisis de los registros. Por tanto, tenga en cuenta que aliniciar su lectura, la comprensin de los conceptos bsicos es esencial an en las

tcnicas de interpretacin ms avanzadas. Domine los conceptos bsicos y elresto le ser fcil. Es cierto que la tecnologa cambia constantemente, perotambin es cierto que los conceptos bsicos siempre sern los mismos. Porconsiguiente, empecemos por el principio: los conceptos bsicos.

1.2 CONCEPTO DE YACIMIENTO DE HIDROCARBUROS YRESERVAS

Los yacimientos son los cuerpos de roca con comunicacin hidrulica en dondelos hidrocarburos estn acumulados llenando, usualmente en presencia de agua,los poros del medio. Las fuerzas capilares y gravitacionales controlan

principalmente la distribucin de los fluidos de dichas acumulaciones que, al serperturbadas en sus condiciones originales de presin con la perforacin del pozo,expulsan parte de su contenido inicial hacia estos y luego a la superficie. Entrminos generales, esa fraccin recuperable es la reserva.

1.3 ESTRUCTURAS GEOLGICAS FAVORABLES A LAACUMULACIN DE PETRLEO

Las formaciones productivas o yacimientos se presentan en una cantidad casiilimitada de formas, tamaos y orientaciones, dado que la orientacin y la formafsica de un yacimiento pueden influir seriamente en su productividad es necesario

mencionar los principales tipos de yacimientos.

1.3.1 CLASIFICACIN DE LAS ESTRUCTURAS GEOLGICAS

Una trampa de petrleo es una estructura que presenta la roca almacn quefavorece la acumulacin del petrleo y puede ser de tres tipos principalmente:

1.3.1.1 Trampa estratigrfica

a. Primarias: relacionadas con la morfologa del depsito y con procesosacaecidos durante la sedimentacin (interdigitaciones, acuamientos,

arrecifes, cambios laterales de facies)

b. Secundarias: relacionadas con procesos postsedimentarios (cambiosdiagenticoscaliza - doloma, porosidades por disolucin, discordancias,depsitos lenticulares, arrecifes de coral).

1.3.1.2 Trampa estructural

Relacionadas con procesos tectnicos o diastrofismo (fallas, cabalgamientos,antiformas...), estas se originan por cambios laterales y verticales en la porosidadde la roca.Se forman generalmente cuando ha desaparecido la continuidad de una rocaporosa.


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1.3.1.3 Trampas mixtas

Se superponen causas estratigrficas y estructurales.Dentro de esta clasificacin ponemos algunos ejemplos de algunos tipos detrampas:

1.3.1.4 Anticlinales

Los anticlinales simtricos simples que presentan condiciones anticlinales idealespara la acumulacin del petrleo, aunque estos pocas veces se encuentran en lanaturaleza. Comnmente un flanco esta ms inclinado que el otro, resultando asla forma ms comn del anticlinal asimtrico (Figura 1.1).

1.3.1.5 Domos

En el caso de los domos se tienen las condiciones ms favorables de altaconcentracin de aceite y gas mejor desarrolladas. La estructura aqu se inclinahacia abajo en todas direcciones desde un punto de la cumbre, y el aceite seencuentra en todos los flancos del rea del domo hacia la cspide (Figura 1.2).Se encuentran asociados con depsitos de sal han sido causa durante suacumulacin de una gran presin hacia arriba, resultando en la formacin dedomos en las rocas sedimentarias situadas encima.

FIG.1.2 Depsito tpico de d om o s alino. El p etrleo seacumu la en form aciones porosas arriba y en losflanco s del ncleo de sal

F IG. 1.1 Ant ic lina l As im tr ico


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1.3.1.6 Fallas

La formacin de las fallas, es producto de las mismas fuerzas terrestres queocasionan el doblamiento de los estratos, y se encuentran frecuentemente en lasformaciones que contienen aceite y deben considerarse como un factor en la

acumulacin de petrleo. (Figura 1.3).

1.3.1.7 Depsitos Lenticulares

Las variaciones laterales en los estratos que contienen aceite, particularmenteentre arenas y areniscas, a menudo es la causa de grandes cambios en elcontenido de aceite en los estratos en diferentes puntos (Figura 1.4). El resultadoes una sucesin de lentes de arenas porosas incrustadas en rocas de granorelativamente fino, formando el conjunto lo que es aparentemente un estratocontinuo ms o menos bien definido.

FIG. 1.4 Acum ulacin de petr leo en arenaslent iculares

Fig. 1.3 Ejemplo de una fal la. Esta ilustraacumu laciones de petrleo tanto en el lado de la


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1.3.1.8 Discordancias

Un periodo de erosin, tal vez acompaado de inclinaciones y dobleces puedeintervenir entre dos periodos de depsito y deja las acumulaciones de los dosperiodos discordantes en su superficie de contacto (Figura 1.5)

1.4 CONSIDERACIONES PETROFSICAS

1.4.1 ROCAS PRODUCTIVASLa comprensin de las caractersticas bsicas de las rocas es fundamental en laevaluacin de una formacin que contiene cantidades comerciales de petrleo o

gas. Estas formaciones productoras o yacimientos tienen varios parmetros ocaractersticas comunes. Las rocas gneas o metamrficas ocasionalmentecontienen petrleo o gas. La mayor parte de las rocas productivas son de origensedimentario. Para nuestro objeto, las rocas sedimentarias pueden dividirse endos grandes grupos: clsticas y carbonatos. Los tres tipos generales de rocasproductivas de importancia en la industria son arenisca, caliza y dolomita.

1.4.2 CLSTICAS O DETRTICASLas rocas clsticas estn compuestas principalmente de fragmentos o partculasde minerales, rocas o conchas. Como consecuencia de la meteorizacin, erosiny transporte, estos fragmentos eventualmente se depositan en cuencas marinas

junto con fragmentos de origen orgnico. Esta depositacin generalmente se llevaa cabo en capas sucesivas. Las rocas clsticas se clasifican segn el tamao delgrano de los fragmentos que las componen. Se ha fijado un lmite arbitrario (4mm. de dimetro promedio) por debajo del cual los componentes se denominanarenas, y por encima del mismo se denominan gravas (TABLA 1.1). Cuando lasarenas estn cementadas, las rocas se denominan areniscas y cuando las gravasestn cementadas se denominan conglomerados.Adems existen tambin las lutitas que son un tipo de areniscas pero mscompacta y adems es una roca impermeable. La presencia de arcilla o lutita enlas arenas de un yacimiento clstico es un parmetro que debe tenerse muy encuenta en la evaluacin del yacimiento. Debido a que esta presencia afecta tanto

las caractersticas de la formacin como la respuesta de los instrumentos deregistro, ser necesario referirnos a ella constantemente en este texto.

FIG.1.5 Acumu lacin de petrleo contra un adiscordancia


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1.4.3 CARBONATOS O ROCAS CARBONTICAS

La matriz o cemento de estas rocas se deposita directamente del agua marina oes extrada de ella por los organismos vivientes. Los sedimentos sufren el efectode varios procesos qumicos que pueden alterarlos o reestructurarlos.

CLASIFICACIN DE LAS ROCAS SEGN EL TAMAO DE SUSPARTCULAS

LMITES(DIMETRO EN

mm)FRAGMENTO AGREGADO

> 256 Canto Grava de cantos, conglomerado de cantos

256128 Guijarro grande Grava de guijarros grandes, conglomerado deguijarros grandes

12864 Guijarropequeo

Grava de guijarros pequeos, conglomeradode guijarros pequeos

6432 Piedra muygrande

Grava de piedras muy grandes, conglomeradode piedras muy grandes

3216 Piedra grande Grava de piedras grandes, conglomerado depiedras grandes

168 Piedra mediana Grava de piedras medianas, conglomerado depiedras medianas

84 Piedra pequea Grava de piedras pequeas, conglomerado depiedras pequeas

42 Granulo Grava de grnulos, conglomerado de grnulos

21 Arena muygruesa

Arena arenisca

1 Arena gruesa Arena arenisca - Arena mediana Arena arenisca

- 1/8 Arena fina Arena arenisca1/81/16 Arena muy fina Arena arenisca1/161/32 Limo grueso Limo limolita1/321/64 Limo mediano Limo limolita

1/641/128 Limo fino Limo limolita1/1281/256 Limo muy fino Limo limolita1/2561/512 Arcilla gruesa Arcilla lutita1/5121/1024 Arcilla mediana Arcilla lutita

1/10241/2048 Arcilla fina Arcilla lutita

TAB LA 1.1. Clasifi caci n s egn el tam ao d e las par tcu las


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El carbonato clcico (principalmente en forma de calcita) y el carbonato clcico-magnsico (dolomita) son las constituyentes principales de las rocassedimentarias carbonatadas llamadas respectivamente calizas y dolomitas.1.5 CARACTERSTICAS DE UN YACIMIENTO

La evaluacin de rocas productivas o potencialmente productivas requierebsicamente tres clases de informacin: (1) porosidad. (2) permeabilidad, y (3)saturacin.La distincin entre petrleo y gas es de importancia secundaria.

1.5.1 POROSIDAD

La porosidad es la capacidad que tiene una roca de contener fluidos. En losclculos la porosidad puede expresarse en porcentaje o en fraccin decimal. Pordefinicin, la porosidad es el volumen vaco de roca (aquel lleno de fluidos)dividido por el volumen total de roca.

En arenas limpias, la matriz de la roca se compone de granos de arenaindividuales, con una forma ms o menos esfrica, y apiados de manera que losporos se hallan entre los granos. A esta porosidad se la llama sucrsica, dematriz, intergranular o primaria.Los factores que afectan la porosidad primaria son:

1. Empaquetamiento2. Seleccin3. Cemento4. Angularidad / Redondez

5. Compactacin

1.5.1.1 El empaquetamientoSe refiere a la configuracin geomtrica de la distribucin de las partculas. Estaconfiguracin puede ser cbica, rmbica o hexagonal, siendo el empaquetamientocbico con el que se obtiene la mayor porosidad (47.6%), y como mnimaporosidad, se tiene una porosidad del 25.9%, tmese en cuenta que en estosempaquetamientos, se asumen a los granos como esferas perfectas, algo que esimposible encontrarlo en la realidad. (Figura 1.6 y1.7).

1.5.1.2 La seleccinSe refiere a la variacin en el tamao y forma de las partculas. Una roca bienseleccionada es aquella compuesta por partculas de tamao y forma uniforme,en tanto que una roca pobremente seleccionada es aquella compuesta porpartculas con tamao y forma variables. Obviamente, una roca bien seleccionadatendr una porosidad mayor que una mal o pobremente seleccionada.

1.5.1.3 El cementoEs la sustancia que mantiene juntos los diversos granos o partculas. Muy amenudo este cemento es cuarzo o calcita. Es obvio que una roca bien cementadatiene una porosidad menor que aquella mal cementada.


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1.5.1.4 La angularidad y redondezDe los granos, junto con el empaquetamiento y seleccin, afectan la porosidaddebido al entrelazamiento de los granos as como al relleno de los espaciosvacos.1.5.1.5 La compactacin

Es el grado de alteracin del tamao y forma de las partculas debido a la presinde las rocas suprayacentes. Es lgico que con el tiempo la sobrecarga reduzca laporosidad. Aunque hay muchas excepciones, se puede decir que la porosidaddisminuye con el aumento en la profundidad o en la edad de la roca.Asimismo, pueden tener porosidad secundaria en forma de pequeas cavidades,estas se deben a la accin de aguas de formacin o fuerzas tectnicas en lamatriz de roca despus del depsito.

1.5.2 PERMEABILIDAD

La permeabilidad es una medida de la facilidad con la que los lquidos fluyen atravs de una formacin. En una determinada muestra de roca y con cualquierlquido homogneo, la permeabilidad permanece constante siempre y cuando ellquido no interactu con la roca en s. La unidad de la permeabilidad es el Darcyque es muy grande. Por lo tanto se usan comnmente el mili-Darcy (md). Se dice

que una roca tiene la permeabilidad de un Darcy cuando un fluido con unaviscosidad de un centipoise avanza a una velocidad de un centmetro por

FIG. 1.6 Esferas ilust rando unapor osid ad mxim a del 47.6%

A: vista tr idimensionalB: seccin

FIG. 1.7 Esferas ilus trando unapo ro sid ad mnim a del 25.9%

A: vista tr idimensionalB: seccin


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segundo bajo un gradiente de presin de una atmsfera por centmetro. Una rocadebe tener fracturas, capilares o poros interconectados para ser permeables. Porlo general una permeabilidad mayor se acompaa de una porosidad mayor; sinembargo, esto no es ningn concepto o regla absoluta.1.5.3 SATURACIN

La saturacin en fluido de una roca es la relacin entre el volumen de un fluido enlos poros con el volumen total de los poros (Figura 1.8). Las saturaciones seexpresan como porcentajes del volumen de los poros. En un yacimiento dehidrocarburos se pueden encontrar simultneamente agua, petrleo y gas.Sin embargo, debido a los efectos de la gravedad, los fluidos se segregan oseparan en el yacimiento. Parte de los fluidos de un yacimiento no puedeextraerse; esta parte de los fluidos recibe el nombre de saturacin residual oirreducible. A veces las saturaciones residuales de hidrocarburos puedenextraerse mediante los mtodos de recuperacin secundaria o terciaria. Alestudiar un intervalo productor, aquella fraccin del espacio en los poros que no

contiene agua se supone que contiene hidrocarburos.

1.6 CLASIFICACIN DE LAS RESERVAS

1.6.1 RESERVAS PROBADAS

FIG. 1.8 Relacin entre el volum en de unf luido en los poro s con el volumen total en

los poros


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Las reservas probadas son el volumen de hidrocarburos que se estima serrecuperable de yacimientos conocidos por medio de mecanismos primarios osecundarios, es decir, elevacin natural o artificial (bombeo mecnico, elctrico,hidrulico o neumtico), o mediante inyeccin de fluidos (agua, vapor, aire, CO2,gas seco, etc.).

1.6.2 RESERVAS SUPLEMENTARIAS

Las reservas suplementarias, son una subcategora de las reservas probadas,son aquellas que se recuperarn mediante la aplicacin de varias tcnicasllamadas en su conjunto, de recuperacin mejorada (secundaria o terciaria).Ello puede expresarse matemticamente mediante la igualdad:

Sw1 Saturacin de hidrocarburos.

1.6.3 RECURSOS NO PROBADOS

Es el volumen de petrleo que se estima ser recuperado de las partes de lascuencas sedimentarias donde el taladro an no ha comprobado la presencia o node depsitos petrolferos.

1.6.4 RESERVAS PROBABLES

Son aquellas reservas en donde el anlisis de la informacin geolgica y deingeniera de estos yacimientos sugiere que son ms factibles de sercomercialmente recuperables, que de no serlo. Si se emplean mtodosprobabilsticos para su evaluacin existir una probabilidad de al menos 50% de

que las cantidades a recuperar sean iguales o mayores a la suma de las reservasprobadas ms las probables. El concepto de reserva probable difiereesencialmente del concepto de reserva probada, por el hecho de que no haypozos exploratorios perforados en el rea que se est evaluando.

1.6.5 RESERVAS POSIBLES O POTENCIAL GEOLGICO

Son aquellos volmenes de hidrocarburos cuya informacin geolgica y deingeniera sugiere que es menos segura su recuperacin comercial que lasreservas probables. De acuerdo con esta definicin, las reservas posibles son elvolumen de hidrocarburos que se cree que existe en reas an no exploradas,

evaluando solamente con base a criterios geolgicos.

1.7 MTODO VOLUMTRICO PARA LA ESTIMACIN DERESERVAS PROBADAS

Este mtodo se lo realiza al inicio de desarrollo de los campos, y se basa en elclculo del volumen de las cantidades de petrleo in situ que estn originalmenteen los yacimientos, a las cuales se les multiplica por el factor de recuperacin queanlisis petrofsicos, de presin, volumen, temperatura (PVT) y de ingenierapetrolera, determinan para cada tipo de depsito.

El material bsico para la estimacin de reservas por el mtodo volumtrico es:


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a) Los registros elctricos de los pozosb) Los anlisis de muestrasc) Los anlisis de los fluidos encontradosd) La determinacin de la porosidad total y de la porosidad efectivae) La determinacin de la permeabilidad y el estudio de otros parmetros.

Es muy importante tener todos estos datos en el inicio del desarrollo del campo,ya que para una correcta evaluacin de las reservas, hay necesidad de quedichas muestras presenten lo mas aproximado posible, las condiciones delyacimiento.As, el volumen total de hidrocarburos in situ puede ser expresado por:

SwhAV 1 [Acres-Pies]

El volumen de hidrocarburos usualmente es expresado en barriles:

SwhAV 17758

El volumen de hidrocarburos que se podra recuperar es:

RFSwhAV 17758 (1.1)donde:

A = rea del yacimiento en Acres.h = espesor del yacimiento en Pies = porosidad en porcentaje.Sw = saturacin de agua en porcentaje.FR =factor de recobro.Podemos concluir que los principales parmetros fsicos necesarios para evaluarun yacimiento son: porosidad, saturacin de hidrocarburos, espesor permeable dela capa hidrocarburfera, y permeabilidad. Estos parmetros pueden ser derivadoso deducidos de registros elctricos, nucleares o acsticos.


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2 PROPIEDADES ELCTRICAS DE LAS ROCASUna de las propiedades fsicas ms importantes de las rocas es la resistividad.Las mediciones de resistividad en conjunto con la porosidad y la resistividad delagua se usan en los clculos de saturacin de agua, y en consecuencia, en lasaturacin de hidrocarburos. La resistividad (R), llamada tambin resistencia

especfica, se puede definir como la capacidad que tiene una sustancia deresistir, o impedir el flujo de una corriente elctrica. La Figura 2.1 ayuda aentender el concepto de la resistividad elctrica. Un generador libera una corrienteelctrica, I, al alambre metlico de seccin transversal A y longitud L. La cada devoltaje, V, entre los extremos del alambre vara proporcionalmente con I. Esta seexpresa matemticamente por la Ley de Ohm como:

rIV * (2.1)

Donde r es la constante del alambre, que es la medida de la oposicin ejercidapor el alambre al paso de la corriente, esta constante se aplica sin tomar encuenta la naturaleza ni la geometra del alambre. Si V, el voltaje se expresa envoltios, I, se expresa en amperios, entonces r, ser expresado en ohmios. Elreciproco de la resistencia (1/r) es la conductancia, c, que estar dada en mhos osiemens. Si se reemplazara el alambre del circuito por otro del mismo materialpero de diferente geometra, es decir, diferente longitud y rea transversal, y la

corriente entregada se mantiene constante, se producir un cambio en la cada devoltaje entre los extremos del alambre. El cambio en la cada de potencial es

Fig. 2.1 Esquema de un c irc uit o elctr ico


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producido por un cambio en la resistencia del alambre, si la longitud del alambreaumenta entonces aumenta su resistencia y si el rea del alambre aumentaentonces la resistencia disminuye:

A

LRr * (2.2)

donde R es la resistividad, que es la capacidad de una sustancia de impedir oresistir el flujo de una corriente elctrica a travs de ella. La resistividad esindependiente de la forma y el tamao del conductor. La resistividad es unapropiedad fsica bsica del material, su valor es constante para todas las piezasde un mismo material a una temperatura dada. Si la resistencia se expresa enohmios (), la longitud en metros (m) y el rea en (m2), entonces la resistividadestar dada en (-m).Suponiendo que el voltaje atraviesa un cubo de 1 metro de lado podemoscalcular:

Rr

m

mRr

ALRr

21

1*

*

Por definicin podemos decir que la resistividad R es igual numricamente a laresistencia r, cuando el voltaje pasa a travs de un material cbico de 1 m delado.

La conductividad, C, es el inverso de la resistividad, para evitar fraccionesdecimales, la conductividad se expresa generalmente en milimhos por metro(mmho/m) donde:

1000 mmho/m = 1mho/m

C = 1000 / R (mmho / m) (2.3)

2.1 NATURALEZA DE LA RESISTIVIDAD ELCTRICA DE LASROCAS RESERVORIO

Las rocas reservorio son normalmente rocas sedimentarias, porosas ypermeables. Estas incluyen tres tipos de rocas principales:

Areniscas, con fragmentos consolidados principalmente minerales decuarzo, SiO2.

Caliza, CaCO3con restos orgnicos precipitados de calcio, y Dolomita, CaMg(CO3)2con alteraciones qumicas formadas principalmente

por calizas.

La mayora de las rocas sedimentarias contienen agua en sus poros, que por logeneral contienen sales disueltas. El grado de salinidad vara en gran medida. A

ms de agua, las rocas sedimentarias tambin contienen petrleo y / o gasnatural.


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La naturaleza de la resistividad elctrica de las rocas reservorio puede explicarsereemplazando el alambre del circuito de la Figura 2.1por un core limpio y seco deuna de las tres rocas. Un core, normalmente es un cilindro para ejemplos deanlisis. Solventes se utiliza para limpiar la muestra de todos los fluidosresiduales. El resultado es un core limpio y seco que contiene solo aire en sus

espacios porosos. El core se adapta a unos electrodos que cubre completamenteel rea de las dos caras opuestas (Figura 2.2). Este arreglo garantiza el flujolineal de corriente.

Con el core limpio y seco en lugar del alambre metlico no significa que lacorriente pueda pasar a travs del circuito porque la roca matriz y el aire quesatura los espacios porosos son pobres conductores de electricidad o aislantes.Sin embargo, rocas reservorio in situ son casi siempre conductores. Puesto que elpetrleo y el gas tambin son aislantes, la conduccin elctrica en las rocasreservorio resulta por la presencia de agua. El core saturado con agua pura de laFigura 2.2, podra no significar un cambio como en los anteriores casos donde losporos estn con aire, ya que el agua pura es tambin un pobre conductor. Si una

sal, tal como NaCl, es disuelta en agua, es posible que circule corriente a travsdel core saturado con sal muera. La conduccin es realizada a travs de solucinsalina, normalmente referido como los electrolitos. Las molculas de sal cuandose disuelven en agua se disocian en partculas llamadas iones. Los iones sontomos o molculas elctricamente cargadas como resultado de electrones enexceso o deficiencia de ellos. Para el NaCl, los tomos de sodio se disocian encargas positivas (cationes) y el cloro se disocia en cargas negativas (aniones):

NaCl Na+ + Cl-

Cuando se establece un campo elctrico a travs del core, los iones se dirigen a

travs del agua, los iones positivos hacia los electrones negativos y los electronesnegativos hacia los positivos. Las cargas elctricas en circulacin son

Fig. 2.2 Esqu ema de un c irc uit o elctr ico ,con u n core com o res is tenc ia


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transportadas dentro de la roca por iones o electrones que tiene la roca. Laconduccin en las rocas es electroltica.Para tener una mejor idea del significado de las diferentes resistividades de inters enregistros elctricos, debemos asumir un cubo de una unidad de longitud conectado a uncircuito con una fuente de voltaje en la (Figura2.3) por lo que tenemos que r es igual a R.

El cubo tiene las siguientes caractersticas:

Se encuentra lleno de agua + 10% de NaCl, en este caso se tiene aguasalada que simula agua de formacin de resistividad Rw.

Rw = V / I1(.m)

Al mismo cubo aadimos una fraccin de arena, se desaloja un 60% deagua con lo que obtenemos una porosidad del 40%. Tomando en cuentaque el espacio poroso sigue lleno de agua, tendramos una formacinlimpia saturada al 100% de agua de formacin. Ro = resistividad de laformacin saturada 100% de agua.

Ro = V /I2 (.m)

Luego inyectamos petrleo, y simulamos una formacin virgen que incluyeroca matriz, agua y petrleo, y obtendramos la resistividad total Rt. Rt =resistividad total de la formacin no afectada por proceso de invasin.

Rt = V / I3 (.m)

Debido a que el flujo de corriente en la formacin se debe solo a la presencia deagua intersticial, entonces la relacin de las intensidades de corriente sera lasiguiente:

I1> I2> I3por lo que:

Rw< Ro< Rt

Fig. 2.3 Esquema d e un c ircui toelctric o c uya resisten cia es un cub o

de 1m. de lado


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yCw> Co> Ct

La resistividad total normalmente vara de 0.2 hasta 1000 (.m), es muy raroencontrar una resistividad total mayor a 1000 (.m), pero puede darse el caso en

una formacin de evaporita. La roca matriz es una roca seca, que es aislante,pero es raro encontrarlas; por lo tanto la resistividad es alta y la conductividad esbaja incluso casi igual a 0. El hidrocarburo puro tambin constituye un aislante, esdecir conductividad baja y resistividad alta; pero la conductividad no puede llegara ser igual a 0, ya que en el petrleo siempre estar mezclado con el agua. Elagua salada es conductiva y la conductividad C es proporcional a la cantidad desal.

Resumiendo se tiene las siguientes consideraciones:

El flujo de corriente en la formacin se debe a la presencia de aguaintersticial.

A mayor porosidad existir mayor conductividad ya que se tiene unamayor cantidad de iones en movimiento, porque va a existir msvolumen lleno de agua.

Cualquier formacin tiene una resistividad mesurable y finita. La resistividad es alta cuando existe presencia de hidrocarburo,

mientras que la resistividad es baja en presencia de agua de formacin. Si la temperatura es alta, pero considerando la concentracin de sal

constante, los iones se mueven con mayor facilidad, y comoconsecuencia existir mayor conductividad.

Tambin va a depender en gran magnitud de la litologa.

2.2 FACTOR DE FORMACIN (F)

Es una constante propia de la formacin que caracteriza la litologa. El factor deformacin depende de la litologa, la porosidad, el tamao de los poros y elarreglo de los granos.

Por el ncleo saturado cuya resistividad es Ro, circula una corriente y se presentauna cada de potencial a travs del ncleo. La resistencia (ro) del ncleo puedeobtenerse con la ley de Ohm:

IrV O* (2.4)

Entonces puedo obtener Ro pues L y A son conocidos.

A

LRr OO (2.5)

Puesto que el agua salada, es el que permite la conductividad de la roca, esposible reemplazar el ncleo por un volumen de agua de la misma conductividady obtener la misma resistencia entre los dos electrodos. (Figura 2.4)Los iones semueven a travs de la roca, siguiendo caminos tortuosos, as la longitud delvolumen equivalente de agua, L

e, es mayor que la longitud real, L. El volumen de

agua en el ncleo es: A*L*. Este volumen debe tener la misma salinidad en elvolumen de agua de circuito equivalente.


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El rea de la seccin transversal equivalente del volumen de agua, Ae, ser:

Le

ALAe

(2.6)

se puede expresar la resistencia, rw, del volumen equivalente de agua por:

Ae

LeRr WW * (2.7)

reemplazando 2.6 en 2.7, se tiene:

AL

LeRr WW

2

* (2.8)

Se ha establecido de manera experimental que la resistividad de una formacinpura con contenido de agua (esto es, una capa que no contenga ni hidrocarburosni una cantidad apreciable de arcillas), es proporcional a la resistividad del agua

con el cual est completamente saturada. La constante de proporcionalidad sellama factor de resistividad de formacin, F,

w

o

R

RF (2.9)

dado que ro= rw, se tiene,

LALeR

A

LR wo

2* (2.10)

Fig.2.4 Esqu ema del circ uito elctric o, caso del tu bo lleno de agua


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2

2*

L

LeRR wo

(2.11)

2

2

L

Le

R

R

W

o

(2.12)

igualando a la ecuacin (2.9) se tiene:

22 1

L

LeF (2.13)

donde:

L

Le= tortuosidad (2.14)

El factor F de una formacin depende de la tortuosidad de la roca y de laporosidad.

Si tenemos varias fases y el medio es el mismo u homogneo, F es el mismo. Fes una caracterstica de los medios porosos.En una porosidad determinada, la proporcin Ro/Rw permanece casi constante,para todos los valores de Rwpor debajo de o aproximadamente 1 .m. En el casode aguas ms dulces y con mayor resistividad, el valor de F puede disminuir amedida que aumenta Rw. Se atribuye este fenmeno a una mayor influenciaproporcional de la conductancia superficial de la roca.

En el caso de un agua de salinidad dada, mientras mayor sea la porosidad de unaformacin, menor ser la resistividad de la formacin Ro, y tambin el factor deformacin F. por consiguiente, el factor de formacin est inversamenterelacionado a la porosidad. Es tambin una funcin de la estructura porosa y de ladistribucin del tamao de los poros.

Dado que F es una cantidad adimensional que depende solamente de laspropiedades de la roca, este es un parmetro importante en la interpretacin deregistros elctricos. Como veremos ms adelante la ecuacin 2.9 puede utilizarsecon tres propsitos:

1. Para determinar Ro cuando F y Rw son conocidos, Ro entonces puedecompararse con Rt, para detectar la presencia de hidrocarburos.

2. Para determinar F cuando Roy Rwson conocidos. F se puede utilizar paraobtener la porosidad de la formacin.

3. Para determinar Rwcuando F y Roson conocidos. Rwpuede utilizarse enotros mdulos petrofsicos para determinar la salinidad del agua deformacin.


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2.3 EFECTO DE SALINIDAD DEL AGUA DE FORMACIN YTEMPERATURA SOBRE LA RESISTIVIDAD DE LASFORMACIONES

Los factores que afectan la resistividad del agua de formacin Rw, tambin afectana la resistividad total de la formacin R t. Entonces tanto Rwcomo Rtdependen delas cargas elctricas que se mueven a travs de la roca sedimentaria. En laconduccin electroltica, como en este caso, la conductividad de la formacindepende de:

1. Nmero de iones presentes en la formacin, generalmente llamadaconcentracin o, para aguas de formacin, salinidad.

2. Velocidad con la que los iones se mueven a travs de la solucin, estavelocidad se relaciona directamente con la temperatura, por ende laconductividad tambin depende de la temperatura

3. Carga de los iones, esta depende del tipo de sal en solucin, la cargavariar de acuerdo con la conductividad de cada sal y la concentracinque cada una tenga en la solucin total.

2.3.1 CONCENTRACIN

Existen dos tipos de concertacin principalmente

2.3.1.1 Concentracin volumtrica.- La mayora de anlisis qumicos de lacomposicin de sal de una solucin conductiva expresados en concentracininica como:

Peso de la Sal gramo gramo

Concentracin oVolumen de la solucn litro galn

La concentracin expresada como base volumtrica vara con la temperatura.

2.3.1.2 Concentracin en peso.-Esta no depende de la temperatura, solamente delpeso del soluto y de la solucin.

Peso de la Sal miligramoConcentracin ppm

Peso de la Solucin Kilogramo

donde ppm quiere decir: partes por milln y son los miligramos de sal que existeen un kilogramo de solucin.

Para poder convertir las unidades de concentracin de una solucin de gramo

litro (gr/lt) a partes por mil, se divide para la densidad de la solucin en gr/cm3. Enefecto la concentracin volumtrica y la densidad deben estar a la mismatemperatura. La Figura 2.5., muestra la relacin entre concentracin y densidadde una solucin de NaCl a 77F.

2.3.2 MOVILIDAD

La velocidad de los iones, generalmente referida como movilidad, se determina

por la oposicin o fuerza de resistencia que ellos encuentran al moverse a travsde la solucin.


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La fuerza de resistencia por lo general es controlada por el tamao de los iones yla viscosidad del solvente.

El efecto de la temperatura sobre la resistividad de la solucin salina es deconsiderable importancia en la interpretacin cuantitativa de los registros

elctricos, donde sta es necesaria para corregir las medidas de temperaturatomadas en superficie y llevarlas a condiciones de la formacin.En la Figura 2.6, podemos determinar la resistividad de una solucin pura deNaCl como funcin de la concentracin y temperatura. Este monograma se lodesarroll en forma experimental.

CONCENTRACINDE LA SOLUCIN DE NaCl


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Arps desarroll una aproximacin emprica para esta conversin, queproporcionaron resultados dentro del rango de exactitud de los datos disponibles:

F6.77T

6.77TRR

2

112

(2.15)

C5.21T

5.21TRR

2

112

(2.16)

donde R1, R2 son las resistividades de las soluciones de NaCl a temperaturas deT1 y T2, respectivamente.

Cuando se escribe el valor de una resistividad se debe siempre especificar latemperatura a la que se ha calculado dicha resistividad, por ejemplo:Rt = 4.5 (.m) @ 120 F

Fig. 2.6 Monog rama para determinar la resist iv idad d el agua de form acin, cono ciendola sal inidad y su temperatura


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2.3.3 CARGA DE LOS IONES

La conductividad de cada solucin pura de sal normalmente encontrada en aguasde formacin vara nicamente con la concentracin (Figura 2.7). Como se puedever la resistividad es diferente, para diferentes sales. Para algunas sales, tales

como el cloruro de potasio KCl, la conductividad se incrementa cuando seincrementa la concentracin. Para otras sales semejantes al cloruro de calcioCaCl2, la conductividad incrementa al inicio cuando su concentracin aumenta,luego disminuye cuando la concentracin es alta.

En muchas soluciones concentradas, los compuestos de iones polivalentesmuestra la disociacin incompleta. Por ejemplo CaCl2disocia de CaCl

++ Cl-, enlugar de Ca++ + 2Cl-. Altos niveles de concentracin, sales adicionales estnligeramente disociadas y se encuentran libres en el agua y causan incremento deviscosidad y por ello empieza a decrecer la conductividad.En soluciones que contienen ms de una sal, la contribucin de cada sal a laconductividad total depende de:

1. La concentracin total de slidos en la solucin

2. La concentracin fraccional de la sal, y3. La conductividad de cada sal a la concentracin total de slidos.

Fig. 2.7 Con du cti vid ad d e la so luc in d e sales a 18C


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La determinacin analtica experimental de la solucin salina como funcin detodos los solutos presentes es compleja e imprctica. Con suficiente exactitudpara propsitos prcticos, la conductividad de una solucin de N sales est dadapor:

N

i

ii

t

sol cnnC 1

1

(2.17)

donde:Ci = conductividad de la iensima sal a la concentracin total de slidos disueltos.Cs = conductividad de la solucin (1//m)nt = concentracin total de slidos disueltos. [ppm] (TDS)ni= concentracin de la iensima sal. [ppm]

Las aguas de formacin de moderada a alta salinidad son predominantementesoluciones de NaCl. Dado que la concentracin de iones polivalentes es

generalmente baja, la conductividad de la mayora de las formaciones seincrementa con la concentracin, an a altos valores.En casos donde la resistividad de la solucin salina no se ha medidodirectamente, sta se puede calcular a partir del anlisis qumico de la solucin(titulacin).

GEN8


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GEN9


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Conociendo la concentracin de cada sal, se obtiene la concentracin total deslidos disueltos, lo que permite que mediante un factor de multiplicacin (cartaGEN-8), pueda convertirse a una concentracin equivalente de NaCl (ne).La concentracin equivalente de NaCl, (ne), de una solucin de N sales puedeexpresarse como:

(2.18)donde:ni= concentracin de cada una de las sales presenteski = factor de multiplicacin del iensimo in a la concentracin total de slidosdisuelto, TDS en la tabla GEN-8. Los datos de conductividad de varias salespuras comnmente encontradas en agua de formacin se utilizaron en eldesarrollo de estos multiplicadores.

Cuando la concentracin equivalente de NaCl es conocida, se puede determinarsu resistividad a cualquier temperatura usando carta GEN-9.

2.4 RELACIN FACTOR DE FORMACINPOROSIDAD

La ecuacin en que F = f( , ) es imprctica, debido a que la tortuosidad de laroca es imposible medir. Varios investigadores estudian la relacin entre F y otraspropiedades petrofsicas para diferentes modelos de un medio poroso, losmodelos utilizados incluyen:

Paquetes de esferas Tubos capilares

Redes NeuronalesDebido a que estos modelos son sobresimplificaciones de sistemas complejos,ellos tienen ciertos limitantes en predecir el comportamiento del flujo de lacorriente elctrica en un medio poroso saturado con sal muera.Sobre la base de medidas de laboratorio de F y de una muestra, Archie sugierela siguiente relacin emprica:

mF (2.19)

Esta ecuacin se obtuvo como resultado de las investigaciones de W. Winsauerde la relacin de factor de resistividad de la formacin con la porosidad de

diferentes areniscas. Lo que pudo concluir que para las rocas estudiadas larelacin:

m

aF

(2.20)

donde a y m son parmetros propios de la litologa; investigaciones tericas yexperimentales muestran que estos varan principalmente con la geometra de losporos.a: es una constante empricam: factor de cementacin.

Esta ltima ecuacin proporciona un mejor ajuste con un conjunto de datos decampo.

N

i

iie knn1


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La utilidad de las ecuaciones 2.19 y 2.20 en la determinacin de F est gobernadapor los valores de ay m. Investigaciones tericas y experimentales muestran queestos valores varan principalmente con la geometra de los poros. El exponentem vara principalmente con el grado de consolidacin de la roca. Timur, estudialgunas formaciones de arena y encontr que los coeficientes a y mvaran en un

amplio rango de valores. El coeficiente avara de 0.35 a 4.78, y mvara de 1.14 a2.52. Para formaciones de carbonatos, el exponente de cementacin puedealcanzar 2.9 o ms.El factor de cementacin est en funcin del grado de consolidacin de la roca.

M L it o lo ga

2.0 - 2.3 Rocas altamente cementadas ( Calizas, dolomitas)1.8 - 2.0 Rocas moderadamente cementadas (arenas consolidadas)

1.41.7 Rocas ligeramente cementadas (arenas poco consolidadas)1.3 Rocas no consolidadas

a L it o lo ga

0.81 Arenas1.00 Carbonatos

La Figura 2.8muestra las variaciones de m en base a F y a la porosidad () paradiferentes tipos de rocas.

2.5 RELACIN FACTOR DE FORMACIN Y POROSIDAD APARTIR DE MEDIDAS DE LABORATORIO

La relacin factor de formacin y la porosidad para un reservorio especfico oformacin se determina a partir de medidas de laboratorio de F y con variasmuestras representativas de core.El procedimiento experimental requiere varios pasos:

Fig. 2.8 Grfico del facto r de resistiv idad de la form acin versu s la poro sidad


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1. Las muestras representativas de core, son limpiadas para removercualquier hidrocarburo.

2. Las muestras de core son saturadas completamente con salmuera deresistividad, Rw, conocida. El mejor resultado de las medidas depende de laobtencin de una salmuera similar en composicin al agua de formacin.

3. La resistencia elctrica de la muestra de core, ro, es medido cuando lamuestra est completamente saturada.4. Se mide la porosidad de la muestra.

Estos pasos se cumplen adecuadamente, cuando se conoce la tcnica. Los datosde laboratorio son usados para calcular Roy F de cada uno de los cores. Luegose grafica el factor de formacin vs. la porosidad en un papel logartmico, se trazauna lnea que se ajusta a los datos entre el factor de formacin y porosidad, paraluego determinarse my a, a partir de la pendiente y la intercepcin de la ordenadaque corresponde al valor de log1 respectivamente.La Figura 2.9 presenta un ejemplo de lo expuesto anteriormente. Una de las

lneas muestra que las medidas se obtuvieron a condiciones de ambiente. Lasegunda lnea es obtenida cuando la medida se repite a presiones diferencialestipicas del reservorio.

2.6 RELACIONES GENERALIZADAS ENTRE FACTOR DEFORMACIN Y POROSIDAD

2.6.1 ECUACIN DE HUMBLE

Cuando no estn disponibles muestras de formacin, se utiliza relaciones

generalizadas, que gracias a investigaciones, los autores obtuvieron valores paraa y m que permiten escribir la expresin as:

Fig. 2.9 Ejemplo del factor de resist iv idad vs porosidad


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15.2

62.0

F (2.21)

Una ecuacin simplificada para aproximar la ecuacin de Humble para areniscases:

2

81.0

F (2.22)

Las ecuaciones 2.21 y 2.22 son las ms comnmente utilizadas para areniscasdebido a que son recomendadas por la mayora de compaas de servicios deregistros y aparecen en sus cartas.

2.6.2 ECUACIN DE PHILIPS

Un grfico de F obtenido por Carother a partir de 793 muestras. Cuando elfactor de formacin se promedia y grafica para un punto medio de un rango dadode porosidad se obtiene una relacin general para areniscas:

54.1

45.1

F (2.23)

2.6.3 FRMULA DE CHEVRON

Recogi una coleccin extensiva de datos de F - que consista de 1833muestras de arenisca, estos anlisis dieron como resultado la siguiente frmula:

73.1

13.1

F (2.24)

.2.6.4 RELACIN F - DE DATOS DE REGISTROS DE POZOS

Las relaciones anteriores son medidas de laboratorio realizadas a la presinatmosfrica. Porter y Carothers definieron un procedimiento para establecer estasrelaciones de datos de registros de pozos obtenidos bajo condiciones in-situ.

Partiendo de 2295 datos de F y

obtuvieron relaciones generalizadas para cadacampo geolgico especfico.

1.08

2.45F

y

1.29

1.97F

2.6.5 RELACIN F- PARA ROCAS CARBONATADAS

La gran variacin en los tipos de rocas arcillosas y otras formacionescarbonatadas hace mucho ms difcil definir una relacin generalizada F- . Sinembargo existen unas pocas relaciones generalizadas en uso. Una ecuacin para

rocas calcreas obtenida a partir 188 muestras por Carother es:


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2

1

F (2.25)

Las siguientes ecuaciones son recomendados para para rocas compactas y debaja porosidad, carbonatos no fracturados, respectivamente.

5.22.2

1a

F

(2.26)

/019.087.1

1F (2.27)

Est ltima es la ecuacin de Shell. Todas estas ecuaciones se presentan en lafigura 2.10.

2.7 RESISTIVIDAD COMO UNA BASE PARA LAINTERPRETACIN - ECUACION DE ARCHIE

En las secciones anteriores presentamos un gran nmero de parmetrosutilizados para evaluar formaciones. Si pudiramos obtener una relacin entre laresistividad de la formacin y los otros parmetros, tendramos una relacinmatemtica sumamente til para nuestro trabajo en zonas potenciales dehidrocarburos.El resto de esta seccin se dedicar a desarrollar dicha frmula.

La utilidad de la registracin de resistividad se basa en el hecho que:

Fig.Representacin grfica de las diferentes relaciones generalizadas entre F y


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El agua salada es un conductor (baja resistividad). Los hidrocarburos y rocas son aislantes (alta resistividad).

Consideremos la unidad cbica la Figura 2.11

CUBO A:

La resistividad Rt del cubo variar con la resistividad del agua Rw (es decir:cuando Rw aumenta, Rtaumenta y viceversa).

Por consiguiente: wt RR

CUBO B:

Reemplaza el 25% del cubo con roca (entonces = 75%), pero mantieneconstante Rw, la resistividad Rt aumenta cuando disminuye la porosidad es

decir: como disminuye Rtaumenta.)

Por consiguiente:

1

tR

CUBO C:

Reemplazando 30% de porosidad restante con hidrocarburo, la resistividad Rtaumenta cuando disminuye la saturacin de agua (es decir, cuando Swdisminuye Rt aumenta).

Por consiguiente:w

tS

R 1

Fig.2.11. Esquema de un a unidad cbica qu e permite dedu cir la ecu acin d eArchie


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Combinando las observaciones anteriores, podemos decir que:

W

wtS

RR 11

,

W

w

t

S

RR

(2.28)

Para resolver la constante de proporcionalidad, primero limitemos la ecuacincomo sigue:Si %100wS (Es decir: no hay hidrocarburo y la porosidad es 100% lleno de

agua).

Entonces se tiene que to RR

w

o

R

R (2.29)

Ahora si 1 , entonceswo

RR ; se ha determinado experimentalmente que:

La resistividad de una formacin limpia es proporcional a la resistividad de lasolucin salina con la cual esta saturada totalmente:

w

o

R

RF (2.30)

Para una porosidad dada la relacin Ro/Rwpermanece constante para cualquier

valor de wR que no exceda de aproximadamente 1-m.Regresando a la ecuacin (2.29) e introduciendo la porosidad como una variable,esto es claro que:

1F

Esto es obvio, ya que la relacin entre oR y wR se relacionan a ese cubo anterior

de roca y a sus caractersticas de porosidad.

Se sabe que:

m

aF

Como:

wo FRR

m

w

ot

aRRR

cuando %100wS (2.31)

Si wS no es igual al 100%, entonces,

W

m

w

tS

RR 1

(2.32)


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W

otS

RR 1

Rt

RS oW

Experimentalmente se determin, que esta relacin es dependiente del exponentede saturacin n como:

t

w

m

t

w

t

ow

R

Ra

R

FR

R

RS

(2.33)

El exponente de saturacin depende del tipo de roca principalmente de la maneraen que los poros estn conectados (se obtiene experimentalmente) y su rangovara entre:

5.21 n

Para la mayora de las rocas consolidadas y limpias n=2 a menos que se tengainformacin ms especfica.

t

m

w

t

w

wR

aR

R

FRS

(2.34)

La ecuacin 2.34, forma la relacin de Archie que es la base para todas lastcnicas convencionales de interpretacin. Mejoramientos y refinamientos sepueden hacer a la frmula de Archie para diferente tipos de rocas mscomplicadas.

Podemos determinar la saturacin de agua SW en base a la Figura 2.12, siconocemos la relacin de resistividades Rt/ROy el exponente de saturacin n.

Fig. 2.12 Grfic o que r elacio na Rt/Roversusla saturacin de agua


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2.7.1 NDICE DE RESISTIVIDAD

Las primeras interpretaciones cuantitativas de registros elctricos utilizaron estafrmula que consista en la comparacin entre:

Rt, Registrada en una roca yacimiento con presencia potencial de HC, y Ro, registrada en una roca yacimiento conocida y saturada al 100% de

Agua.

o

tR

R

RI

- Presencia de HidrocarburoRt>Ro => IR> 1

- Muestra saturada 100% de AguaRt=Ro => IR = 1

- Error : Ro > RtFsicamente imposible IR< 1

Nota:

Si Sw= 100 %

1. Det

ww

R

FRS => Rt= F Rw

2. Sabemos : Ro= F Rw

Ro= Rt

esto supone que:

Ambas capas tienen F y similares (Figura 2.13). Ambas capas contienen aguas de formacin con salinidades parecidas.

Es decir que la formacin permeable tiene el mismo factor de formacin en elintervalo que contiene agua (donde se obtuvo Ro), que la zona que contienehidrocarburo (donde se obtuvo Rt).

Fig. 2.13 Una form acin permeab le contiene elmism o valor de F, ya sea que cont iene agua o

hidrocarburo


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t

m

w

Rt

o

t

w

wR

aR

IR

R

R

FRS

1

La ltima relacin se cumple para arenas limpias, consolidadas y moderadamente

resistivas.En resumen la resistividad de una formacin (Rt) depende de:

Porosidad .- Cantidad de espacio poroso ( Agua + HC ) Resistividad del Agua (Rw).- Concentracin de sal. Saturacin de Agua (Sw).- Cantidad de Agua Presente. Litologa (a, m, n).- Tipo de Roca. Temperatura.- Mayor o menor velocidad de movimiento de iones (funcin

de profundidad).


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3MEDIDAS AMBIENTALES

La mayora de los conceptos tericos se desarrollaron asumiendo un medio idealen el cual se toma en cuenta los siguientes aspectos:a) La formacin es un medio infinito, homogneo e isotrpico.b) El pozo es un cilndrico regular, de dimetro conocido lleno de un fluido

homogneo de propiedades conocidas.c) Capas que atraviesan el pozo con homogneas e isotrpicas.

Estas asunciones de un medio ideal tambin se extienden al desarrollo de

ecuaciones para la interpretacin cuantitativa de registros, por consiguiente sehace necesario corregir los datos obtenidos en un ambiente real antes del uso deestas ecuaciones. Estas correcciones consisten en quitar esa parte de la sealcausada por la desviacin del ambiente real del ideal.Ciertas herramientas de registros normalmente se disean para funcionar mejoren ciertos ambientes, por consiguiente el uso de las herramientas en ambientesdiferentes producir un registro de calidad baja y no representativo.

La seleccin de la herramienta para correr en ciertos pozos, estar en funcin dela calidad del registro y la cantidad de informacin que se necesita extraer. Paraesto se requiere conocer cierta informacin del ambiente real del pozo tal como:

Dimetro y forma del hueco. Propiedades de los fluidos de perforacin que llenan el pozo. Temperaturas de la formacin y del pozo La variacin radial de las propiedades de la formacin.

3.1 DIMETRO Y FORMA DEL HUECO

Para una determinacin del dimetro y forma del hueco se necesita unaherramienta llamada caliper. Este registro indica claramente que el dimetro real

del hueco difiere en gran medida del dimetro de la broca utilizada para laperforacin del hueco. La diferencia es considerable en algunos casos, como seobserva en la Figura 3.1 que muestra el perfil real de un hueco perforado con unabroca de 12 pulgadas. La seccin registrada se puede utilizar para determinar elvolumen del hueco. Se puede observar en la figura que el hueco esta muy lejosde ser un cilindro regular con dimetro uniforme.

El dimetro real y forma del hueco depende de las formaciones perforadas. En laparte superior del hueco parece ser lisa, con el dimetro igual al de la broca.En la seccin A se muestra para el caso de formaciones duras, consolidadas eimpermeables. El dimetro de la seccin B es realmente ms pequeo que eldimetro de la broca. Esto normalmente ocurre en el caso de formaciones


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permeables perforado con un lodo que contiene slidos. El espesor de la costradel lodo depende de las propiedades del lodo.En formaciones permeables el dimetro del hueco es reducido por el espesor dela costra de lodo. Las propiedades de costra de lodo como: resistividad, densidaddifieren considerablemente de la formacin circundante.

Figur a 3.1 Registro en el que el d imetr o real del hu eco d ifiere en gr an medida d el dimetr o de labroca u t i l izada para la perforacin del hu eco


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En la seccin Cde la Figura 3.1el dimetro real del hueco perforado es de 3 1/2pulgadas. Tal agrandamiento ocurre en formaciones no consolidadas, suaves,debido al efecto de friccin de los lodos de perforacin. Este agrandamientotambin ocurre en formaciones solubles en agua y en formaciones naturalmentefracturadas. Los agrandamientos del hueco perforado normalmente son ms

observados en formaciones que contienen lutitas, debido a sus propiedadeselectroqumicas, los minerales de la arcilla absorben agua causando en laformacin un hinchamiento. Este hinchamiento debilita la formacin y producederrumbes en la formacin el cual produce que se formen cavidades. Laintensidad del derrumbe da como resultado el agrandamiento del hueco perforadoya que este depende de las propiedades fsicas de la arcilla y del fluido deperforacin. El lodo base agua fresca causa mayores cavidades que el lodo baseagua salada, estas cavidades normalmente no se presentan cuando se utiliza unlodo base aceite.La rugosidad del hueco perforado se lo puede observar en la seccin D de laFigura 3.1.

El alargamiento del hueco en las herramientas, centradas mecnicamente causaque se site en lo ms alejado de la formacin investigada. El espacio entre laherramienta y la formacin es ocupado por el lodo de perforacin, que exhibepropiedades fsicas muy diferentes a las de la formacin. Las herramientas deregistros se disean para investigar un volumen prescrito; ello causageneralmente que una pequea fraccin del volumen sea ocupada por el lodo.Cuando esta fraccin aumenta con el dimetro del hueco, la respuesta de laherramienta no puede atribuirse completamente a la formacin. En alargamientosextremos la respuesta de la herramienta corresponde completamente al fluido deperforacin utilizado.Cuando el patn de la herramienta es presionado contra la cara de la formacin,los sensores son separados de la formacin por la costra de lodo y/o baches defluido de perforacin. (Figuras 3.2 y 3.3).

Figu ra 3.2 Patn ap retan do a la

costra de lodo en una zona dondeno se haproduc ido derrumbe

Figu ra 3.3 Patn ap retan do a la

costra de lodo en una zona dondese ha produc ido d errumbe


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Las herramientas con patn (por ejemplo, herramienta de microresistividad,densidad), tiene un pequeo radio de investigacin. Consecuentemente la zonade la costra de lodo y de los baches puede afectar considerablemente a larespuesta de la herramienta.Un anlisis adecuado de las mediciones del registro requiere el conocimiento del

dimetro y forma del hueco. Para determinar la geometra del hueco, un registrocaliper por lo general se puede combinar con registros:

Microresistividad Densidad Neutrn Snico, etc.

Cada una de estas herramientas va a proporcionar diferentes dimetros y formasde hueco pero muy relacionadas la una con la otra.

3.2PROPIEDADES DEL LODO FILTRADO DE LODO Y COSTRADE LODO

Las herramientas de registro son por lo general corridas en pozos llenos confluido de perforacin. Como posibles fluidos de perforacin tenemos: aire, agua, obarros preparados con fases lquidas y slidas. Los barros, ms frecuentementeutilizados como fluidos de perforacin, se llaman lodos de perforacin.Las principales funciones del fluido de perforacin son para mover los slidosperforados, impedir que los fluidos de la formacin fluyan hacia el huecoperforado, mantener la estabilidad de las paredes del pozo, y enfriar y lubricar labroca. Los fluidos de perforacin tambin juegan un papel importante en lasoperaciones de registros, especialmente en los registros elctricos. Enconsecuencia un lodo de perforacin conductivo es necesario para proporcionarcorriente continua entre los electrodos de la herramienta y la formacin. Losfluidos de perforacin afectan, generalmente a la respuesta de la herramienta,dependiendo de sus tipos y propiedades. El lodo base agua es el tipo ms comn.Est compuesto de una fase liquida continua de agua, en el cul la arcilla es elmaterial de suspensin. La barita es normalmente agregada para incrementar ladensidad del lodo. Tambin se agregan qumicos para controlar las propiedadesdel fluido. El agua es utilizada para mezclar con el lodo y obtener un lodo fresco.El agua normalmente es reemplazada por hidrocarburo lquido para las

formaciones con alta temperatura, formaciones profundas y formaciones solublesen agua. Este tipo de lodo es conocido como lodo base aceite porque su faselquida contiene diesel, crudo pesado, refinado, o aceite mineral. Los lodos baseaceite son poco conductivos y limitan el uso de los registros de resistividad. Ellodo base aceite es generalmente aceptable porque minimiza el impactoambiental en el pozo. Como mencionamos anteriormente, el fluido de perforacinfluye a travs de zonas permeables porque existe una diferencia de presin entrela formacin y el pozo perforado.Las partculas ms grandes al tamao de los poros cubren la cara de la formaciny forman la costra de lodo. El lodo de perforacin fluye a travs de la formacinpermeable debido a la presin diferencial entre el hueco y al formacin. La fase

lquida que invade la formacin se llama filtrado de lodo. En la Figura 3.4 sepuede apreciar el lodo, la costra de lodo, la zona de la formacin invadida por el


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filtrado de lodo y la zona de la formacin no invadida, que contribuya a la medidade la herramienta.Adicionalmente a las propiedades de la formacin de inters, la respuesta de laherramienta es afectada por las propiedades del lodo, la costra de lodo, y elfiltrado del lodo.

El grado de estos efectos depende de:

1. Diseo de la herramienta2. Propiedades fsicas de la zona involucrada3. Tamao del hueco4. Espesor de la costra de lodo5. Profundidad de invasin

Los datos del lodo de perforacin que permiten a las operaciones de registros

son:

Tipo de lodo Densidad Viscosidad PH Prdida de fluido Resistividades del lodo, costra de lodo y filtrado de lodo.

3.2.1 TIPO DE LODO

Los lodos base agua son usualmente qumicos tratados y son clasificados deacuerdo al tipo de tratamiento. Comnmente los lodos pueden clasificarse en:

Fig. 3.4 Esquema d e las di ferentes zonas, que son respu esta del registro


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1) Lodos naturales.2) Lodos fosfatados3) Lodos tratados orgnicamente (lignito, cromo lignosulfanatos).4) Lodos tratados con calcio (limo, cloruro de calcio, yeso).5) Lodos agua sal (agua de mar y lodos sulfatados de agua sal).

6) Lodos con emulsin de aceite (hidrocarburo en el agua)

El tipo de lodo refleja los elementos predominantes en el mismo. El conocimientodel tipo de lodo ayuda en el anlisis de los registros nucleares, debido a que larespuesta es afectada por la composicin atmica del medio que lo rodea.

3.2.2 DENSIDADLa densidad del lodo afecta al proceso de filtracin porque este refleja los slidoscontenidos en el lodo. Este tambin determina la magnitud de la diferencia depresin entre el lodo y la formacin que en si determina la gravedad de la invasin

del filtrado del lodo. La respuesta de los aparatos de rayos gamma (rayos gamma,densidad) dependen de la densidad del lodo porque la alternacin de los rayosgamma dependen en gran medida de la densidad del medio circundante.

3.2.3 VISCOSIDADEs un indicador de la calidad del lodo o contenido de slidos. Sin embargo noexiste una relacin entre la viscosidad y otros parmetros del lodo, como lafiltracin, que sean pertinentes a las operaciones de registros. Pueden sermedidos mediante el uso del embudo Marsh, obteniendo el tiempo que tarda elfluido en salir por el embudo en segundos.

3.2.4 POTENCIAL HIDRGENO (PH)Refleja la relativa acidez o alcalinidad de lodo, es evaluado en el rango de 0 hasta14.El agua pura que es neutra (ni cida ni alcalina) tienen un PH de 7.El PH menor a 7 implica acidez y si el PH es mayor a 7 indica alcalinidad.

Los PH reflejan la calidad qumica de lodo y se utiliza para controlar la calidad delmismo. En la interpretacin de registros ste se utiliza para indicarcualitativamente la presencia de ciertos iones, por ejemplo: el lodo alcalinousualmente resulta de la presencia de bicarbonatos (HCO3), carbonatos (CO3) ehidrxidos (OH). El conocimiento de la composicin inica es importante en

algunos anlisis de registros como el de registro potencial (SP).

3.2.5 PRDIDA DE FLUIDOAl filtrado se define como la cantidad relativa del fluido (filtrado) perdido, a travsde formaciones permeables cuando el fluido o lodo de perforacin es sometido apresiones diferenciales. Se usa una muestra, obtenida de la lnea de flujo, esta esvertida dentro de una celda con un filtro estndar, y es sometido a una presindiferencial de 100 PSI que es aplicada por 30 minutos. La cantidad de fluidoperdido es medido en una pipeta graduada en centmetros cbicos, la cantidad defluido perdido es muy til para acondicionamiento de lodo, pero no podra estorepresentar con precisin la filtracin bajo condiciones dinmicas.

Una muestra del lodo, filtrado del lodo y costra del lodo depositado en el filtro seretiene para medir las resistividades.


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Cuando se produce la invasin, el contraste de resistividades es bastantegrande o la desviacin en cuanto a sus valores, lo que determina la calidad delregistro.

3.3 RESISTIVIDADES DEL LODO, FILTRADO DE LODO Y DE LA

COSTRA DE LODO

Las resistividades de lodo, filtrado de lodo y de la costra de lodo. Rm, Rmf, y Rmc,respectivamente son las propiedades ms representativas en el anlisis de losregistros, primariamente porque las propiedades elctricas del lodo difierendrsticamente de la formacin y de los fluidos de la formacin, que causan uncontraste de resistividad considerable, entre el pozo perforado y la roca. Estecontraste controla la calidad del registro. Los valores de Rm, es necesario pararemover la seal del hueco de la respuesta total de la herramienta. Laspropiedades nucleares y acsticas tambin difieren de las propiedades de laformacin.

Las herramientas de registros nucleares y acsticos son diseadas con elconocimiento ganado inicialmente de las herramientas elctricas, stas fuerondiseadas para minimizar los efectos del lodo y la costra de lodo en la respuestade la herramienta. Los efectos del lodo y costra de lodo son tambincompensados automticamente.El contraste de la actividad qumica entre el filtrado de lodo y el agua de formacinorigina y determina la magnitud de la medida del registro del SP.Las muestras del lodo, el filtrado de lodo y la costra de lodo, se colocan enconjunto en el filtro de presin y luego son puestos sucesivamente en elresistivmetro, el cul proporciona una lectura de la resistividad. La temperaturade la muestra tiene que ser medida porque la resistividad depende de latemperatura.Los valores de Rm y Rmf, proporcionados por el resistivmetro son normalmenterepresentativos, sobre todo si el procedimiento de la medida recomendada por elAPI5se sigui correctamente. El valor de Rmces usualmente inexacto, porque lamanera en que la costra de lodo es colocada en la celda del aparato, dicta el valorde la resistividad indicado por el resistivmetro.

3.3.1 CORRELACIN DE RESISTIVIDADES DE FILTRADO DE LODO YCOSTRA DE LODO CON LA RESISTIVIDAD DEL LODO

El valor de Rm se lo obtiene por medio del sistema MWD (Measurement WhileDrilling), ste sistema proporciona los parmetros del hueco que est siendoperforado a un tiempo real. Conocido Rm se puede obtener Rmf mediante unacorrelacin emprica. Debido a la dificultad asociada con la medida de Rmc, ancuando el valor est disponible, este por lo general se lo estima a partir decorrelaciones empricas.Se prefieren medidas directas de filtrado y costra. Cuando no estn disponibles,Rmfy Rmc, pueden estimarse por uno de los siguientes mtodos:

3.3.1.1 Mtodo 1. Lowe y Dunlap

Para lodos de agua fresca con: 0.1 Rm 0.2 (-m) @ 75F, y Rmy m (ppg)conocidos se tiene:


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m

m

mf

R

R0475.0396.0log

(3.1)

3.3.1.2 Mtodo 2. Oderton y Lipson

Para lodos de perforacin con: 0.1 Rm 10 (-m) @ 75F, se lo obtuvoempricamente con 94 muestras:

07.1mmmf RKR (3.2)

donde:

Km est dado como una funcin del peso del lodo en la tabla 3.1

65,2

69,0

mf

m

mfmc R

RRR (3.3)

La ecuacin 3.2 se representa grficamente en la Figura 3.5. Esta correlacinfue restringida para lodos no lignosulfatados que no se us en el momento en quela correlacin fue desarrollada. Las correlaciones empricas se emplean para tiposde lodo especfico como la cal, el yeso, lignito de calcio y lodo lignosulfatado decalcio.

Estas correlaciones se extienden a lodos lignosulfatados, incluso a lodos a baseagua dulce.

3.3.1.3 Mtodo 3

Otra correlacin estadstica, vlida solamente para lodos de bajo peso, lodos conpredominio de NaCl son:

Rmf= 0.75 Rm (3.4)

Rmc= 1.5 Rm (3.5)

Peso del lodoLb/gal Kg/m Km

10 1200 0.84711 1320 0.70812 1440 0.54813 1560 0.44814 1680 0.41216 1920 0.38018 2160 0.350

TABLA 3.1 Coef ic iente convariacin del peso d el lodo

Km.


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3.3.2 EFECTOS DE LA TEMPERATURA EN LA RESISTIVIDAD DEL LODO,FILTRADO DE LODO Y COSTRA DE LODO

La resistividad del lodo, del filtrado del lodo y la costra del lodo son usualmentemedidos en superficie. La interpretacin cuantitativa de registros requiere los

valores de Rm,Rmf, Rmcbajo las condiciones del pozo.

Como en el caso de las rocas, la conductividad del lodo resulta principalmente dela fase lquida. La conductividad de los fluidos de perforacin sea ste que estefiltrado o formando una costra se inc

interpretacion de registros convencionales

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