Registros GeofsicosRegistrosGeofsicosNDICEI. LOS REGISTROS GEOFSICOSPgina4IntroduccinHistoria de los registros en MxicoII. TIPOS DE REGISTROS GEOFSICOSRegistro en agujero abiertoRegistro en agujero entubadoTipos de herramientasRegistros resistivosDoble induccin fasorialDoble laterolog telemtricoMicroesfrico enfocadoRegistros nuclearesNeutrn compensadoLitodensidad compensadaEspectroscopa de rayos GammaRayos Gamma naturalesRegistros acsticosSnico digitalOtros registrosMedicin continua de echadosGeometra de pozoHerramientas de imgenesHerramienta HalliburtonIII. PROGRAMA DE REGISTROSSeleccin de los registros apropiadosPozos exploratoriosPozos de desarrolloControl de calidad de los registrosControl de profundidadCalidad tcnica generalRepetibilidadValores absolutos de registros ("Marcadores")Zonas potenciales de contenido de agua y clculosZonas potenciales de contenido de hidrocarburos y clculosDecisiones sobre la capacidad productiva4567891012131415222223252526271

Registros GeofsicosIV. CONCEPTOS BSICOS DE INTERPRETACINIntroduccinEl proceso de la interpretacinEvaluacin de las formacionesParmetros petrofsicosPorosidadSaturacinPermeabilidadResistividad y fluidos de la formacinResistividadFactor de formacin y saturacin de aguaEcuacin de Archie fraccionadaV. INTERPRETACIN CUALITATIVAIntroduccinLectura de los registros geofsicosRespuesta tpica del registro GRIdentificacin de litologasIdentificacin de zonas permeablesPotencial natural SPSeparacin de curvas de resistividadCalibradorEfecto de rugosidad y dimetro del pozo en el registro de densidadArcillas, agua ligada y gas en la herramienta de neutronEfecto de litologa en el neutrnEfecto de las condiciones del pozoVI. INTERPRETACIN EN FORMACIONES LIMPIASIntroduccinPasos para la interpretacinInformacin obtenida de los registrosDeterminacin de Rw por el mtodo de inversin de ArchieDeterminacin de Rw a partir del SPEjemplo de aplicacin de la ecuacin de ArchieClculo de Rw por el mtodo de inversin de ArchieClculo de Rw usando el SPClculos de SwIndicadores de permeabilidadNotas adicionales acerca de la resistividad del agua de formacinDefinicin de la zona de intersDeterminacin de Rw con el mtodo de inversin de ArchieMtodos "rpidos" en el anlisis de registrosClculo de la saturacin de aguaGrfica cruzada de porosidad y litologa (CP)Porosidad dos tercios (Two-Thirds Porosity)Porosidad grfica cruzadaYacimientos de mineraloga complejaVII. INTERPRETACIN EN FORMACIONES ARCILLOSASIntroduccinMtodo de doble aguaEvaluacin de la cementacinTcnica de la cementacin2830323435384042434446484950525354555658596061652

Registros GeofsicosRegistro CBL - VDLPrincipio de operacinEl registro VDLInterpretacin del registro CBL - VDLInterpretacin cualitativaTubera mal cementadaBuena adherencia de la tubera y buen acoplamiento acstico a la formacinCanalizacin y micronuloInterpretacin cuantitativaEjemplos66676870713

Registros GeofsicosRegistrosGeofsicosI. LOS REGISTROS GEOFSICOSmara registradora de 9 galvanmetros que propor-cionaban mediciones en pelculas transparentesIntroduccinConocer las caractersticas de las formaciones atra-vesadas por los pozos, tanto en su naturalezalitolgica, como en lo relativo a su contenido de flui-dos (agua o hidrocarburos), es motivo de profundointers. Del conocimiento de los diferentesparmetros que tal informacin proporciona, depen-der la extraccin eficiente de los hidrocarburos.Para ello se cuenta con el muestreo de los pozos; esdecir, del registro de lo que la barrena atraviesa. Estemuestreo se hace en forma directa: estudiando mues-tras de la formacin, o mediante el anlisis continuodel fluido de perforacin, y por la introduccin me-diante cables con conductores elctricos de dispositi-vos medidores de los distintos parmetros caracte-rsticos de las formaciones atravesadas y de su con-tenido. De estos mtodos de muestreo, el que mayo-res avances tecnolgicos ha reportado es el original-mente conocido como registro elctrico. Actualmen-te, a ste se le han sumado una serie numerosa deregistros de otros parmetros y se les denomina ge-nricamente registros geofsicos.Un registro geofsico es un grfico X-Y en donde eleje Y representa la profundidad del pozo y el eje Xrepresenta el o los valores de algunos parmetros delpozo como son: porosidad, densidad, tiempo de trn-sito, resistividad, dimetro del agujero, etctera.Historia de los registros en MxicoHasta los aos 70, los registros geofsicos se obte-nan con unidades de tipo convencional. stas ope-raban con cable electromecnico de siete conduc-tores. Dentro de la cabina de la unidad se encontra-ban los paneles o tableros electrnicos y una c-Figura 1 Operacin con paneles electrnicos y uni-dades convencionales.En Mxico se introdujeron las primeras cabinas ma-rinas para la toma de registros geofsicos en 1963.El registro de induccin empez a realizarse en 1964,los registros de produccin en 1967; el registro dedensidad en 1969; el de echados en 1971. El regis-tro de microproximidad fue introducido en 1971, elDoble Laterolog en 1974, y el registro de doble in-duccin en 1979.En el ao de 1979, Petrleos Mexicanos se ve afecta-do por el cambio de sistemas de registros. Esto ocu-rri porque se descontinu la produccin del equipoconvencional integrado por tableros de control quefueron sustituidos por sistemas computarizados.Toca la responsabilidad de analizar todas las alter-nativas de solucin y sus repercusiones a PetrleosMexicanos, que adquiere la nueva tecnologa. Ade-ms, para mantenerse a la vanguardia de la espe-cialidad y garantizar la obtencin de informacin conun alto porcentaje de exactitud para la toma de re-4

Registros Geofsicosgistros geofsicos, la institucin adquiere unidadescibernticas a compaas extranjeras.la capacidad de proceso de una estacin de trabajo.El uso de componentes de mayor potencia de proce-samiento permite ms combinaciones de herramien- tas y velocidades mayo- res de registro. Adems, que varias aplicaciones puedan correrse simult- neamente. Las unidades vienen equipadas con sistemas redundantes e independientes para realizar simultneamente dos funciones mayores. El diseo modular del sistema permite que sea fcilmente mejora-do (actualizado) para incrementar la velocidad omemoria.Las aplicaciones de este sistema son servicios de re- gistros en agujero abierto y entubado; regis- tros de produccin; despliegue en tiempo real de imgenes de pozo; de servicios como los de imgenes microresistivas y ultrasnicas; servicios de terminacin como corridas de empaques, disparos, recuperacin de tuberas y cortadores qumicos, verificar y evaluar las operaciones de estimulacin, cementacin y empaque de arena.Existe otro sistema de adquisicin de datosque mejora cuatro aspectos crticos de losregistros: integridad de la medida y calidadde los datos, tecnologa avanzada de servi-cios, seguridad y eficiencia operativa. El sis-tema integra avances en adquisicin digitalde datos, computacin multitarea y tecnolo-ga grfica.Figura 2 Unidad mvil computarizada.En junio de 1991, se introduce en Mxico un nuevosistema computarizado. ste utiliza una telemetrade punta de 500 kilobits por segundo.Figura 3 Cabina computarizada costafuera.Actualmente, la Unidad de Perforacin y Manteni-miento de Pozos se ha colocado a la vanguardia entecnologa de registros. Esto se debe a la la adquisi-cin de tres sistemas que han sido instalados en uni-dades cibernticas.Otras compaas lderes en tecnologa de registroscuentan con sistemas de cmputo integrados. Exis-te un sistema de registros que entrega consisten-temente datos exactos de alta calidad y proporcionaII. TIPOS DE REGISTROS GEOFSICOSPara determinar algunas caractersticas de las for-maciones del subsuelo es necesario llevar a cabo latoma de registros. Para esto se utiliza una unidadmvil (o estacionaria en pozos costafuera) que con-tiene un sistema computarizado para la obtencin yprocesamiento de datos. Tambin cuenta con el en-vo de potencia y seales de comando (instruccio-nes) a un equipo que se baja al fondo del pozo pormedio de un cable electromecnico. El registro se5

Registros Geofsicosobtiene al hacer pasar los sensores de la sonda en-frente de la formacin, moviendo la herramienta len-tamente con el cable.Neutrn compensadoDensidad compensadaSnico digitalImgenes de pozoRegistros en agujero entubadoEvaluacin de la cementacinPruebas de formacinDesgaste de tuberaTipos de herramientasEl equipo de fondo consta bsicamente de la sonda.Este es el elemento que contiene los sensores y elcartucho electrnico, el cual acondiciona la informa-cin de los sensores para enviar a la superficie, pormedio del cable. Adems, recibe e interpreta las r-denes de la computadora en superficie. Las sondasse clasifican en funcin de su fuente de medida en:Resistivas (Fuente: corriente elctrica)Porosidad (Fuente: cpsulas radiactivas).Snicas (Fuente: emisor de sonido).En la figura 5 se muestran los tres tipos de herra-mientas.Se ic srv ioaPo szo0 G 100R4CALI 14Arcilla 0 LLS 1000 45% O 15%pR 0 LLD 1000 120 T 20O 0MSFL1000 1.9 b 2.9F.51005150ArenaArcillaCaliza520052505300535054005450Doloma5500Figura. 4 Diagrama esquemtico de la toma de re-gistros.H er r amientas de fondoE lctricas R adiactivas S nicasDentro de los objetivos del registro geofsico pode-mos mencionar:Determinacin de las caractersticas de la formacin:porosidad, saturacin de agua/hidrocarburos, den-sidad.Delimitacin (cambios) de litologaDesviacin y rumbo del agujeroMedicin del dimetro de agujeroDireccin del echado de formacinEvaluacin de la cementacinCondiciones mecnicas de la TRRegistros en agujero abiertoInduccinDoble LaterologFigura 56

Registros GeofsicosDe acuerdo con lo anterior tenemos:Herramientas de registros con principio resistivo(elctrico):InduccinDoble induccinDoble LaterologMicroesfricoMedicin de echadosMicroimgenes resistivas de formacinHerramientas de registros radiactivosNeutrn compensadoLitodensidad compensadaEspectroscopa de rayos gammaRayos Gamma naturalesHerramientas de registros con principio acsticoSnico de porosidadSnico dipolar de imgenesImgenes ultrasnicasMediante una cuidadosa interpretacin de la respues-ta de los registros, es posible evaluar el potencial pro-ductivo de la formacin. Adems, se tienen sistemasde cmputo avanzados para la interpretacin.Las medidas de resistividad junto con la porosidad yresistividad del agua de formacin, se usan para ob-tener la saturacin de agua. La saturacin obtenidade las resistividades somera y profunda se compa-ran para evaluar la productividad de la formacin.La resistividad de una formacin pura saturada conagua, es proporcional a la resistividad del agua conla que se encuentra saturada.5 R 5Z5R ) * 5Z)En donde: F= Factor de formacin, Rw= Resistividaddel agua de formacin, y Ro= Resistividad de la rocasaturada con agua.La resistividad de una formacin depende del fluidocontenido en la misma y del tipo de formacin.Para medir la resistividad de la formacin se cuentacon dos herramientas:InduccinDoble LaterologGeneralmente, se prefiere usar la herramienta de in-duccin cuando la resistividad de la formacin esbaja, del orden de 500 ohms. Cuando se tienen for-maciones altamente resistivas la herramienta de do-ble Laterolog proporciona informacin msconfiable. En las formaciones de carbonatos de bajaporosidad se tienen resistividades muy altas. Poresto, si se requiere hacer una interpretacin cuanti-tativa, se debe tomar un registro doble Laterolog.Sin embargo, se necesita de un medio conductivoentre la herramienta y la pared del pozo. Por ello, noes posible tomar un registro doble Laterolog en lodosno conductivos, como los que son a base de aceite.Doble induccin fasorialLa herramienta doble induccin fasorial realiza medi-das de resistividad a tres diferentes profundidades deinvestigacin. De esta manera, proporciona informa-cin para determinar las resistividades de la zona vir-gen, la zona barrida y la zona de transicin (en su caso).Con esta informacin se pueden obtener datos de sa-turacin y movilidad de fluidos (complementada coninformacin de otras herramientas).5R5ZRegistros resistivosLa cantidad de aceite o gas contenido en una uni-dad de volumen del yacimiento, es el producto desu porosidad por la saturacin de hidrocarburos.Los parmetros fsicos principales para evaluar un ya-cimiento son porosidad, saturacin de hidrocarbu-ros, espesor de la capa permeable y permeabilidad.Para deducir la resistividad de formacin en la zonano invadida, las medidas de resistividad se usan,solas o en combinacin. Es decir, atrs de la zonacontaminada por los fluidos de control del pozo.Tambin se usan para determinar la resistividad cer-cana al agujero. Ah, en gran parte, el filtrado dellodo ha reemplazado los fluidos originales.7

Registros GeofsicosEl sistema fasorial permite obtener datos ms exac-tos para diferentes valores de resisitividad. La herra-mienta cuenta con un sistema de autocalibracin quemejora la precisin de la respuesta y reduce el efec-to de las condiciones ambientales. Adems, el siste-ma de transmisin de datos en forma digital del fon-do a la superficie permite una mayor capacidad deseales libres de ruidos. La figura 6 muestra un ejem-plo del registro.Las principales aplicaciones de esta herramientason:1. Interpretacin de formaciones con dimetros gran- des de invasin2. Formaciones con contraste medio-alto de resistividades3. Grficos de invasin4. Pozos con lodos no conductivosDoble Laterolog telemtricoLa herramienta Doble Laterolog proporciona dosmediciones con la mayor profundidad de investiga-cin, de tres mediciones necesarias que se requie-ren para tratar de determinar la resistividad de la zonainvadida ( Rxo =) y de la zona virgen ( Rt ), a stas seles conocen como Lateral Somera (Lls ) y LateralProfunda (Lld).La tercera medicin requerida se puede obtener decorrer la herramienta de Enfoque Esfrico oMicroesfrico (MSFL) en forma independiente o com-binada .En la herramienta DLL se permite que vare tanto elvoltaje emitido como la corriente (pero mantenien-do el producto potencial constante), con lo cual brin-da un rango de mediciones. La figura 7 muestra unejemplo del registro.Aplicaciones principales1. Resistividad en la zona virgen y zona lavada2. Perfiles de invasin3. Correlacin4. Deteccin de vista rpida de hidrocarburos5. Control de profundidad6. Indicador de hidrocarburos mvilesFigura 6 Registro doble induccin fasorial.Microesfrico enfocadoEsta herramienta surge de la necesidad de cono-cer Rxo para realizar correcciones a las lecturasde otras herramientas y tener un valor adecuadode Rt.Durante el desarrollo de las herramientas de regis-tros se han pasado por varias etapas hasta llegar alSRT ( Spherically Focused Resistivity Tool). Previos8

Registros Geofsicosdos se ubican en un patn de hule que se apoya direc-tamente sobre la pared del pozo. El arreglomicroesfrico reduce el efecto adverso del enjarre delfluido del pozo. De esta manera se mantiene una ade-cuada profundidad de investigacin. La figura 8 mues-tra un ejemplo del registro.Principales aplicaciones1. Resistividad de la zona lavada2. Localizacin de poros y zonas permeables3. Indicador de hidrocarburo mvil4. CalibradorRegistros nuclearesLa determinacin de la porosidad de la formacin sepuede hacer de manera indirecta a travs de las medi-das obtenidas de herramientas nucleares o acsticas.Las herramientas nucleares utilizan fuentesradiactivas. Mediante la medicin de la forma deinteractuar, con la formacin de las partculas irra-diadas por la fuente, se pueden determinar algunascaractersticas.Se tienen tres tipos de herramientas nucleares:Radiacin naturalNeutronesRayos gammaRayos Gamma, espectroscopaNeutrn compensadoLitodensidad compensadaLas herramientas para medir la radiacin naturalno requieren de fuentes radiactivas y la informa-cin que proporcionan es til para determinar laarcillosidad y contenido de minerales radiactivosde la roca.Figura 7 Registro doble laterolog telemtrico.a esta generacin podemos citar microlog, microlate-rolog y proximidad.La herramienta actual se conoce genricamente comoregistro microesfrico (Micro Spherical Focused Log).Se basa en el principio de enfoque esfrico usado enlos equipos de induccin pero con un espaciamientode electrodos mucho menor. En este caso los electro-Las herramientas de neutrn compensado ylitodensidad requieren de fuentes radiactivas emi-soras de neutrones rpidos y rayos Gamma de altaenerga, respectivamente.Dada la forma diferente en que las partculasinteraccionan con la materia, resulta til la compara-cin directa de las respuestas obtenidas para la de-teccin de zonas con gas, arcillosas, etc. De manerageneral tenemos:9

Registros Geofsicos4140.21.0101001000 2000 Di.BarrenaZona permeableILDSFLILMCalibradorSP Zona nopermeableInvasin muy profundaZona permeableFigura 8 Registro Microesfrico Enfocado.1 '1 '1 '1 '1 'En donde:CalizaArcillasGasArenasDolomasLa herramienta es til como indicador de gas. Estoes porque mide el ndice de hidrgeno y el gas con-tiene un bajo ndice, entonces la porosidad aparen-te medida ser baja. Al comparar esta porosidad apa-rente con la determinada por otras herramientas ta-les como el litodensidad o el snico, es posible de-terminar la posible presencia de gas.Las principales aplicaciones de la herramienta son:1. Determinacin de la porosidad2. Identificacin de la litologa3. Anlisis del contenido de arcilla4. Deteccin de gasLitodensidad compensadaEl equipo de litodensidad es una herramienta queutiliza una fuente radiactiva emisora de rayos gammade alta energa y se usa para obtener la densidad dela formacin e inferir con base en esto la porosidad;as como efectuar una identificacin de la litologa.Para obtener la densidad, se mide el conteo de ra-yos gamma que llegan a los detectores despus deinteractuar con el material. Ya que el conteo obteni-do es funcin del nmero de electrones por cm3 yste se relaciona con la densidad real del material,1'Porosidad del registro de neutrn compen-sadoPorosidad del registro de litodensidad com-pensadaNeutrn compensadoLa herramienta de neutrn compensado utiliza unafuente radiactiva (emisor de neutrones rpidos) y dosdetectores. Su medicin se basa en la relacin deconteos de estos dos detectores. Esta relacin refle-ja la forma en la cual la densidad de neutrones de-crece con respecto a la distancia de la fuente y estodepende del fluido (ndice de hidrgeno) contenidoen los poros de la roca y por lo tanto, de la porosi-dad. La figura 9 muestra un ejemplo del registro.10

Registros Geofsicosber radiacin electromagntica mediante el meca-nismo de absorcin fotoelctrica. La figura 10 mues-tra un ejemplo del registro.Figura 9 Neutrn compensado.lo que hace posible la determinacin de la densi-dad. La identificacin de la litologa se hace por me-dio de la medicin del "ndice de absorcin foto-elctrica". ste representa una cuantificacin de lacapacidad del material de la formacin para absor-Figura 10 Litodensidad compensada.11

Registros GeofsicosLas principales aplicaciones de la herramienta son1. Anlisis de porosidad2. Determinacin de litologa3. Calibrador4. Identificacin de presiones anormalesEspectroscopia de rayos GammaLa respuesta de una herramienta de Rayos Gammadepende del contenido de arcilla de una formacin.Sin embargo, la herramienta de Rayos Gamma Na-turales no tiene la capacidad de diferenciar el ele-mento radiactivo que produce la medida. La mayorparte de la radiacin gamma natural encontrada enla tierra es emitida por elementos radiactivos de laserie del uranio, torio y potasio. El anlisis de lascantidades de torio y potasio en las arcillas ayudan aidentificar el tipo de arcillas, El anlisis del conteni-do de uranio puede facilitar el reconocimiento derocas generadoras. La figura 11 muestra un ejemplodel registro.En rocas de carbonatos se puede obtener un buenindicador de arcillosidad si se resta de la curva derayos gamma la contribucin del uranio.Las principales aplicaciones de la herramienta son:1. Anlisis del tipo de arcilla2. Deteccin de minerales pesados3. Contenido de potasio en evaporitas4. Correlacin entre pozosRayos Gamma naturalesLa herramienta de Rayos Gamma mide la radiactivi-dad natural de las formaciones y es til para detec-tar y evaluar depsitos de minerales radiactivos ta-les como potasio y uranio. En formaciones sedimen-tarias el registro refleja normalmente el contenidode arcilla de la formacin. Esto se debe a que loselementos radiactivos tienden a concentrarse en lasarcillas. Las formaciones limpias usualmente tienenun bajo nivel de contaminantes radiactivos, talescomo cenizas volcnicas o granito deslavado o aguasde formacin con sales disueltas de potasio. La figu-ra 12 muestra un ejemplo del registro.La herramienta se corre normalmente en combina-cin con otros servicios y reemplaza a la medida delFigura 11 Espectroscopa de Rayos Gamma.potencial espontneo en pozos perforados con lodosalado, lodo con base de aceite, o aire.12

Registros GeofsicosLas aplicaciones principales de la herramienta son:1. Indicador de arcillosidad2. Correlacin3. Deteccin de marcas o trazadores radiactivosRegistros acsticosEl equipo snico utiliza una seal con una frecuenciaaudible para el odo humano. El sonido es una formade energa radiante de naturaleza puramente mecni-ca. Es una fuerza que se transmite desde la fuente desonido como un movimiento molecular del medio.Este movimiento es vibratorio debido a que las mol-culas conservan una posicin promedio. Cada mol-cula transfiere su energa (empuja) a la siguiente mo-lcula antes de regresar a su posicin original. Cuan-do una molcula transfiere su energa a otra, la distan-cia entre ellas es mnima, mientras que entre la prime-ra y la anterior a ella, la distancia es mayor que la nor-mal. Las reas de distancia mnima entre molculasse llaman "reas de compresin" y las de mayor dis-tancia se llaman "reas de rarefaccin". Un impulso desonido aparecer como un rea de compresin se-guida por un rea de rarefaccin.En el equipo snico los impulsos son repetitivos y elsonido aparecer como reas alternadas de com-presiones y rarefacciones llamadas ondas. sta esla forma en que la energa acstica se transmite enel medio. La figura 13 muestra las diferentes ondasy trayectorias.Onda compresionaltotalmente reflejadaOnda reflejadaOnda compresionalrefractadaOnda transversalrefractadaOnda compresionalrefractada a 90Onda transversalrefractada a 90Onda directaFigura 13 Transmisin de la energa acstica.Snico digitalLa energa snica emitida desde el transmisorimpacta la pared del pozo. Esto origina una serie deondas en la formacin y en su superficie. El anlisisdel tren de ondas complejo, proporciona la informa-Figura 12 Rayos Gamma naturales.13

Registros Geofsicoscin concerniente a la disipacin de la energa desonido en el medio.La herramienta Snico Digital permite la digitacindel tren de ondas completo en el fondo, de tal ma-nera que se elimina la distorsin del cable. La mayorcapacidad de obtencin y procesamiento de datospermite el anlisis de todos los componentes de laonda de sonido (ondas compresionales, transversa-les y Stoneley). La figura 14 muestra un ejemplo delregistro.Las aplicaciones principales de la herramienta son:1. Correlacin de datos ssmicos2. Sismogramas sintticos3. Determinacin de porosidad primaria y secun-daria4. Deteccin de gas5. Deteccin de fracturas6. Caractersticas mecnicas de la roca7. Estabilidad del agujero8. Registro snico de cementoOtros registrosMedicin continua de echadosLa herramienta de medicin continua de echadosmide la conductividad de la formacin por medio deelectrodos montados en cuatro patines. Mediante larespuesta obtenida en estos electrodos, es posibledeterminar la inclinacin del echado. Adems la he-rramienta cuenta con un cartucho mecnico que per-mite obtener la desviacin, el azimuth y el rumborelativo del pozo.Otra informacin obtenida es el calibre del pozo.La herramienta requiere de un medio conductivopara la medicin, sin embargo mediante el uso deun equipo especial para lodos no conductivos, esposible realizar el registro. La figura 15 muestra unejemplo del registro.Las aplicaciones principales de la herramienta son:Determinacin de echados estructuralesIdentificacin de fracturasGeometra del pozoFigura 14 Sonido digital.Geometra de pozoLa herramienta geometra de pozo cuenta con cua-tro brazos. stos miden simultneamente dos cali-bres de pozo independientes. Tambin se miden elazimuth de la herramienta, la desviacin del pozo yel rumbo relativo. La figura 16 muestra un ejemplodel registro.En la computadora en superficie, es posible ob-tener la integracin del volumen del pozo y el vo-lumen necesario de cemento para cementar laprxima TR.14

Registros GeofsicosFigura 15 Medicin Continua de Echados Estrati-grficos.Las aplicaciones principales de la herramienta son1. Geometra del agujero2. Informacin direccional3. Volumen de agujero y de cementoHerramientas de imgenesInduccin de imgenesLa herramienta de imgenes provee de una imagende la resistividad de la formacin que refleja las ca-pas, contenido de hidrocarburo y proceso de inva-sin. La resolucin vertical hasta de 1 pie muestralas laminaciones y otras estructuras de formacincon un mnimo de efectos ambientales. La herra-Figura 16 Herramienta de geometra del pozo.mienta puede operar en cualquier fluido del pozo,incluyendo lodo basado en aceite.La herramienta mide las seales R y X de ocho arre-glos, seis de ellos son operados a dos frecuenciassimultneamente. Estas medidas en bruto son con-15

Registros Geofsicosvertidas en cinco curvas, cada una con una resolu-cin vertical compatible y con profundidades me-dianas de investigacin que van desde 10 hasta 90pulgadas. Estas profundidades de investigacin cam-bian muy poco en el rango entero deconductividades de formacin. Cada juego de cincocurvas est disponible en resoluciones de 4, 2 y 1pie. Las cuatro curvas son procesadas para obtenerun perfil de invasin y proveer de una determina-cin exacta de Rt, junto con una descripcin de lazona de transicin de invasin y el volumen de fil-trado del lodo en cada profundidad. La figura 17muestra un ejemplo del registro.2. La resistividad verdadera y una descripcin deta-llada de la resistividad de invasin3. Determinacin de la saturacin de hidrocarburose imgenes.La figura 18 muestra un ejemplo del registro.Snico dipolar de imgenesLa figura 19 muestra un ejemplo del registro.Imgenes microrresistivas de formacinLa figura 20 muestra un ejemplo del registroHerramientas de registros de las diferentes compa-asLas tablas 1 y 1a resumen las diferentes herramien-tas de registros disponibles entre las compaas deservicio y sus siglas que la identifican:Otros tipos de servicios:Caractersticas, limitaciones y condiciones de uso delos equipos de registros.Las herramientas de registros se disean para obte-ner algunas caractersticas de la formacin bajo cier-tas condiciones de uso. Algunos datos a consideraren una herramienta de registros son: Dimetro externo mximo y longitud de la herra-mienta.Estos datos se refieren a las dimensiones del equi-po de registros y se obtienen del fabricante o dela compaa de servicio. Para los registros en pozoabierto, los dimetros ms comunes son, 3-3/8",3-5/8" y la longitud vara entre las diferentes he-rramientas. Rango de presin y temperatura mxima.Figura 17 Induccin de Arreglo de Imgenes.Aplicaciones principales:1. Registros de Resistividad e Imgenes con resolu-cin vertical de 1 pie en pozos uniformes o con uncontraste moderado de Rt/RmLa presin mxima en la herramienta estndar es de15,000 a 20,000 (psi) libras / pulgada cuadrada y latemperatura mxima estndar es de 350 F (175 C).Hay equipos especiales para ambientes hostiles de25,000 psi y 500 F. Dimetro mnimo y mximo de pozo.16

Registros GeofsicosFigura 18 Doble Laterolog azimutal de imgenes.17

Registros GeofsicosFigura 19 Snico dipolar de imgenes.18

Registros GeofsicosFigura 20 Imgenes microrresistivas de formacin.19

Registros Geofsicos 7,32 '( 23(5$&,216FKOXPEHUJHU :HVWHUQ $WODV+DOOLEXUWRQ3(35(*,67526 (1 $*8-(52 '(6&8%,(5725HJLVWURV 5HVLVWLYRVInduccin EsfricoDoble InduccinDoble Induccin FasorialDoble LaterologInduccin de arreglo de imgenesDoble Laterolog AzimutalMicroesfrico Enfocado,6)',/',7'//$,7$5,06)/*5 &17/'7,(/',)/'3,/'//+',/+'//06)/*5&1_='/6/'$/'$/0$&&%,/',3/2*_&$/67$5*&76%76%7&%,/06,_&2+ 16% Porosidad < 16% (Humble)(Tixier)0.622.150.812.0R o F R tEl factor F' puede tambin expresar-se como la relacin de la resistividadterica mojada de esa formacin (Ro)respecto de la resistividad real me-dida de la formacin (Rt).amTabla 41.02.0FRoRtConsidere ahora que la formacin porosa discutidapreviamente se llena con alguna combinacin deagua conductiva de formacin de resistividad cons-tante (Rw) y aceite (figura 24). El aceite es un aislan-te y no conducir la corriente elctrica. Adems, de-bido a que la formacin est llena con ambos flui-dos (aceite y agua) la resistividad de la formacin noser ms referida como resistividad mojada (Ro). Lamedicin de la resistividad de la formacin en estecaso -- tomando en cuenta la resistividad de la ma-triz de la roca y los fluidos contenidos -- es llamadaresistividad verdadera (Rt). En la formacin ejemplo, debido a quese consideran constantes tanto la resistividad del agua(Rw) como la porosidad, la resistividad mojada (Ro)resultante tambin ser constante. Adems, los cam-bios en el factor F' ocurrirn con los cambios en laresistividad verdadera medida (Rt). Bajo ciertas condi-ciones, la nica forma en la cual la resistividad verda-dera medida (Rt) de la formacin puede cambiar, es atravs de la incorporacin o reduccin de fluidoconductivo. Por ejemplo, la incorporacin de aceite alyacimiento podra resultar en un incremento en laresistividad medida de la formacin (Rt), debido a quealguna cantidad de agua conductiva de formacin po-dra ser desplazada por el aceite. As, el factor F' resul-ta dependiente de la proporcin relativa de fluidosconductivos (agua) y fluidos no-conductivos (hidro-carburos) en la formacin.El factor F' en la ecuacin representa saturacin deagua (generalmente expresada como Sw) la cual esel porcentaje de espacio poroso en la formacin queest ocupado por agua conductiva de formacin. Porsustitucin de ecuaciones, la saturacin de aguapuede relacionarse a las propiedades fsicas de laformacin y a las propiedades conductivas de losfluidos que ella contiene.Sw nFigura 24 Modelo de formacin conteniendo aguay aceite.R o Fr R wRa mwRtRtRt La resistividad verdadera de una formacin ser sloigual a la resistividad mojada (Rt = Ro) cuando laLa saturacin de agua est relacionada a esas pro-piedades por el exponente n (exponente de satura-cin). El exponente de saturacin puede tener unrango de valores que dependen de las condiciones33

Registros Geofsicosespecficas del yacimiento. Pero generalmente, sesupone que es igual a 2.0. Con el conocimiento delas caractersticas de produccin de la formacin encuestin, es posible determinar valores ms aproxi-mados para el exponente de saturacin.La ecuacin para saturacin de agua (Sw), una ver-sin extendida de aquella presentada como pie depgina en la publicacin de Archie en 1942 y co-mnmente referida como "Ecuacin de Archie", seha convertido en el fundamento de la industria ente-ra de registro de pozos. En su forma ms simple, laecuacin de Archie se muestra como:Obtenido a travs de suposiciones de litologa o ma-nipulacin de datos y anlisis de ncleos.F = porosidadObtenida de registros (densidad, neutrn, snico,resonancia magntica) o anlisis de ncleos.m = exponente de cementacinObtenido a travs de suposiciones de litologa o ma-nipulacin de datos y anlisis de ncleos.Rt = resistividad de la formacinObtenidos de registros (induccin, laterolog). Su-puesto para reflejar resistividad de la zona no inva-dida, y tomado como la resistividad medida por lalectura ms profunda.Rw = resistividad del agua de formacinSe encuentra entre las variables ms difciles de determi-nar, pero es una de las cuales tiene un gran impacto enlos valores calculados de saturacin de agua (Sw). Amenudo, es mejor obtenerla mediante anlisis de mues-tras, pero puede ser definida de registros, bajo ciertascondiciones. Otras fuentes incluyen mediciones de mues-tras de agua de formacin obtenidas con herramientasde fondo, muestras de agua producida, o simplementehistoria local del yacimiento.V. INTERPRETACIN CUALITATIVAIntroduccinEl primer paso de cualquier anlisis e interpretacinde los registros geofsicos es la interpretacin cualita-tiva que consiste en dar un vistazo general al conjuntode registros con el fin de identificar diferentes zonas:1. Identificacin de litologas (arenas, calizas, dolomas, anhdrita, sal, carbn, arcillas, etc.)2. Localizacin de zonas permeables3. Contenido de fluidos en zonas permeables (agua, aceite, gas)4. Condiciones del agujero que pueden afectar la respuesta de la herramienta (agujero uniforme, cavernas, rugosidad, salinidad del lodo, etc.)Para contar con una buena interpretacin cualitativade los registros, es necesario tener un conocimien-Sw n Ra wm R tdonde: n = exponente de saturacin a = factor de tortuosidad F = porosidad m = exponente de cementacin Rw = resistividad del agua de formacin Rt = resistividad verdadera de formacinEs importante notar que mientras la saturacin deagua representa el porcentaje de agua presente enlos poros de la formacin, sta no representa la re-lacin de agua a hidrocarburos que sern produci-dos desde un yacimiento. Yacimientos de areniscaluttica con minerales de arcilla que atrapan una grancantidad de agua pueden tener altas saturacionesde agua, y solamente producir hidrocarburos. Lasaturacin de agua refleja las proporciones relativasde esos fluidos contenidos en el yacimiento. Ahorabien, obtener valores aproximados de saturacin deagua es el principal objetivo del anlisis de registrosen agujero descubierto. Con el conocimiento de lasaturacin de agua, es posible determinar el porcen-taje de espacio poroso lleno con un fluido diferentede agua (p. ej., hidrocarburos), y de all las reservasde hidrocarburos.Ecuacin de Archie fraccionadaSw nSw = saturacin de aguan = exponente de saturacinObtenido a travs de las suposiciones de litologa omanipulacin de datos y anlisis de ncleos.a = factor de tortuosidada Rw m Rt34

Registros Geofsicosto bsico del principio de operacin y la respuestade las herramientas de registros en diferenteslitologas y condiciones de pozo. Es importante co-nocer tambin las limitaciones inherentes de cadaherramienta de registros para comprender el com-portamiento de las lecturas obtenidas.Debido a su diseo las herramientas de registros pue-den tener algunas limitaciones. Un ejemplo seran lasherramientas que utilizan un patn que se pega a lapared del pozo como es el caso de Densidad Com-pensada o el Microesfrico Enfocado. La respuesta deestas herramientas se ve muy afectada cuando el con-tacto patn -formacin no es bueno, debido a la pre-sencia de cavernas o rugosidad de la pared del pozo.Un caso extremo sera cuando el dimetro del pozofuese excesivo por la presencia de una caverna y seperdiera el contacto patn - formacin inutilizando larespuesta de la herramienta.Por otro lado, el dimetro del pozo limita laconfiabilidad de la respuesta de las herramientas deregistro, de manera que en pozos con dimetros muygrandes, la respuesta puede estar seriamente afec-tada. Es importante referirse a las condiciones deuso de cada una de las herramientas de registros endonde se especifica el mnimo y mximo dimetrode pozo en que puede usarse confiablemente la he-rramienta en particular.Lectura de los registros geofsicosSin menospreciar el contenido de todos los compo-nentes que constituyen la impresin de un registrogeofsico de pozo, en esta seccin se van a enun-ciar aqullas que permiten analizar o diagnosticarlas caractersticas bsicas acerca del contenido deroca y fluidos de un pozo registrado.Centraremos nuestra atencin en:Encabezado de escalasCuerpo de carriles conteniendo curvasEs conveniente enfatizar que con los sistemas dis-ponibles para la adquisicin de datos, las curvas nosson entregadas en el escritorio con las correccionesambientales aplicadas automticamente.1) Encabezado de escalas a) Esta seccin del registro presenta las escalas con la indicacin de los lmites mximos y mni-mos de la curva en cuestin, as como el tipo ycolor de la curva a la que es referido.b) En esta misma seccin se presentan, algunasreas coloreadas, que pueden indicar caracte-rsticas de condiciones de agujero o representa-ciones objetivas de alguna zona importante des-de un punto de vista objetivo, cualitativo y cuan-titativo.2) Cuerpo de carriles conteniendo las curvasa) En esta seccin se presentan, como una con-vencin, 3 carriles principales, conteniendo cadauno de ellos una o ms curvas de registrob) Entre los carriles 1 y 2 se presenta, de unamanera estndar, un carril de profundidad, al cualse le agrega con cierta frecuencia la curva de ten-sin sobre el cable, registrada durante la opera-cin de registro.En la figura 25 se indican cada una de las partes quese han comentado arriba.A partir de la figura 26 se puede observar lo siguien-te:1) Carril 1.a) En el encabezado de escalasi) Los valores mnimo 0 y mximo=150 para lacurva de Rayos Gamma.ii) Los valores mnimo 4 y mximo=14 para lacurva de Calibre del Agujero.b) En el cuerpo del carrili) La curva de calibre del agujero nos indica eldimetro del agujero, que de estar bien confor-mado, se ver registrado como una lnea recta(curva punteada de color rojo). En caso de noestar bien conformado el agujero, la curva sedesviar a la derecha o izquierda, segn sea eldimetro registrado menor o mayor, respectiva-mente, que el de la barrena con que se perforel pozo.Figura 16. Registro tpico de un caso real en un pozode arenas arcillosas.ii) La curva de rayos gamma, (mostrada con lneacontinua en color negro), indica las respuestas ms35

Registros GeofsicosLutita franca:Gamma Ray > 90 APIResistividad< 2 YacimientosAreno-arcillosoResistividad>2 u.p.Figura 25 Ilustra los principales componentes de una impresin de registros convencionales.36

Registros Geofsicoso menos reactivas a esta herramienta, de acuerdocon el tipo de roca de formacin que se atraviesa.En este caso y de acuerdo con lo que se ha visto enla seccin de anlisis bsico y la respuesta de la cur-va de rayos Gamma (GR) del ejemplo, por arriba de3,050 m., donde se indica "lutita franca", la lectura deGR muestra un comportamiento dentro de una ban-da de variacin pequea, sobre un valor promedioaproximadamente del orden de 90 unidades API (co-mnmente mencionadas como GAPI). Por debajo dela mencionada zona de lutitas, se identifica una zonade arenas con intercalacin de lutitas, indicado en lafigura como "Yacimiento Areno-arcilloso". En estecaso, los valores de las lecturas de GR varan sobreuna banda mas amplia y su media es inferior a 90unidades API.2) Carril 2.a) En el encabezado de escalas.i) Los valores mnimo=0 y mximo=20 para la cur-va de resistividad. Se indica la presencia de dos cur-vas, una profunda (HDRS), de alta profundidad deinvestigacin y una media (HMRS) de profundidadmedia de investigacin. Las profundidades de inves-tigacin se han visto en la seccin de caractersticasde las herramientas.b) En el cuerpo del carril.i) Ambas curvas muestran que en la zona de lutitas,por arriba de los 3,050 metros, la resistividad es baja,del orden de 2 ohm-m. Este comportamiento es ca-racterstico de las formaciones con alto contenidode agua (de no verse afectada por algn otro com-ponente conductivo en la roca). Ya se vio, que lasaguas salinas son excelentes conductoras de la co-rriente, por lo tanto mostraran bajas resistividades.ii) Por debajo de la zona de arcillas, las resistividadesya muestran valores superiores a los 2 ohm-m, loque es indicativo de la posible presencia de algnotro componente no conductivo (o pobrementeconductivo) como parte integrante del sistema re-gistrado (roca-fluidos).3) Carril 3.a) En el encabezado de escalas.i) Se muestran los valores mnimo = -15 (lado dere-cho del carril por convencin) y mximo = 45 parala curva de porosidad-neutrn, que ser identifica-da en el cuerpo del carril como "lnea roja fina".ii) Se muestran los valores mnimo = 1.95 y mximo= 2.95, para la curva de densidad, que ser identifi-cada como "lnea negra fina continua".iii) Se muestran los valores mnimo = 40 (lado dere-cho del carril por convencin) y mximo = 140 parala curva de tiempo de trnsito de registro snico,que ser identificada en el cuerpo del carril como"linea no continua fina de color azul claro".b) En el cuerpo del carril.i) Curva de porosidad.(1) La curva de porosidad neutrn indica un valorpromedio, dentro de una banda relativamente an-gosta y ms o menos uniforme, del orden de 25unidades de porosidad (u.p.), para la zona luttica.(2) La curva de porosidad indica un valor muy va-riable caracterstico de las zonas de arenas arci-llosas por debajo de las lutitas, en este ejemplo,no uniformes en cuanto a presencia de litologa ycontenido de fluidos.(3) La banda sobre la que fluctan dichos valores estan amplio como desde 9 u.p. hasta 26 u.p.ii) Curva de densidad.(1) La curva de densidad muestra un comportamientomas o menos uniforme, dentro de una banda an-gosta dentro de la zona de lutitas. En valor prome-dio se puede estimar del orden de 2.57 gr/cc.(2) La curva de densidad muestra un comportamientopoco menos uniforme en la zona de arenas arcillo-sas. En este caso, los valores oscilan entre 2.51 -2.67 gr/cc.iii) Curva de tiempo de trnsito.(1) Esta informacin se ver en la seccin de anlisisespecializado.La figura 26 muestra el procesamiento de las curvasadquiridas en campo. Se muestran sus principalesparmetros en el carril de profundidad en el extremoderecho de la figura, curva de GR en el carril 1, curvade saturacin de agua en el carril 2, reas porosas concontenido de agua e hidrocarburos en el carril 3 y en37

Registros Geofsicosel carril 4 reas indicativas de con-tenido de arcilla y arena fraccional-mente, as como la porosidad efec-tiva de la zona registrada.Respuesta tpica del registro GRLa deflexin del registro de GR esfuncin no slo de la radioactividady densidad de las formaciones, sinotambin de las condiciones del agu-jero (dimetro, peso del lodo, tama-o y posicin de la herramienta), yaque el material interpuesto entre elcontador de los rayos gamma (com-puesto de un cristal cintilador y untubo photo-multiplicador) y la for-macin absorbe los rayos gamma,infiriendo en la medicin de los mis-mos (ver figura 27).Identificacin de litologasLa superposicin de los registrosNeutrn -Densidad, con el Snicocomo complemento, es general-mente la combinacin ms usadapara determinar litologas. La figu-ra 28 nos da la respuesta compa-rativa de las tres herramientas b-sicas de porosidad en litologassimples, limpias, saturadas con l-quido. Los valores de porosidadestn calibrados a matriz caliza. En ocasiones las herramientas deregistros responden de manera di-ferente a las diversas litologas ycontenido de fluido en los poros dela roca. Esto puede usarse paraidentificar las formaciones. Resu-me de manera grfica el compor-tamiento de las mediciones enlutita, arena y carbonatos, con lastres herramientas de Porosidad,Neutrn Compensado, Litodensi-dad y Snico.En una lutita no compactada, laporosidad del snico dar una lec-tura muy alta. Esto se debe a queFigura 26 Muestra el procesamiento resultante de la informacin de losregistros.38

Registros GeofsicosCabezal de escalasCarrildeprofundidadtensinCarril 1Carril 2Carril 3Pie de escalasFigura 2739

Registros Geofsicoscompactacin, mientras que la po-rosidad del neutrn y del densidadmiden casi igual a la porosidad ver-dadera.En una arena arcillosa con gas, laporosidad del Snico es alta debi-do al efecto del gas y la arcilla,mientras que la porosidad del Neu-trn tiende a ser alta debido a laarcilla, pero baja debido al gas. Locontrario sucede con la porosidaddel Densidad. El gas tiende a darlecturas ms altas de porosidad,mientras que la arcilla tiende a ba-jarlas. El efecto es que la porosidadNeutrnica medir menos y la po-rosidad del Densidad ms con res-pecto a la porosidad verdadera.En una arena arcillosa con aceite oagua, el efecto de la arcilla es po-rosidad del Snico alta, porosidadNeutrnica alta y porosidad Densi-dad baja.Si la arena es limpia y contiene gas,las porosidades Snica y de Den-sidad tienden a ser altas mientrasque la porosidad Neutrnica tien-de a ser baja por el efecto del gas.Figura 28 Respuesta tpica del registro rayos Gamma naturales.el tiempo de trnsito de la onda snica es alto, mien-tras que el Neutrn, que mide el contenido de hidr-geno, no est afectado, por lo que lee prcticamen-te la porosidad real. La porosidad del Densidad escasi cero, suponiendo una densidad de 2.65 gr/ccde la lutita.En una arena no compactada con gas, la porosidadSnica sigue siendo alta debido a la nocompactacin, pero la porosidad del Neutrn es bajadebido a que el gas tiene un bajo contenido de hi-drgeno, mientras que la porosidad del Densidades alta debido a que la densidad del fluido conteni-do en los poros es baja (el algoritmo para clculo dela porosidad considera la densidad del fluido = 1.0).La porosidad verdadera est entre la porosidadneutrnica y la de densidad.En una arena no compactada con aceite o agua, laporosidad Snica sigue siendo alta debido a la noEn una arena limpia con aceite o agua, las tres lectu-ras de porosidad tendern a ser iguales a la porosi-dad verdadera de la roca.En un carbonato limpio, se puede observar la mismatendencia en la respuesta de la herramienta que enuna arena limpia. Si se tiene presencia de gas, steafectar principalmente la respuesta de la porosidaddel Neutrn dando lecturas bajas, mientras que elSnico y Densidad tienden a dar lecturas altas. Si elfluido contenido en los poros es aceite o agua, las tresporosidades miden igual. (Ver figura 29)Identificacin de zonas permeablesLas capas permeables se identifican a partir de losregistros por medio del potencial natural SP o de laevidencia de invasin (separacin de las curvas deresistividad con diferentes profundidades de inves-tigacin). La presencia del enjarre detectada con el40

Registros Geofsicos3RURVLGDG 6yQLFR3RURVLGDG 9HUGDGHUD45 Snico alto debido a nocampactacin Snico alto debido a nocampactacin y gas Snico alto debido a nocampactacin3RURVLGDG /'7Porosidadllena conLitologaconocidaLutitano-compactadaIntercristalinaNeutrn bajo debido gas30150 Supone lutita = 2650Neutrn no afectado por la no-compactacin LDT altodebido gasGasTipo de poro3RURVLGDG 1HXWUyQArena limp iano-compactadaNeutrn y LDT OK LDT alto debido al gas yligeramente bajo debido a la arcilla Neutrn bajo debido al gas y ligeramente alto debido a la arcillaNeutrn alto debido a arcillaLDT bajo debido a arcillaNeutrn bajo debido gasAceite aguaGasIntercristalina Snico altodebido a gas y arcillaSnico altodebido a la arcillaSnico alto debido a gasLDT alto debido a gasArena arcillosacompactadaAceite aguaGasIntercristalinaArena limp iacompactadaNeutrn OKSnico OKLDT OKSnico alto debido a la arcillaLDT alto debido a gasSnico alto debido a gasNeutrn OKLDT OKSnico OKNeutrn bajo debido gasAceite agua Supone lutita = 2650Neutrn bajo debido gasArcilla co mpactadaGasIntercristalinaLDT alto debido a gasLDT OKNeutrn OKSnico bajo debido a porosidad vugularAceite aguaFigura 29 Respuesta de los registros de porosidad de acuerdo a los fluidos contenidos y al tipo de formacin.Vuggy Snico bajo debido aporosidad vugular y alto debido a gasGasCarbonatoAceite agua(doloma caliza)41

Registros Geofsicoscalibrador del pozo (dimetro ledo ligeramente me-nor que el dimetro de la barrena) es tambin unindicio de permeabilidad.Potencial natural SPAunque no hay una relacin directa entre la magni-tud de la deflexin del SP y la permeabilidad, en ge-neral, una deflexin negativa (hacia la izquierda) in-dica una zona permeable (si el lodo es ms dulceque el agua de formacin). Se debe considerar losiguiente:Las deflexiones del SP son reducidas por laarcillosidadLas transiciones del SP estn bien definidas en for-maciones de baja resistividad (arenas), pero son msgraduales en formaciones altamente resistivas (car-bonatos).El SP no es til en lodos no conductivos.Separacin de curvas de resistividadLas capas invadidas y por lo tanto permeables sehacen evidentes por la separacin de las curvas deresistividad profunda y somera. Esto se debe a quela invasin del filtrado del lodo altera la resistividadde la zona invadida cuando la resistividad del filtra-do del lodo, Rmf es diferente a la resistividad delagua de formacin, Rw.CalibradorSi el pozo est razonablemente en calibre, es decir,sin rugosidades, cavernas, etctera, la curva delcalibrador nos puede indicar la presencia del enjarre.ste se forma por el proceso de filtracin del lodo ala formacin permeable. El calibrador debe ser deuna herramienta como el Microesfrico y no del deDensidad que por la presin que ejerce su brazo me-didor puede cortar el enjarre. Un ejemplo se mues-tra en la figura 30.Efecto de rugosidad y dimetro del pozo en el re-gistro de densidadEn zonas de derrumbe y/o cavernas en el pozo, lalectura de la herramienta de Densidad convencionalse ve muy afectada (curva azul entre x870 y x895metros por ejemplo). En cuanto a la herramienta deDensidad T.L.D. (curva roja en el carril 2), que con-forma el Plataforma Express, sus mediciones4140.21.0101001000 2000 Di.BarrenaZona permeableILDSFLILMCalibradorSP Zona nopermeableInvasin muy profundaZona permeableFigura 30 Registro doble Laterolog y esferico enfocado con42

Registros Geofsicoscorrelacionan muy bien con los dems registros gra-cias a su nuevo diseo mecnico y a su tercer de-tector compensador B.S., cercano a la fuente de ra-yos gamma. La figura 31 muestra el efecto de losderrumbes o cavernas.de hidrgeno apreciable. En las formaciones conarcilla, la porosidad aparente derivada de la respuestade la herramienta de neutrones ser mayor que laporosidad efectiva real de la roca del yacimiento.CaliperFigura 31Arcillas, agua ligada y gas en la herramienta neu-trnLas herramientas de neutrones "ven" todo el hidr-geno en la formacin, aun cuando alguno no estasociado con el agua que satura la porosidad de laformacin. Por ejemplo, "ve" el agua ligada asociadacon las arcillas que por lo general tienen un ndiceSin embargo, el gas o hidrocarburos muy livianosgeneralmente tienen una concentracin de hidrge-no considerablemente ms baja que vara con la tem-peratura y la presin. Por lo tanto, cuando el gas estpresente a una distancia suficiente al agujero paraestar dentro de la zona de investigacin de la herra-mienta, el registro de neutrones leer una porosi-dad muy baja.43

Registros GeofsicosEsos dos efectos estn reflejados en la figura 32 quecorresponde a un registro tomado en la zona deVeracruz, en arenas del Terciario productora de gas.Podemos observar un cruce caracterstico entre lascurvas de densidad DPHZ y de neutrn NPHI en lapista dos, entre 2015 a 2017 metros, indicador depresencia de gas en ese intervalo limpio (ref. curvade GR en verde). Adems, se observa una medicinmuy alta del C.N.L. en las zonas arcillosas arriba yabajo del intervalo de arena, con menor efecto en elregistro de densidad DPHZ.Calibre HCAL y RGtar tambin la escala de la curva densidad de la he-rramienta de litodensidad.Las porosidades para otras litologas se obtienen dela Carta Por-13b (figura 33) o de otras escalas en losencabezados del registro. Las correcciones del Neu-trn compensado slo se aplican a los registros quese corren en agujeros llenos de fluidos. Cuando elagujero est lleno de gas, el efecto de litologa sereduce a un nivel insignificante y la porosidad pue-de leerse directamente (sujeta a limitaciones).Porosidad Neutrn NPHI y Densidad DPHZ de 45% a -15%Figura 32Efecto de litologa en el neutrnLas lecturas de todos los registros de neutrones seven afectadas por la litologa en la matriz de la rocahasta cierto punto. Los registros de Neutrn Com-pensado tienen una escala para una matriz de caliza.Si la herramienta de Neutrn se registra en una ma-triz de arena por pedido del gelogo, conviene ajus-Efecto de las condiciones del pozoInvasinRugosidad y cavernasCapas delgadasEfecto de invasin44

Registros GeofsicosFigura 33En pginas anteriores se describi el proceso de in-vasin en donde se mencion que los fluidos origi-nales cercanos a la pared del pozo son desplazadospor el filtrado del lodo de perforacin. Menciona-mos que la resistividad de la roca dependa del flui-do contenido en ella. Si el fluido contenido en losporos es ms salino, esto hace a la formacin msconductiva (menos resistiva), mientras que si el flui-do contenido es menos salino o hidrocarburo, la for-macin es menos conductiva (ms resistiva).El proceso de invasin altera el contenido original defluidos por lo que influye tambin en la resistividadmedida.Las herramientas de registros tienen una caracters-tica que es su profundidad de investigacin que sig-nifica que tan profundo puede "ver" la herramienta.Un equipo de induccin doble proporciona tres me-diciones: induccin profunda ILD, induccin mediaILM y esfrica enfocada SFL. Debido a que las tresmedidas tienen diferentes profundidades de investi-gacin (Prof. Invest. ILD > ILM > SFL), estarn mso menos influenciadas por la zona invadida. Si nohay invasin, las tres curvas medirn prcticamentelo mismo (ver figura 34). Si la invasin es someraafectar a la medicin con menor profundidad deinvestigacin, la SFL, mientras que la ILD e ILM me-dirn casi igual. Con una invasin moderada, las tres45

Registros Geofsicoscurvas se separan. Cuando la invasin es profunda,la separacin entre las tres curvas se hace ms pro-nunciada.ILM0.2SP-80.0(mV)20.00.20.2 (OHM) ILD(OHM)SFL(OHM)VI. INTERPRETACIN EN FORMACIONES LIMPIASIntroduccinUna completa evaluacin deuna formacin limpia (es decir,libre de arcilla) requiere de va-rias etapas e involucra mlti-ples clculos y tcnicas com-plejas. Adicionalmente, existeuna variedad de suposicionesque deben hacerse durante elanlisis. El nmero de pasosinvolucrados dificulta recordarlas veces en la cual estos de-ben realizarse . Esta seccinproporciona ciertas guas quedeben seguirse cuando se ana-liza una formacin limpia, ypresenta una secuencia orde-nada por la cual tal anlisisdebe ser realizado.Cuando se toma una decisinsobre la capacidad productorade una zona almacenadora dehidrocarburos, se debe conside-rar toda la informacin disponi-ble. Los valores slo de satura-cin de agua (Sw) no deben serlos factores determinantes. Re-cuerde que la saturacin deagua no es un reflejo de la rela-cin de agua a hidrocarburosque sern producidos del yaci-miento. Es simplemente la pro-porcin relativa de agua a hidro-carburos que existe en el espa-cio poroso del yacimiento. Noexisten guas seguras para de-terminar qu constituye "bue-nos" y "malos" valores para sa-turacin de agua. Se deben con-siderar las respuestas de los re-gistros y cualquier otra informa-cin que pueda estar disponible.Pasos para la interpretacinEn la siguiente secuencia se re-nen los pasos necesarios parahacer una interpretacin en for-maciones limpias:200020002000Sin invasinInvasin someraInvasin moderadaInvasin muy profundaFigura 34 Efecto de invasin.46

Registros GeofsicosPaso1234Control de calidadCorrelacin de profundidadIdentificacin y espesor de capasa) Convertir Rm, Rmf y Rmc acondiciones de pozob) Seleccionar niveles y leervalores de los registrosCorrecciones ambientalesDeterminar Rt y RxoDeterminar el valor de RwValidar los registrosEvaluar litologa y porosidadCalcular saturacionesObservacionesSe deber efectuar siempreRegistro base: resistividadSP, GR, , pozo en buen estadoLa temperatura depende de la profundidadde la capah > 2 m, registros estables, pozo en buenestadoAnalizar cada registroCon 3 curvas de resistividadElegir mtodos adecuadosElegir mtodos adecuadosDensidad, neutrn, snicoEcuacin de Archiecon la medida de la temperatura en el intervalo deinters debe usarse este valor, si no debe calcularlocon la frmula correspondiente. Leer los valores delas curvas de los registros en zonas previamente es-cogidas en tramos estables y bien definidos.e). Las lecturas de los registros son ms o menosafectadas por las condiciones ambientales (tempe-ratura, presin, salinidad del lodo, dimetro de agu-jero, etc.) por lo que se debern aplicar las correc-ciones ambientales mediante el uso de las grficasadecuadas.f). La resistividad verdadera de la formacin, Rt y dela zona invadida, Rxo; se obtienen de los registrosde resistividad, pero es necesario usar las curvas condiferentes profundidades de investigacin para po-der compensar el efecto de la zona alterada por ellodo de perforacin. Existen grficos que nos per-miten obtener Rt o Rxo, adems del dimetro de in-vasin. Si la invasin se considera pequea, se po-dra considerar que Rt es igual a la resistividad obte-nida con la curva con mayor profundidad de investi-gacin.g). Sera preferible obtener el dato de Rw medianteuna medicin directa. Hay mtodos para derivar Rwa partir del anlisis qumico de la solucin. Laresistividad del agua de formacin se puede obte-ner a partir de uno o varios mtodos. Uno de elloses mediante la lectura del SP Este mtodo es aplica-.ble principalmente en arenas y cuando se tienenzonas limpias y arcillosas bien definidas. Otro mto-do se denomina de resistividad mnima del agua, endonde se busca una zona limpia y a partir de la Rt ylas lecturas de porosidad se infiere la Rw.5678910a). Antes de iniciar la interpretacin de la informacinobtenida a travs de los registros se deber efectuarun control de calidad para asegurar que los datos seancorrectos. Este control de calidad consiste en la ins-peccin visual del registro, especialmente de la sec-cin donde se har la interpretacin. La calibracin dela herramienta puede indicarnos si sta funcion ade-cuadamente. Tambin se debe comprobar la litologacon la respuesta de la herramienta. Si se dispone deotros registros en ese mismo intervalo se debencorrelacionar para verificar que la respuesta es la mis-ma. Adems, si se cuenta con registros de pozos cer-canos, hay que comparar la respuesta de los regis-tros. En resumen, adems de hacer una inspeccinvisual del registro verificando que sus datos estn co-rrectos y completos, este paso consiste en hacer unainterpretacin cualitativa de los registros, verificandoel estado del agujero a travs del calibrador, identifi-cando las zonas limpias y arcillosas, intervalospermeables, tipo de formacin, calizas, arenas, lutitas,dolomas, anhidrita, yeso, sal, etctera.b). Tomando como base el registro resistivo (Induc-cin o Doble Laterolog), verificar que todos los re-gistros estn a la misma profundidad. En caso con-trario deber tomarse en cuenta la diferencia de pro-fundidad.c). Del potencial espontneo, rayos gamma o la cur-va de porosidad definir el espesor del intervalo deinters. Esta medida deber hacerse en un tramo depozo en buen estado. (Ver calibre de pozo.)d). Los valores de resistividad del lodo, filtrado yenjarre son obtenidos en superficie por lo que sedebern llevar a condiciones de fondo. Si se cuenta47

Registros Geofsicosh). Seleccionar los registros que se usarn en lainterpretacin, validando que sus respuestas seanconfiables especialmente en la zona de inters.i). Con los registros de Neutrn Compensado, Den-sidad compensada y Snico de Porosidad se deter-minan la litologa y porosidad. Para esto, se pue-den usar los grficos cruzados adecuados.j). Una vez que se cuente con la resistividad delagua de formacin, Rw, la resistividad verdadera dela formacin, Rt, la porosidad efectiva, as como al-gunas constantes se evalua la saturacin de aguaSw, por medio de la frmula de Archie. ConociendoSw, se despeja la saturacin de hidrocarburos.Es recomendable verificar la congruencia de los re-sultados obtenidos en cada paso, si por alguna ra-zn, el resultado pareciera no ser correcto, hay querevisar algunos datos importantes como Rw, fef, Rt.Algunos parmetros usados en las frmulas se se-leccionan por el interpretador. El exponente decementacin, m, de la frmula de factor de forma-cin de Archie, el exponente de saturacin n de laecuacin de saturacin de Archie y otros, debenseleccionarse con la mayor informacin posible delyacimiento.En la figura 35 se muestra el diagrama de flujo parainterpretar formaciones limpiasDescripcin de pasos Interpretacin de los y secuencia delregistros de procesoporosidad Valores obtenidos de la lectura de losb, t, NL registros. Interpretacin de la lectura de los registros. Resultadosintermedios de la interpretacin. Continuacin de la interpretacin. 5HVXOWDGRV GH OD) LQWHUSUHWDFLyQParmetros auxiliares necesarios. Parmetros a ser seleccionados por ela y m intrprete.Informacin adicional necesaria.Ecuaciones utilizadasHumble: en los clculos. mF=a/Resistividad del agua de formacin y de rocas invadidasSP, Rwamin y Rt / RxoInterpretacin de registros de porosidad y clculo de saturaciones ILD, ILM, SFLU y MSFL o LLD, LLS y MSFLRwRt y Rxo52 \ 52=/6Z \ 6[RRmfnDefinicin de F: F = Ro / RwF = Rozl / RmfArchie: Sw = Ro / Rt nSxo = Rozl / RxonFigura 35. Diagrama de flujo para interpretacin de formaciones limpias.48

Registros GeofsicosQhirhrqv8h@vPirhpvr5WRIDLLDDoble Induccin fasorialDoble LaterologAdecuado en formaciones de baja resistividad R 0.1 ohm-m,por lo que:Rmfe = 0.85 * Rmf' = 0.2453. Calcular K:K = 65 + 0.24 T ,T en CSw 2 1.00.038 0.282 5.0= 0.3113 o 31.1% de saturacin de aguaa 8610K = 65 + 0.24*75 = 834. Calcular Rwe:0.09; R t 8.4mSw 20.2451072835ZH 5PIH10 1.00.038 0.092 8.4 663 =.= 0.033 ohm -m= 0.7473 o 74.7% de saturacin de aguaIndicadores de permeabilidadBuscando en un registro zonas con alta porosidad yalta resistividad nos puede conducir a un nmerode formaciones atractivas. Sin embargo, la presen-cia de alta porosidad y alta permeabilidad no nece-sariamente significa que una formacin que contie-ne hidrocarburos producir realmente esos hidro-carburos (especialmente sin estimulacin ofracturamiento hidrulico). Sin datos de un Proba-dor de Formaciones o un Registro de Imgenes deResonancia Magntica, se carece de estimacionesde permeabilidad. La permeabilidad se refiere a lahabilidad de una formacin para permitir el movi-miento de los fluidos que contiene a travs de la redde poros existente y es un requerimiento fundamen-tal de un yacimiento productor.Adems de proporcionar una estimacin cualitativade la permeabilidad, el potencial espontneo puedetambin usarse para determinar un valor de laresistividad del agua de formacin (Rw).Un indicador de permeabilidad (en este caso la res-puesta de SP) para el registro presentado en la figu-ra 38 puede aparecer como la curva mostrada en lapista 1 de las figura 39. El SP a menudo responderen tal forma que refleje la misma tendencia que laporosidad; sin embargo, ste no es siempre el caso.Deflexiones negativas de la curva SP se usan comoindicadores cualitativos de permeabilidad. Las zo-nas permeables en este registro de ejemplo (figura39) estn indicadas en 8500 a 8535, 8595 a 8610, y8680 a 8720. La zona responsable de la deflexin SPms amplia (8700) no es necesariamente la zona mspermeable. Igualmente, el que la zona a 8500 exhiba5. De la figura No. 37, obtener Rw:a) Con los valores de Rwe = 0.033 W-m y la tempe-ratura de formacin, 75 F entrar en el grfico SP-2,,donde se obtiene, Rw = 0.039 W-mClculos de SwSe evaluarn zonas potenciales de hidrocarburosusando el valor de Rw que fue establecido previa-mente. Las formaciones con contenido de hidrocar-buros son tpicamente caracterizadas por altos valo-res de resistividad y porosidad y nuevamente por elcomportamiento no conductivo del aceite y el gas.Existen dos zonas ilustradas en la Figura 38 que ajus-ta esos criterios --8515 y 8610. La zona a 8610 tienemuy baja porosidad. Su alta resistividad resulta delhecho que hay poca agua disponible en los porospara conducir la corriente. La zona a 8515 tiene bue-na porosidad (~28%), y garantiza mayor investiga-cin.Cuando tomamos valores medidos de un registropara usarlos en la ecuacin de Archie, se desea se-leccionar una profundidad simple ms que un pro-medio de valores a lo largo de una zona. En el cursode una interpretacin real habr muchas formacio-nes atractivas. En cualquier formacin simple, unanalista puede seleccionar varias profundidades alas cuales calcular la saturacin de agua (Sw). Ya quelas zonas en el registro del ejemplo estn bien defi-nidas, slo dos clculos se requieren, uno por zona.a 85150.28; R t 5.0m54

Registros GeofsicosNotas adicionales acerca de la resistividaddel agua de formacin.Es a menudo difcil determinar un valoraproximado de la resistividad del agua de for-macin (Rw) a partir de registros y general-mente no es directa como se present en losejemplos. Una zona que supone estar 100%saturada de agua puede, en realidad, noestarlo. La presencia de hidrocarburos pue-de eliminar cualquier deflexin de SP resul-,tando en clculos errneos. Adems, en unaformacin luttica arcillosa, los minerales dearcilla pueden atrapar agua de formacin re-sultando en resistividades anormalmentebaja. Tal vez la situacin ms peligrosa essuponer que una zona sea mojada cuandorealmente contiene hidrocarburos. Esta malainterpretacin resultar en errores compues-tos en el proceso de anlisis de registros. Cuando sea posible, es mejor calcular la resistividad del agua de formacin (Rw) usan- do una variedad de mtodos a diferentes pro- fundidades. Los resultados pueden enton- ces ordenarse y compararse para revelar el "mejor pico" para el yacimiento. En un esfuer- zo por ser optimistas en el clculo de la satu- racin de agua (Sw), es generalmente benfi- co para obtener el menor valor (dentro de lo Figura 39 Ejemplo de registro ilustrando el indicador de per- razonable) para la resistividad del agua de for- meabilidad (curva SP) en la pista 1. macin (Rw). El promedio mundialmente uti-menor deflexin SP que la zona a 8700, no significa lizado para la resistividad del agua de formacin sonque tenga menos permeabilidad que la zona mas correccin por temperatura es 0.05 W-m.profunda de las dos formaciones. Mientras la pre-sencia de una deflexin negativa de SP puede ser Ejemplo adicional de clculo de Rwun indicador de permeabilidad en una zona particu-lar, la ausencia de deflexin no es indicador de au- El registro para este ejemplo de clculo se ilustra ensencia de permeabilidad.la Figura 40. El objetivo es determinar un valor apro- piado para Rw a partir del registro. Podra suponerseSi la permeabilidad no es evidente en un registro, la que cualquier zona de inters es arenisca.evaluacin de las curvas de porosidad y resistividadpueden aun resultar en clculos de baja saturacin Definicin de la zona de intersde agua. Dependiendo de la geologa y el tipo deherramienta utilizada para indicar la permeabilidad, La nica deflexin SP ventajosa ocurre de 2775m apueden ser necesarios el fracturamiento hidrulico 2830m. Dentro de esos lmites hay dos zonas defini-u otro mtodo de tratamiento para producir los hi- das de inters. La zona superior (2790m) tiene bajadrocarburos.resistividad y alta porosidad, y es una seleccin ideal para clculos de Rw suponiendo 100% de saturacinLa localizacin de zonas permeables usando la res- de agua. La zona inferior (2815m) tiene alta resistividadpuesta SP es un primer paso importante en cual- y alta porosidad. Esto la hace un candidato deseablequier programa de anlisis "rpido".para almacenamiento de hidrocarburos.55

Registros GeofsicosMtodos "rpidos" en el anlisis de registrosAntes de calcular la saturacin de agua paracualquier zona, es necesario leer un registroy localizar las zonas favorables que garanti-cen mayor investigacin. Esto sucede no slopara zonas con hidrocarburos, sino tambinpara aquellas que contienen agua. Esto a me-nudo se refiere como"escaneo" de un regis-tro. Hay ciertas respuestas para observar, yesas respuestas pueden indicar dnde unazona es almacenadora de hidrocarburos oagua.El anlisis "Rpido" de registros empleaescaneo para localizar las zonas potencialesde inters, y tambin usa los conceptos y pro-cedimientos bsicos considerados a lo largode este texto. El objetivo de desarrollar unanlisis "rpido" es producir rpidamente va-lores de saturacin de agua para zonas queparecen interesantes en un registro. Es im-portante recordar que en el anlisis "rpido"no se aplican las correcciones ambientales.As, los valores de saturacin de agua obte-nidos durante un anlisis "rpido" pueden noser tan aproximados como aqullos determi-nados a profundidad y con anlisis e inter-pretacin detallada de registros.Figura 40 Registro ejemplo de resistividad y porosidad.Determinacin de Rw con el mtodo inverso deArchieDebido a que la litologa de la formacin de interses una arenisca y la porosidad de la zona a 2790mes mayor de 16%, los valores del factor detortuosidad (a) de Humble y el exponente decementacin (m) pueden ser supuestos.a = 0.62, m = 2.15 Cuando se realiza un anlisis "rpido" -que debe ser el primer paso de cualquier investi-gacin detallada -han de plantearse seis preguntaspara considerar dnde hay una zona potencialmen-te productiva.1. Qu valor ser usado para Rw?2. Cules son las litologas de las zonas de inters?3. Estn "limpias" las zonas que contienen hidrocar-buros (libre de arcilla)?4. Hay suficiente porosidad en la zona?5. Es la resistividad satisfactoria en las zonas?6. Son las zonas permeables?La metodologa por la cual un individuo realiza un an-lisis "rpido" puede variar. An as, cada individuo debedirigirse hacia la solucin de las seis preguntas indica-das arriba. Debe haber un orden y consistencia frenteal mtodo. Una sugerencia a la aproximacin "rpida"se muestra en los siguientes prrafos.0.26; R t 1.4mR wa 0.26 2.15 1.4 0.0773 0.125m R0.620.62waat 2790m56

Registros GeofsicosIdentificar los indicadores de permeabilidadLea los indicadores apropiados de permeabilidad conel registro. Este puede incluir el SP microlog, Caliper,y aun perfiles de resistividad en la zona de invasin.Marcar sobre el registro todas las zonas que exhi-ben permeabilidad potencial, independientementede que existan almacenados hidrocarburos o agua.ste debe ser siempre el primer paso de un anlisis"rpido", particularmente con conjuntos de herra-mientas de induccin de alta resolucin.Determinacin de la resistividad del agua de for-macin (R ) wSi se cuenta con estos datos la fuente est definida.Si no, entonces puede ser necesario calcular Rw apartir de registros. Localice una zona relativamentelimpia con suficiente porosidad conteniendo agua ydetermine Rw usando el mtodo inverso de Archiey / o mtodos SP Si se localiza ms de una zona con.agua, entonces se debe calcular Rw para todas laszonas. Tabule los resultados y seleccione el menorvalor de Rw para futuros clculos. No olvide que losmenores valores de Rw (dentro de lo razonable) pro-ducirn valores ms optimistas de saturacin de agua(Sw).Determinacin de la porosidad y resistividad dezonasUna vez que que se ha localizado la zonapermeable, las curvas de porosidad y resistividaddeben checarse para ver si la relacin entre ellasindica la posible presencia de hidrocarburos. Esascurvas deben ser consideradas juntas, y no unacon respecto a la otra. Recuerde que es entera-mente posible para una zona que exhiba un au-mento en resistividad debido a una disminucinen porosidad. Adems, sin considerar todos losdatos, es posible identificar errneamente unazona compacta como potencialmente productiva.La mayora de los registros de porosidad presentarndos curvas de porosidad -porosidad densidad (FD) yporosidad neutrn (FN) -Ambas curvas reflejan laporosidad de la formacin, pero las diferencias en susvalores dependen de las diferentes formas en la cualse hacen sus respectivas mediciones.La ecuacin de Archie proporciona slo un valor deporosidad. Es necesario calcular la porosidad congrfica cruzada antes de calcular la saturacin deagua. La porosidad con grfica cruzada se sopesaen promedio de los dos valores, y con la siguienteecuacin se calcula la porosidad promedio.Porosidad grfica cruzadaXPLOTD N222Una determinacin rpida de porosidad de grficacruzada se obtiene estimando la porosidad "dos ter-cios". Esto se hace visualmente estimando la dis-tancia a dos tercios entre la curva de porosidad m-nima y la curva de porosidad mxima. Para propsi-tos de revisin rpida, el uso de estimar visualmentela porosidad estimada es suficiente para hacer cl-culos de saturacin de agua.Determinacin de la litologa de la formacinLa informacin de la litologa puede ser determi-nada de diferentes maneras. La ms bsica es exa-minar la respuesta de varias curvas. Para prop-sitos rpidos, las curvas ms tiles para determi-nacin de litologa son rayos gamma, Pe,resistividad, y una combinacin de porosidad neu-trn y porosidad densidad. Una vez determinadala litologa de la zona, los parmetros necesarios(a y m) pueden ser seleccionados para clculosde saturacin de agua.Determinacin de limpieza de la formacinUna preocupacin adicional es la limpieza de laformacin la cual se refiere a la cantidad de arci-lla presente. Todos los tipos de formacin -are-nisca, caliza y doloma -pueden contener minera-les de arcilla ("lutita"). La presencia de esos mine-rales arcillosos afecta las respuestas de ciertas he-rramientas -dgase, herramientas de resistividady porosidad -y pueden resultar en una formacinproductora mirada como almacenadora de agua.El grado de arcillosidad de una formacin se juz-ga a partir de la respuesta de rayos gamma. Engeneral, la respuesta ms baja de rayos gammade una zona porosa, corresponde con una menorcantidad de arcilla ("formacin limpia"). Este jui-cio requiere de alguna experiencia y conocimien-to en el rea, y se detallar ampliamente en la sec-cin de anlisis de arenas arcillosas.57

Registros GeofsicosClculo de la saturacin de aguaLa saturacin de agua puede ahora calcularse paraaquellas zonas que aparecen como almacenadorasde hidrocarburos. Recuerde que este valor no es unreflejo de la relacin de agua a hidrocarburos pro-ducidos del yacimiento. Es simplemente la propor-cin relativa de agua a hidrocarburos en la porosi-dad de la formacin. No existen guas seguras paradeterminar que constituyen valores "buenos" y "ma-los" de saturacin de agua. Este juicio requiere deexperiencia y conocimiento local.Grfica cruzada de porosidad y litologa (CP)Dos de los usos ms importantes de los datos deregistros son los de proporcionar informacin deporosidad y litologa para propsitos de clculo dela saturacin de agua (Sw). La porosidad es vital eneso, ya que es un parmetro de entrada en la ecua-cin de Archie. El conocimiento de la litologa es tilya que proporciona al analista la informacin nece-saria para hacer una determinacin a partir de la cualutilizara valores del factor tortuosidad (a) y exponentede cementacin (m).Existen una variedad de mtodos - visuales, ma-temticos y grficos - usados para determinar laporosidad de la formacin . Las mediciones deporosidad tomadas a partir de registros son rara-mente adecuadas para el uso en el clculo de lasaturacin de agua. Una vez que la porosidad neu-trn es corregida por efectos ambientales, elanalista usualmente enfrenta a dos valores deporosidad porosidad-neutrn y porosidad-den-sidad. Sin embargo, los clculos de saturacin deagua con Archie requieren solamente un valor deentrada para porosidad.Porosidad dos tercios (two-thirds porosity)Un mtodo para estimar visualmente un valor deporosidad para usarse en la ecuacin de Archiees conocido como Porosidad Dos Tercios ("two-thirds"). Este mtodo involucra la estimacin le-da a dos tercios de la distancia entre la lectura deporosidad ms baja y la lectura de porosidad msalta, as este valor se toma para ser usado en laecuacin de Archie. Este mtodo puede usarseindependientemente del tipo de matriz conside-rado (p. ej.: caliza, arenisca, doloma) para calcu-lar la porosidad.Independientemente de la seleccin del tipo de ma-triz, Porosidad Dos Tercios puede suponerse que re-fleja la porosidad aproximada de una formacin decualquier litologa. La razn de tomar dos tercios dela distancia entre las lecturas de porosidad, ms quepor conseguir un simple promedio, es la de aproxi-mar ms el valor que podra ser calculado por la ecua-cin de porosidad de la grfica cruzada (discutidams adelante). Algunos analistas prefieren tomar unsimple promedio de las dos mediciones.Una limitacin importante en la estimacin de la po-rosidad dos-tercios es la presencia de gas. Debido aque el gas afecta la porosidad neutrn ms que a laporosidad densidad, cualquier rutina que promediepodra contener un error. Afortunadamente, en pre-sencia de gas, la porosidad densidad y neutrn secompensan parcialmente una a la otra. Esta limita-cin debe mantenerse en mente cuando se aplica elmtodo. Adems, esta aproximacin debe hacersecon precaucin donde est presente la anhidrita.Debido a la alta densidad de la anhidrita (rb = 2.98g/cc), la porosidad densidad a menudo leer demasia-do bajo (en algunos casos, negativo). Promediandolos mtodos, adems, resultar en un valor de poro-sidad de la formacin que es bastante bajo.Porosidad grfica cruzadaOtro mtodo para obtener un valor simple para po-rosidad a partir de datos de porosidad Densidad yporosidad neutrn es con el uso de la ecuacin de laporosidad de grfica cruzada (cross-plot porosity).XPLOTD N222Del valor obtenido de esta ecuacin, puedesuponerse que representa la porosidad real de laformacin, independientemente de cul valor se uti-liz para la matriz con los registros. Estos prome-dios dan como resultado valores similares a los ob-tenidos, estimando visualmente los dos tercios dela porosidad de la formacin.Nuevamente, una limitacin importante en el uso deeste mtodo es la presencia de gas y anhidrita. Esascircunstancias crearn una situacin en la cual losvalores de la porosidad obtenida a partir de la grfi-ca-cruzada no es una aproximacin exacta de la po-rosidad de la formacin. En casos donde la porosi-58

Registros Geofsicosdad neutrn lee valores negativos (comn en yaci-mientos de doloma anhidrtica), algunos analistasprefieren usar un simple promedio de valores dedensidad y neutrn como se ilustra abajo.Rocas clsticas sedimentariasLos sedimentos clsticos son producidos porintemperismo y afallamiento de rocas pre-existentes.Esas partculas, habiendo sido derivadas desde algnotro punto de acumulacin, son transportadas, reagru-padas, y modificadas por movimiento de fluidos talescomo agua o aire. Su depsito normalmente es encapas horizontales sucesivas. Las formacionessedimentarias clsticas son areniscas y arcillas. Ade-ms de ser diferentes en composicin, esos dos tiposde roca tambin difieren dramticamente en tamaode grano. Esta combinacin de similitudes (origen) ydiferencias (tamao de grano) produce formacionesque contienen combinaciones de arenisca y arcilla. Laarcillosidad afecta tanto la caracterstica de la forma-cin como la respuesta de los registros.Las areniscas se componen principalmente de cuarzo,feldespato y mica. En muchas formas de arenisca, el cuar-zo constituye el 90% de la fraccin detrtica de la roca.Por esta razn, muchas grficas se refieren a las forma-ciones de arenisca simplemente como "cuarzo".Rocas sedimentarias carbonatadasLas formaciones de carbonatos son generalmente ma-rinas en origen y compuestas principalmente de gra-nos de esqueleto y /o precipitados marinos. Esos cons-tituyentes son producidos dentro de la regin de acu-mulacin y no son formados por detritos intem-perizados o afallamiento de rocas pre-existentes. Lasformaciones carbonatadas productoras tpicamenteincluyen calizas y dolomas. La principal diferencia en-tre esos dos tipos de roca es el mecanismo de origen.En trminos de composicin, el trmino "caliza" es usa-do para aquellas rocas cuya fraccin de carbonato(predominantemente calcita: CaCO3) supera la fraccinno carbonatada. El trmino "doloma" implica que lafraccin principal de carbonatos est compuesta pri-mordialmente de carbonato de calcio-magnesio (Ca-Mg(CO3)2). Debido a que la fraccin carbonato en simisma puede diferir dramticamente, y el porcentajede material no carbonatado puede acercarse al 50%,algunos trminos aplicados a tales formaciones ge-neralmente podran ser confusos (p ej.: calizadolomtica, dolomita calcrea, etctera).Grfica de identificacin de minerales (MID Plots)Cuando se sospecha de litologa compleja y laexactitud es de la mayor importancia, existen va-XPLOT D N 2Yacimientos de mineraloga complejaLa mayora de las formaciones almacenadoras de acei-te y gas estn compuestas de rocas sedimentarias, adiferencia de las rocas gneas y metamrficas. Las ro-cas sedimentarias, como su nombre lo indica, estncompuestas de diferentes tipos de sedimentos quehan sido depositados en algn punto de acumulacin,posiblemente la base de algn ocano antiguo o uncanal fluvial. Despus de algn periodo geolgico,muchas de tales capas de sedimentos pueden acu-mularse. Las fuerzas tectnicas impuestas sobre lascapas subyacentes resulta en la compactacin ycementacin de los sedimentos consolidados hastaformarse las rocas sedimentarias.Por volumen, se estima que las rocas sedimentariasconstituyen slo el 5% de la litsfera conocida (los16 kilmetros de espesor de la corteza exterior de latierra), mientras que las rocas gneas y metamrficasconstituyen el 95%. Sin embargo, las rocassedimentarias cubren el 75% del rea total de tierrasobre los continentes, con las rocas gneas ymetamrficas cubriendo el resto. Es evidente, ade-ms, que forman solamente una porcin muy del-gada sobre la superficie terrestre.Para propsitos de esta discusin, las rocassedimentarias pueden ser subdivididas en dos cate-goras primarias: clsticos y carbonatos. Esas cate-goras comprenden los tres tipos de roca de los ya-cimientos productores ms comunes: areniscas, ca-lizas y dolomas. La composicin, lugar de origen, ytamao de grano de los sedimentos individuales deuna roca estn entre los factores que determinan laidentidad de la roca.Rocas sedimentarias&OiVWLFDV&DUERQDWRVAreniscas/Domos salinosArcillasCalizasDolomas59

Registros Geofsicosrias tcnicas de identificacin de minerales quese pueden usar. En los ejemplos previos del usode cartas de Grfica Cruzada, datos de dos medi-ciones de registros (p.ej.: rb y FN, rb y Dt, o FN yDt) pueden ser usados para identificar litologascon slo dos miembros. Con el uso de una cartaque incluya una tercera medicin (p.ej.: e.g., ndi-ce de absorcin fotoelctrica, Pe), se puede obte-ner una identificacin ms aproximada y detalla-da. En esta discusin sern consideradas dos tc-nicas de tales grficas "tres-minerales": Umaa1 ver-sus rmaa2 , y rmaa versus Dtmaa.La determinacin exacta de la litologa puede sernecesaria por varias razones:a) La porosidad puede contener valores cercanos apruebas de laboratorio (~5%); s se desea obtenervalores ms aproximados a partir de registros. Ladoloma y arcilla, por ejemplo, ocasionan separacio-nes similares entre las curvas de porosidad-neutrny porosidad-densidad, basados en una caliza, perola porosidad efectiva se calcula de manera diferentepara cada caso.b) Formaciones compactas (low porosity) a menudorequieren acidificacin o fracturamiento con cidopara estimular la produccin. La optimacin de estaoperacin requiere del conocimiento de la litologade la formacin.c) La distribucin litolgica a travs de un campopuede revelar direcciones preferenciales para las lo-calizaciones de futuros pozos de desarrollo. Por ejem-plo, la dolomitizacin est a menudo acompaadapor un incremento de permeabilidad, as que la di-reccin en el incremento de contenido dolomticopuede ser favorable a la direccin de una mayor ex-ploracin.La respuesta fotoelctrica (Pe) no es lineal con loscambios en la composicin de la formacin. Porejemplo, dado que para la arenisca Pe es 1.81 y parala caliza Pe es 5.08, una formacin compuesta por50% arenisca y 50% caliza no necesariamente tieneun valor de Pe de 3.44. Pero tampoco puede ser unamezcla de doloma (3.14) y arenisca suponiendo so-lamente la matriz de la roca.12VII. INTERPRETACIN EN FORMACIONES ARCI-LLOSASIntroduccinNo todas las rocas son aislantes perfectos al estar se-cas. Muchos minerales, como la galena y la calcopirita,tienen conductividades altas y conducen la corrienteelctrica al encontrarse completamente secas. Obvia-mente, las ecuaciones de resistividad y de saturacinde agua, que suponen que el lquido de saturacin esel nico medio elctricamente conductivo, no se apli-can cuando la matriz de roca tambin es conductiva.Por fortuna, en la mayora de los lugares con petrleo,es raro encontrar una cantidad significativa de mate-rial conductivo en una roca de yacimiento potencial.Sin embargo, cuando la roca contenga mineralconductivo, la interpretacin del registro debe tomaren cuenta dicha conductividad.Las arcillas y lutitas no son raras, y contribuyen a laconductividad de la formacin. La lutita muestraconductividad debido al electrolito que contiene y aun proceso de intercambio de iones por medio delcual stos se mueven bajo la influencia de un cam-po elctrico aplicado entre lugares de intercambioen la superficie de las partculas de arcilla. El efectode la arcillosidad en la conductividad de la arena ar-cillosa es con frecuencia muy desproporcionado enrelacin a la cantidad de lutita. El efecto real depen-de de la cantidad, tipo y distribucin relativa de laslutitas y de la naturaleza y cantidades relativas deaguas de formacin.La evaluacin de las formaciones arcillosas, por logeneral, es hasta cierto punto compleja. La lutita mo-difica todas las mediciones del registro, y se requie-ren correcciones debido al contenido de lutita. A tra-vs de los aos, los investigadores han propuestovarios modelos de interpretacin para el caso de are-nas arcillosas. En ciertos casos el modelo se basa enla lutita presente en una geometra especfica dentrode una arena arcillosa; por ejemplo, la lutita puedeestar presente en forma de lminas delgadas entre lascapas de la arena limpia, o como granos o ndulos enla estructura de la matriz de arena; o puede encontrar-se dispersa, a travs del sistema poroso, en forma deacumulaciones que se adhieren o recubren los gra-Umaa = seccin transversal volumtrica aparente de la matrizrmaa = densidad granular aparente de la matriz60

Registros Geofsicosnos de arena. Otros modelos de arenas arcillosas sebasan en ciertas caractersticas especficas de la lutita,como su capacidad de intercambio de cationes o reasuperficial. Sin importar su concepto bsico, la mayo-ra de los modelos de interpretacin de arenas arcillo-sas emplean una tcnica promediada por peso con elpropsito de evaluar las contribuciones relativas delas fases arenosa y arcillosa al proceso total de la are-na, vase la figura 41.cationes adicionales ligados levemente en una capa difu-sa que rodea las partculas de arcilla para compensar ladeficiencia de cargas elctricas en el cristal de arcilla. Estemodelo no toma en cuenta la exclusin de sal de partedel volumen de poros cercanos a la superficie arcillosa.La distribucin de iones cerca de la superficie es como semuestra en la figura 42. En otras palabras, la capa de agua ligada a la superfi- cie de arcilla contiene ms iones positivos (Na+) queDebido a la mayor complejidad de la interpretacin iones negativos (Cl-). Este hecho es necesario paraen rocas arcillosas, no se incluye en esta obra.balancear la distribucin de carga interna negativa de las partculas de arcilla. El espesor de la capa difusa de iones positivos (Na+), Xd, se rela- LutitaArenaLutitaLutita ciona con la salinidad de la formacin, sien- laminarlimpiaestructuraldispersa do ms pequea para aguas ms salinas. De aqu que la conduccin del flujo de corriente a travs de esta agua ligada es principalmen- te por transporte de iones positivos.CuarzoFigura 41LamCuarzoEstrDisCuarzoCuarzoEn realidad, los iones positivos (Na+), sonmantenidos a alguna distancia de la super-ficie de arcilla por el agua de hidratacin al-rededor de cada catin y el agua absorbidapor la superficie de arcilla.Mtodo de doble aguaSe han propuesto un gran nme-ro de modelos relativos a laresistividad y saturaciones de flui-dos. Estos mode