mÓdulo 1 - registros a hoyo desnudo

Evaluación de Formaciones 2009 –I Prof. L. Javier Miranda

Tarea

• Elaborar un resumen de 100 palabras con una breve descripción de cada uno, sus áreas de interés, porqué están tomando el curso, expectativas, promedio de notas en UNELLEZ, idiomas, etc.


MODULO IParte II

Revisión de Registros de Pozo


Módulo 1

Módulo 2

Módulo 3

Parte 1Parte 1 : Introducci: Introducci óónn

Parte 2Parte 2 : Revisi: Revisi óón de Registros de Pozosn de Registros de Pozos

Parte 3Parte 3 : Porosidad: Porosidad

Parte 4Parte 4 : Permeabilidad: Permeabilidad

Parte 5Parte 5 : Saturaci: Saturaci óón de Fluidosn de Fluidos

Parte 6Parte 6 : Otras Propiedades Petrof: Otras Propiedades Petrof íísicas sicas

Parte 7Parte 7 : Evaluaci: Evaluaci óón de Formaciones Integrada con Registros de Pozos, Datos de n de Formaciones Integrada con Registros de Pozos, Datos de

NNúúcleo, Pruebas de Presicleo, Pruebas de Presi óón y Datos de Produccin y Datos de Producci óón n

Parte 8Parte 8 : Nuevas Tecnolog: Nuevas Tecnolog íías y Metodologas y Metodolog ííasas

Contenido


Evaluación de Formaciones

• Concepto?

• Es el análisis e interpretación integrada de información de registros de pozos, datos de núcleos, pruebas de formación y comportamiento de producción de pozos para la descripción de la roca yacimiento y los fluidos que la saturan así como la interacción entre estos.


Operación de Perfilaje


EVOLUCIÓN DE LOS PROCESOS DE PERFILAJE

PRIMEROS CAMIONES PRIMEROS CAMIONES DE PERFILAJE DE PERFILAJE UTILIZADOS EN UTILIZADOS EN POZOS PETROLEROS POZOS PETROLEROS A FINALES DE LOS A FINALES DE LOS AAÑÑOS 20.OS 20.

Tomado de www.spwla.org


Tomado de Harts E&P Magazine

CONRAD SCHLUMBERGER CONRAD SCHLUMBERGER REALIZA UNA BREALIZA UNA BÚÚSQUEDA SQUEDA DE DEPDE DEPÓÓSITOS DE ORO EN SITOS DE ORO EN NORMANDNORMANDÍÍA, FRANCIA. A A, FRANCIA. A PRINCIPIOS DE LOS APRINCIPIOS DE LOS AÑÑOS OS 20 SE EMPEZ20 SE EMPEZÓÓ A USAR ESTA A USAR ESTA TECNOLOGTECNOLOGÍÍA EN POZOS A EN POZOS PETROLEROS.PETROLEROS.



PRIMER REGISTRO PRIMER REGISTRO ELELÉÉCTRICO OBTENIDO EL CTRICO OBTENIDO EL 27 DE SEPTIEMBRE DE 27 DE SEPTIEMBRE DE 1927 EN EL POZO 1927 EN EL POZO DIEFENBACH 2905, DIEFENBACH 2905, TALADRO 7, EN TALADRO 7, EN PECHELBRONN, ALSACE, PECHELBRONN, ALSACE, FRANCIA. LA CURVA DE FRANCIA. LA CURVA DE RESISTIVIDAD ERA RESISTIVIDAD ERA CREADA UNIENDO CREADA UNIENDO LECTURAS PUNTUALES LECTURAS PUNTUALES SUCESIVAS. EL SEGUNDO SUCESIVAS. EL SEGUNDO A NIVEL MUNDIAL Y A NIVEL MUNDIAL Y PRIMERO EN AMPRIMERO EN AMÉÉRICA RICA FUE TOMADO EN FUE TOMADO EN VENEZUELA DOS AVENEZUELA DOS AÑÑOS OS DESPUDESPUÉÉS EN CABIMAS, S EN CABIMAS, EDO. ZULIA.EDO. ZULIA.

LA TECNOLOGLA TECNOLOGÍÍA DE HOY A DE HOY PERMITE LA ADQUISICIPERMITE LA ADQUISICIÓÓN DE N DE GRAN CANTIDAD DE DATOS DE GRAN CANTIDAD DE DATOS DE MANERA CONTINUA Y SU MANERA CONTINUA Y SU TRANSMISITRANSMISIÓÓN SATELITAL N SATELITAL HACIA LOS CENTROS DE HACIA LOS CENTROS DE PROCESAMIENTO ASPROCESAMIENTO ASÍÍ COMO LA COMO LA VISULIZACIVISULIZACIÓÓN EN TIEMPO REAL.N EN TIEMPO REAL.

Tomado de Harts E&P MagazineTomado de Oilfield Review



Efecto de Invasión de Lodo


Relación Invasión - Calidad de Roca

Alta Permeabilidad< Prof de Invasión

Baja Permeabilidad> Prof de Invasión


Diagrama del Hoyo – Perfil de Invasión


Registros a hoyo desnudo

*Registros ResistivosSPLLD y LLS – SFL y MSFLILD - ILM

*Registros Acústicos

*Registros Radioactivos

*Registros Especiales


Registros a hoyo desnudoCabezal


Potencial Espontáneo (SP)


RSH = 1 Ω.m

RT = 2 Ω.m

RSH = 1 Ω.m

RSH = 1 Ω.m

RT = 10 Ω.m

RSH = 1 Ω.m

Potencial Espontáneo (SP)


SSP = K * log (Rmfe / Rwe)

Potencial Espontáneo Estático (SSP)


Cálculo de Rw a partir del SSP)

SSP = K * log (Rmfe / Rwe)


Variaciones del SP en función de la Relación Rmf - Rw


Respuesta del SP según la litología y salinidades de agua de formación

Fresh Water

Salt Water

Salt Water

Salt Water


Corrección del SP por espesor

h: Espesor de capa

Ri: Resistividad en la zona invadida

Rm: Resistividad del lodo

di: Diámetro de Invasión


RAYOS GAMMA

El perfil de Rayos Gamma mide la radioactividad natural de las formaciones. Es por lo tanto útil en la detección y evaluación de minerales radioactivos como potasio, uranio y torio. Estos minerales tienden a concentrarse en arcillas y lutitas, las cuales no son de interés para la producción de hidrocarburo. Las formaciones limpias generalmente tienen un nivel muy bajo de radioactividad.

Puede ser usado a hueco abierto y entubado lo que le dágran versatilidad en operaciones de completación y reacondicionamiento.


• Mide radioactividad natural de la formación (U,Th,K).

• Estimación de Arcillosidad.

• Determinación de litología.

• Profundidad de Investigación: +/- 6 pulgadas.

• Resolución vertical: +/- 3 pies.

• Velocidad de perfilaje:Optima: 30 pies / minuto.Correlación: 60 pies / minuto.

Registro GR (Rayos Gamma)


Evaluación de la arcillosidad


Evaluación de la arcillosidad

• Deflección del Gamma Ray

x= (GR-GRclean) / (GR shale-GR clean)

1) Vsh = 1.7 – (3.38 – (x + 0.7)2)1/2

Clavier, junio de 1971

2) Vsh = 0.5*x / (1.5 – x)

Steiber, 1961


Espectroscopía de Rayos Gamma

• Los Rayos Gamma Espectrales, es consecuencia de la radiación combinada proveniente de Uranio, Torio y Potasio y otros elementos radioactivos.

• Debido a que los elementos radioactivos emiten rayos gamma a diferentes niveles de energía, se les puede analizar separadamente utilizando ventanas selectivas de medición del espectro total de energía, determinando de esta manera las contribuciones de U, Th y K.

Desintegración:

Potasio 40 Argón 40 (1.46 MeV) DirectaUranio 238 Bismuto 214 (1.76 MeV) Series ComplejasTorio 232 Torio 208 (2.62 MeV)


Presentación del GR Espectral


Aplicación del Rayos Gamma Espectral

• Determinación del volumen de arcilla

• Determinación del volumen de arcilla en areniscas ricas en contenido feldespático, minerales

de uranio, mica, glauconita, etc

• Discriminación de yacimientos radioactivos de las arcillas

• Evaluacvión de la roca madre

• Correlación geológica, identificación de topes formacionales

• Determinación del tipo de arcillas presente en el reservorio

• Detección de fracturas

• Determinación de ambientes sedimentarios.


Determinación de Tipo de Arcilla Identificación de Topes Formacionales



Determinación de Ambiente Sedimentario



RESISTIVIDAD

Durante el primer cuarto de siglo, los únicos perfiles eléctricos disponibles fueron los convencionales de Resistividad más el SP.

En los perfiles convencionales de resistividad, se envían corrientes a la formación a través de unos electrodos y se miden los potenciales eléctricos entre otros. La medición de estos potenciales permite determinar las resistividades. Para que haya una circulación de corriente entre electrodos y la formación, la sonda debe ser corrida en pozos que contengan lodo o agua, conductores de electricidad.


*Herramientas Resistivas (Lateroperfil y Doble lateroperfil)

Se envían corrientes por medio de electrodos de Corriente y se miden los voltajes (diferencia de potencial) entre los electrodos de medición.

*Herramientas Inductivas

Se envía una corriente alterna de alta frecuencia e intensidad constante a través de la bobina transmisora. Se crea un campo magnético alterno que induce corrientes hacia la formación, las cuales fluyen en anillos / círculos coaxiales con la bobina de transmisión, y crean a su vez un voltaje en la bobina receptora que es proporcional a la conductividad de la formación.

Registros de Resistividad


Lateroperfil y Doble Lateroperfil

Resolución Vertical: 32”Efecto de capas nulo


Registros SFL y MSFL(Esférico Enfocado y Microesférico Enfocado)

Resolución Vertical: + 1’Efecto de hoyo y de capa despreciables

Resolución Vertical: + 6” (0,5’)Corrección por revoques > 3/4”


Profundidades de Investigación

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2

0.0

0 8 20 40 60 80

Fac

tor

Pse

udo-

geom

étric

o J(

di)

Diámetro, di (pulg.)

MS

FL

LLs

LL3 y LL7

LLd

RLL = J.RXO + (1 – J) R t

Donde:

RLL: Resistividad del DLL

RXO: Resistividad del MSFL

Rt: Resistividad verdadera

J: Factor Pseudogeométrico,

dependiente del diámetro de

Invasión


RLLD / RLLS

Rt / Rxo

RLLD / Rxo

Rt / RLLD

Rint-9B

Rt / Rxo

Corrección por Invasión DLL-MSFL


Registros de Inducción

• No requiere de un lodo conductor

• Lodo fresco o en base a aceite

• Usar cuando Rmf / Rw > 2,5

• Usar cuando Rt < 250 ohm-m

• Lee conductividad de la formación, derivándose de ella la resistividad (R = 1000 / C)

• Resolución vertical: aproximadamente 4 pies

• Profundidad de investigación depende del factor geométrico

•Necesita corrección por efecto de hoyo, por capas vecinas y por efecto de invasión


Corrección por efectos de hoyo en el registro de Inducción

CIL = GmCm + GsCs + GxoCxo + GtCt

Gm + Gs + Gxo + Gt = 1

Donde:C: Conductividad

G: Factor geométrico

m, s, xo y t: anillos de invest.

Ejem:

Sonda 6FF40: dist (Standoff) de 1,5”

Diam de hoyo: 14,6”

Rm=0,35 Ω.m

Señal del pozo: 5,5 mS/m

Si RIL=20 Ohm.m, CIL=50 mS/m

CILc = 50-5,5=44,5 mS/m y RIL c = 22.4 Ω.m


Profundidad de Investigación del Inducción


Corrección por Invasión ILD-ILM

RSFL / RID

RIM / RID

Rint-2cRxo / Rm = 100

NO INVASION

INVASION PROFUNDA

INVASION MODERADA

POCA INVASION


Selección de la herramienta de Resistividad


Comparación de los registros resistivos y de Inducción


Comparación de registros de resistividad


DENSIDAD DE FORMACIÓN

La herramienta de Densidad de Formación está compuesta por una fuente de Rayos Gamma y un detector protegido de dicha fuente que graba la respuesta de la formación a los rayos gamma. Esta respuesta depende de la densidad electrónica de la formación, la cual es directamente proporcional a la densidad de la formación.

La fuente y el detector están ubicados sobre un patín que va pegado a la pared del hoyo.


Registro de Densidad (FDC)

• Es de relativamente poca profundidad de

investigación (4”) y con una resolución vertical de 3 pies aproximadamente. La medición se efectúa

mediante un patín que se apoya en la pared del

pozo, del cual se emite radiación gamma y tiene dos detectores que compensan por las condiciones del

hoyo.

• Los rayos gamma emitidos colisionan con electrones de la formación con la consiguiente

pérdida de energía de los rayos emitidos. La

magnitud de rayos gamma que regresan a los detectores se miden en dos niveles de energía. La

radiación medida es proporcional a la densidad

electrónica de la formación, por consiguiente es

posible determinar la densidad del volumen de la roca y ésta a su vez relacionarla con porosidad.


• Los rayos gamma capturados, en su nivel más bajo de energía, están gobernados por el

factor fotoeléctrico, el cual está influenciado en gran parte por la litología presente y tiene poca relación con porosidad.

Densidad de matriz Factor FotoeléctricoArenisca 2.645 1.81

Caliza 2.710 5.08

Dolomita 2.877 3.14

Sal 2.040 4.65Agua dulce 1.000 0.36

• Se usa principalmente como registro de porosidad total

• Otros usos : detección de gas, evaluación de arenas arcillosas y litologías complejas, cálculo

de presión de sobrecarga y propiedades mecánicas de las rocas, elaboración de sismogramas

sintéticos.

Registro de Densidad (FDC)


Presentación del FDC

Φd = porosidad del densidad (%)ρma = densidad de la matriz (g/cm3)ρb= densidad de la formación (g/cm3)ρf= densidad del fluido (g/cm3)

Φd = (ρma – ρb)/(ρma – ρf)


Factores que afectan al FDC

• Litología : ρma (arenas: 2.65 g/cc) y la presencia de minerales pesados

• Arcillosidad: ρsh (2.2 – 2.7 g/cc)

• Tipo de fluido (Efecto de los hidrocarburos): Prof. de investigación somera: ρfl = ρmf

• Efecto del pozo (Hoyo en malas condiciones): Caliper

*Estos dos último efectos se relacionan también con el uso de fluidos de perforación pesados, como los contentivos de barita .


NEUTRÓN

Esta herramienta capta principalmente la cantidad de hidrógeno presente en la formación, pero es afectada por la mineralogía de la formación atravesada y por el hoyo. El registro neutrón no diferencia entre el hidrógeno presente en los fluidos del espacio poroso, in agua cristalizada o entre agua adherida a los granos.

En formaciones limpias (acuíferas o petrolíferas) la lectura del neutrón proporciona una lectura aproximada de la porosidad, por lo cual al combinar esta herramienta con otra de porosidad y con las debidas correcciones, podemos obtener una lectura confiable de la porosidad de la formación.


Registro de Porosidad Neutrón (CNL)

• El perfil de Neutrones es una medición de la concentración

de hidrógeno o índice de hidrógeno en la formación.

• Desde una fuente radioactiva en la herramienta se emiten

neutrones de manera continuada hacia la formación, estos neutrones colisionan con núcleos en la formación,

principalmente con átomos de hidrógeno que tienen masa

similar. Al colisionar, los neutrones pierden energía en cada

colisión hasta que son absorbidos por un núcleo. Con la siguiente emisión de rayos gamma, esta pérdida de energía

está en relación directa con la concentración de átomos de

hidrógeno, los cuales forman parte fundamentalmente del agua que está contenida en los espacios porosos. De ahí

que se puede relacionar la medición efectuada con valores

de porosidad del medio.

• La medición efectuada por la herramienta se expresa

directamente en valores de porosidad total. Resolución Vertical: 3’


Principio del CNL


Medición de porosidad a partir del CNL

• En formaciones limpias con poros llenos con líquidos y matriz litológica conocida, la

determinación de porosidad es relativamente ptrecisa

• El Neutrón es afectado por la presencia de gas. Es muy útil cuando se corre con otros perfiles


Factores que afectan al CNL

• Arcillosidad Alta porosidad frente a formaciones arcillosas o arenas arcillosas

Fresca Sin efecto en la Porosidad Neutrón

AguaSalina Baja la Porosidad Neutrón

• Tipo de fluido Petróleo Poco o nada de efecto en la Porosidad Neutrón

Gas Muy baja la Porosidad Neutrón

• Compactación La Porosidad Neutrón no es afectada

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

• Efecto de forma del pozo Mínimo efecto

• Correcciones ambientales Temperatura, presión de Fm, salinidad del agua de Fm y del lodo, peso del lodo


Combinación Densidad - Neutrón


Porosidad XND


Registros Acústicos(BHC y de Espaciamiento Largo)

• Registro en función del tiempo que requiere una onda sonora para atravesar un pie de Formación. Este tiempo es conocido como Tiempo de Tránsito (∆t) y es el inverso de la velocidad de la onda sonora que depende de la litología y la porosidad primaria de una determinada formación

• Se generan ondas de compresión y de cizallamiento dentro de la formación. La medida de porosidad está relacionada con la onda compresional.

•Las herramientas tienen uno o más transmisores y dos o más receptores, los mismos que están diseñados para evitar efectos de pozo y artefactos producidos por la inclinación de la herramienta


TRlejano

TR cercano

Señal del Transmisor

Tiempo

= 40 mseg

Señal de los receptores

Compresional

Cizalla y Rayleigh

LodoStoneley

Nivel dedetección

t

E2

E4

R le

jano

R c

erca

no

Cuerpo de

La Sonda

Cam

ino

de la

ond

a re

fleja

da

T

Par

ed d

el h

oyo • Herramienta centralizada:

mayor Señal / Ruido

• Resolución vertical: 2 pies

• Profundidad de investigación: 1-2” para formaciones homogéneas, aumenta un poco para formaciones más heterogénea.

• Tiempo de tránsito en revestimiento: 57 µseg/pie

• Se puede correr en hoyo desnudo o entubado, en base agua o base aceite (se necesitan correcciones por hoyo)

Herramienta Sónica


∆∆∆∆ 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

Principio de medición del BHC(Borehole Compensated)


Presentación del BHC


Medición errónea de tiempos de tránsito muy cortos

Ruido

Picosde

Ruido

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

Medición errónea de tiempos de tránsito muy largos

Saltos de Ciclo 6 16 140 40CALI ( pulg. ) ∆∆∆∆ t ( µ seg / pie )

Saltosde

ciclo

Ruidos y Saltos de Ciclo


∆∆∆∆t = Ø x ∆∆∆∆t f + (1-Ø) x ∆∆∆∆tma Øs = (∆∆∆∆t - ∆∆∆∆tma) / (∆∆∆∆t f - ∆∆∆∆tma)Øs = porosidad (%) ∆tma = tiempo de tránsito de la matriz (µ/pie)

∆t = tiempo de tránsito de la formación (µ/pie)

∆t f = tiempo de tránsito del fluido (µ/pie)

MEDIOVELOCIDAD

(ft/s)

TIEMPO DE TRANSITO

(ms/ft)

Dolomita 23000 43.5Caliza 21000 47.5Arenisca 18000 55.6Anhidrita 20000 50Yeso 19000 52.5Sal 15000 67Agua fresca 5000 200Agua (100,000 ppm NaCl) 5300 189Agua (200,000 ppm NaCl) 5700 176Petróleo 4300 232Aire 1100 919Revestidor 17000 57

Porosidad a partir del DT


Dolomita

Caliza

Arena

30 50 70 90 110 130∆∆∆∆ t (µµµµ seg / pie)

50

40

30

20

10

0

Ø(%)

φs = 0.63 * [1 - (∆tma / ∆t)]

Porosidad Raymer-Hunt-Gardner


• Separación entre transmisor y receptor: 8-10 pies

• Pozos derrumbados

• Formación alterada por presencia de arcillas hidratadas o hinchadas (porosidad mayor, menor velocidad)

Sónico de Espaciamiento Largo

mÓdulo 1 - registros a hoyo desnudo

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