registros geofísicos_1

8/10/2019 Registros Geofísicos_1

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“PETROFÍSICA Y REGISTROSGEOFÍSICOS DE POZOS”



OBJETIVO

Conocer los principios básicos de interpretación de losregistros geofísicos que se efectúan en un pozopetrolero y evaluar tanto en forma cualitativa como

cuantitativa los parámetros más importantes de unaformación.



T E M A R I O

I.- PROPIEDADES FÍSICAS DE LAS ROCAS.

II.- CLASIFICACIÓN DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS.

III.- OBTENCIÓN DE PARÁMETROS.

IV.- APLICACIONES DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS.

V.- REGISTRO DE RAYOS GAMMA.

VI.- REGISTROS DE RESISTIVIDAD.

VII.- REGISTRO LITODENSIDAD.



VIII.- REGISTRO NEUTRÓN COMPENSADO.

IX.- REGISTRO SÓNICO DE POROSIDAD.

X.- REGISTRO DE ECHADOS E IMÁGENES.

XI.- REGISTRO ESPECTROSCOPÍA DE RAYOS GAMMA.

XII.- MARCAS ELÉCTRICAS DE LAS FORMACIONES IMPORTANTES.

XIII.- CONTROL DE CALIDAD DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS.

XIV.- REGISTROS ESPECIALES.



REGISTRO GEOFISICO : Se define como toda aquella

obtención gráfica de una característica de lasformaciones atravesadas por un pozo en función de laprofundidad.



I.- PROPIEDADES FÍSICAS DE LAS ROCAS

Elementales:

● Densidad (δ)● Porosidad (ɸ)

Comportamiento Frente a Fluidos:

● Permeabilidad (K)

Propiedades Dinámicas:

● Velocidad de Propagación de la Onda (Δt)



● RADIOACTIVOS:

- Neutrón Compensado- Rayos Gamma- Espectroscopia de Rayos Gamma

- Densidad Neutrón- Litodensidad

-● Acústicos:

- Sónico Compensado- Sónico de Espaciamiento Largo

- Sónico Digital- Sónico Dipolar



● SÍSMICOS:

- Perfil Sísmico Vertical- Chec Shot

● PRODUCCIÓN:

- Evaluación de la Saturación del Yacimiento- Gradiomanómetro- Tiempo de Decaimiento Termal- Temperatura de Alta Resolución- Molinete Hidráulico- Ruidos



● REGISTROS EN AGUJERO ENTUBADO:

-Sónico de Cementación y Densidad Variable- Ultrasónico de Cementación- Temperatura

● OTROS REGISTROS:

- Resonancia Magnética-Resonancia Magnética Nuclear- Factor Fotoeléctrico

- Calibrador- A Tiempo Real (LWD)- Micro barredor /Covet/Total (FMI)



TEMA-III.- OBTENCIÓN DE PARÁMETROS DE RESISTIVIDAD



La forma más simple de representar una zona permeable en las proximidades del

pozo es a través de un modelo de dos cilindros concéntricos alrededor del pozo,

limitados por encima y por debajo por capas impermeables, como muestra la figura

anterior. El cilindro más próximo a la pared del pozo representa la zona lavada; el

otro representa la zona de transición; fuera de éste se encuentra la zona virgen o nocontaminada. Se enlistan los parámetros utilizados en la interpretación de registros.

Nomenclatura:

Zona Resist.Fluido Resist.Zona Satur.Agua Descripción ParámetroLodo Rm (Ω·m) Diámetro del pozo dhEnjarre Rmc (Ω·m) Diámetro de invasión di

Zona lavada Rmf (Ω·m) Rxo (Ω·m) Sxo (v/v) Profund.de invasión di - dh)/2Zona virgen Rw (Ω·m) Rt (Ω·m) Sw (v/v) Espesor de capa h (m)Zona adyacente Rs (Ω·m) Espesor del enjarre hmc



1.- Determinar si la formación contiene hidrocarburos (Petróleo oGas).

2.- Obtención de las características litológicas de las formaciones

que los contiene.

3.- Obtención de los principales parámetros de la formación(Porosidad, Tipo de roca y minerales).

4.- Porcentaje de cemento entre la tubería de revestimiento yformación.

5.- Porcentaje de materiales radiactivos en la formación (Potasio,Uranio y Torio).

IV.- APLICACIONES DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS.



6.- Diferentes tipos de Litologías.

7.- Zonas Limpias y Sucias (Contenido de arcillosidad en la formación).

8.- Presiones anormales de la formación.

9.- Zonas de Agua e Hidrocarburos.

10.- Derrumbes en el pozo.



V.- REGISTRO DE RAYOS GAMMA

El Rayos Gamma, registra la radioactividad de las rocas; los elementos radioactivos

presentes en la formación como el Uranio, Torio y Potasio, estos tienden aconcentrarse en las arcillas y lutitas; las formaciones limpias tienden normalmenteun nivel bajo de radioactividad, como las arenas, areniscas, calizas y dolomías, puederegistrarse en pozos ademados, se utiliza en lugar del registro Potencial Espontáneo,permite definir estratos, se utiliza en la afinación de los disparos.

El registro normalmente se presenta en la pista uno del lado izquierdo del registro, la

escala es lineal y se lee en API, de 0 a 100, incrementándose la radioactividad a laderecha.

● Ventajas:

▪ Se usa como correlación

▪ Evalúa el contenido de arcilla de la formación▪ Análisis de minerales (Potasio, Torio, Uranio)

● Desventajas:

▪ Le afecta el calibre del pozo▪ Le afectan los lodos muy pesados



▪ Rocas de muy baja radioactividad:

CarbónSalAnhidrita

▪ Rocas de radioactividad media:

AreniscasArenas ArcillosasCalizasDolomías Arcillosas

▪ Rocas de alta radioactividad:

LutitasCeniza volcánicaBentonitaLutita bituminosa (orgánica)

Interpretación Cualitativa



Determinación de la línea basede lutitas y arenas. Cuerpos

limpios y arcillosos con la curvade GR.

GR

Cuerpos limpios

Cuerpos arcilloso



VI.- REGISTROS DE RESISTIVIDAD

Los registros inductivos se desarrollaron con la finalidad de medir laresistividad de la formación en pozos que contienen lodos base aceite y enagujeros perforados neumáticamente. Las sondas de electrodos no funcionanen lodos no conductivos.

La experiencia ha demostrado que las herramientas inductivas tienen muchasventajas sobre las convencionales, cuando se operan en pozos perforados conlodos base agua. Los registros inductivos se diseñaron para una investigaciónprofunda y pueden enfocarse con el propósito de minimizar las influencias delagujero, las formaciones adyacentes y la zona invadida.



Registro Doble Inducción

A través de una bobina transmisora se induce una corriente eléctrica en la formación por elcampo magnético que genera; la cantidad de corriente inducida en la formación esproporcional a su conductividad. La precisión es buena para resistividades de 20 ohm/m. Laescala es logarítmica y se lee de 0.2 a 20 ohm/m.

Las características principales de este registro son:

● Profundidad de investigación:

▪ ILD = 40 "▪ ILM = 34 "▪ SFL = 30 "

● Ventajas:

▪ Se puede utilizar en pozos vacíos o con lodo base aceite.▪ Se puede correr combinada con diversas herramientas.▪ Es útil para formaciones de baja resistividad (Arenas).



● Desventajas:

▪ Las mediciones no son confiables enaltas resistividades cuando laresistividad de la formación es mayora 20 ohm/m.

▪ Cuando el contraste de resistividadentre capas adyacentes es demasiadoalto la señal de conductividad sedistorsiona.

▪ Le afecta el calibre del pozo



LLS

LLD

MSFL

BS

GR

SP

CALI

Registro Doble Laterolog

● Por medio del registro denominado DobleLaterolog (DLL), se obtienen mediciones deresistividad a tres profundidades de investigacióndiferentes: una profunda (LLD), una somera (LLS)e intermedia (MSFL); Su objetivo principal, esobtener Rt.

● Ventajas:

▪ Se puede obtener un Sp. Simultáneamente,rayos gamma, Caliper del pozo y Bs (diámetro dela barrena).▪ Puede leer resistividades mayores de 2000

ohm/m.

● Desventajas:

▪ Le afecta el calibre del pozo▪ No se puede tomar en lodos base aceite

▪ Le afecta la temperatura



Micro Esférico Enfocado (MSFL)

● El Registro Microesferico Enfocado (MSFL),tiene aproximadamente la misma profundidadde investigación que Microlaterolog, pero estamenos influenciado por el efecto del enjarredel lodo. Este registro, actualmente se toma enconjunto con el Doble Laterolog.

● Ventajas:

▪ Puede leer resistividades mayores de 2000ohm/m

● Desventajas:

▪ Le afecta el calibre del pozo▪ Lodos muy pesados▪ No se puede correr en lodos base aceite



Registro Arreglo Inductivo

● El registro (AIT) de inducción, es una herramienta de imágenes resistivas de laformación, estas imágenes, reflejas las capas delgadas y el contenido, de la invasión delos hidrocarburo, también, nos es útil par a la resolucíon vertical de un pie . Esta sondapuede trabajar en lodos base aceite y base agua. Las curvas del AIT tienen rangos deinvestigación de 10 a 90“. La escala es logarítmica y va de 0.2 a 2000 ohm/m.

▪ AIT = 10 "

▪ AIT = 30 "

▪ AIT = 40 "

▪ AIT = 60 "

▪ AIT = 90 "



● Desventajas:

▪ Le afecta el calibre del pozo▪ Le afectan los lodos muy pesados▪ Le afecta la temperatura en la resolución

vertical

● Ventajas:

▪Se obtienen imágenes resistivas de laformación, computar echadosestructurales

▪ Permite estimar la distancia a capasadyacentes, determinar espesores

delgadosde formación

▪ Se determinan contacto agua-aceite.



Interpretación Cualitativa de un Registro de Resistividad-Densidad Neutrón

IntervaloAtractivo

EconómicoPetrolero



Interpretación Cualitativa de un Registro de Resistividad-Densidad Neutrón

IntervaloAtractivoEconómicoPetrolero



Interpretación Cualitativa de un Registro de Resistividad-Neutrón-Sónico de Porosidad

IntervaloAtractivoEconómicoPetrolero



es de 1.95 a 2.95 gr/cc, se grafica también una curva de porosidad

Desventajas:

▪ Le afecta el calibre del pozo▪ Le afectan los lodos muy pesados▪ Le afecta la temperatura▪ No se puede tomar en agujeros entubados

LDL/CNL/GR



LDL/CNL/GR

n

RHOB



TABLA QUE MUESTRA VALORES TIPICOS DE RHOB, ∆t, PHIN, GR Y RT NECESARIOSPARA IDENTIFICACION DE LOS REGISTROS



NOMBRE (δ) Gr / cc.

del Reg.

LDL

(Ø) CNL ∆t

μ/s ft.

Gr

º API

Arenas 2.60 35 53 25

Lutitas 2.58 45 170 150

Caliza 2.71 13 47 20

Dolomía 2.80 6 43 20

Anhidrita 2.95-3.00 0 50 7

Sal 2.05 0 67 5

Yeso 2.35 60 52 15

Pirita 4.99 -2 39 10

Agua Dulce 1.00 * 189 *

Agua Salada 1.22 * 185 *

TABLA QUE MUESTRA VALORES TIPICOS DE RHOB, ∆t, PHIN Y GR NECESARIOS PARAIDENTIFICACION DE LOS REGISTROS



VIII.- REGISTRO NEUTRÓN

El registro de Neutrón Compensado (CNL), es un registro radioactivo cuyo objetivoprincipal es la obtención de la porosidad de las formaciones, Se puede tomar enagujeros descubiertos o entubados.

Se puede correr en matriz calcárea, arenosa o dolomítica.

Los valores de porosidad obtenidos de este registro se corrigen por medio de gráficas.

Cuando existe hidrocarburos (gas), dentro de la zona de investigación, nos da lecturasde porosidad demasiado bajas, (le afecta el gas):

De este registro se obtiene el parámetro más importante, que es la porosidad.

La porosidad (Ø) de una roca es la fracción del volumen total ocupado por poros oespacios vacios. La porosidad puede ser efectiva o absoluta.

Porosidad efectiva (Øe) se define como el cociente que resulta de dividir el volumentotal de poros comunicados, entre el volumen total de roca.



La porosidad absoluta (Øa) se define como el cociente que resulta de dividirel volumen total de poros (comunicados + no comunicados) entre el volumentotal de roca.

De acuerdo con el origen de las rocas, la porosidad puede clasificarse enPrimaria y Secundaria.

La Porosidad Primaria: Es aquella que se desarrolla durante el proceso dedepósito de los sedimentos.

Ejemplos: Intergranular, interfosilar, fenestral, barrenos, geopetal, etc.

Porosidad Secundaria: Es aquella que se forma con posterior al proceso dedepósito de los sedimentos.

Ejemplos: Intercristalina, Intragranular, Moldica, Cavidades de disolución,

Fracturas, etc.



Formula para obtener la porosidad: Ø= δm-δb

δm-δf

Donde δm y δf son prácticamente constantes, es decir, la densidad de lamatriz es conocida, ya que la herramienta se calibra a carbonato, dolomía oarena.

La densidad del fluido (agua) δf, tiene un valor de 1.00 gr/cc. La únicavariable será la δb.



IX.- REGISTRO SÓNICO DE POROSIDAD

BS

CALIGR

PHIS

● El objetivo de esta sonda, es medir eltiempo requerido por una onda acústica pararecorrer un pie fe formación, conocido por(Δt). El tiempo de tránsito obtenido, es elinverso de la velocidad del sonido en lasformaciones por lo que se tiene:

V= 1

Δt● Con el tiempo de tránsito obtenido se

determina la porosidad de las formacionestomando en consideración los tiempos detránsito de los distintos medios.

Evaluación de la porosidad:Dela formula de Wylle:

Δt= ØΔt fluido+(1-Ø) Δt matriz

Ø= Δt log-Δt matrizΔt fluido-Δt matriz

DT

PHIS



● El tiempo de tránsito Δt es registrado en el carril dos y en el carril uno segrafica el rayos gamma, En la pista de la profundidad, se presenta una seriede marcas (pips) que viene a ser el tiempo de tránsito integrado.

▪ Es útil para correlación.▪ Se pueden hacer aplicaciones sísmicas a travésdel tiempo de trànsito integrado (ITT).▪ Le afecta el calibre del agujero.



XI.- REGISTRO DE ESPECTROSCOPÍA DE RAYOS GAMMA

El registro de Espectroscopia deRayos Gamma (NGT), permitederivar las concentraciones delos elementos torio, potasio yuranio mediante el análisis delespectro de rayos gammanaturales generado por la roca,la separación entre las curvasSGR (radioactividad total) y CGR(radioactividad corregida por

efecto de uranio) del registro,permite identificar en formainmediata los intervalos noarcillosos con alto contenido deuranio.



Evaluación de volumen de arcilla, delimitación de capas

Potencial espontáneo (SP)

• Rayos gamma (GR)

• Rayos gamma espectral (NGT)

• Espectroscopía de rayos gamma de captura (ECS)

Evaluación de porosidad• Registro Sónico

• Registro de Porosidad Neutrón

• Registro de Densidad

• Registro de Resonancia Magnética

Evaluación de saturación

• Registros de resistividad: Inducción, Laterolog, Microlog

• Registros Dieléctricos

• Registros de Neutrón pulsado: Sigma y C/O



Rayos Gamma Naturales Totales• GR

Espectroscopía de R-Gamma naturales (NGT & HNGS)

• U, Th y K

Espectroscopía de R-Gamma de Captura inducidos por

Neutrones (ECS, RST)

• Neutrones excitan los núcleos de los elementos

• Se mide la cantidad y energía de los R-G excitados (espectroscopía)• Se computan los aportes de cada elemento: Si, Ca, Fe, S, Ti, Cl, H, …



Características

• Mide la radioactividad natural de las formaciones

Registro en unidades GAPI (Gamma - American Petroleum

Institute)• Calibrador patrón del API mide 200 unidades GAPI

• Presentación (encabezado a la izquierda)

La escala es, generalmente, de 0 a 100 ó 150 GAPI

Capas limpias y permeables normalmente correlacionan

con SP



Identificar capas “limpias”

Determinar la arcillosidad de las formaciones

Correlacionar entre secciones en un mismo

pozoCorrelacionar con registros de pozo entubado

Correlación pozo a pozo

Evaluar minerales radioactivos• Se requiere espectrometría de rayos gamma

Determinar el espesor de las capas



Arcilla

Limolita

Arcilla

Arena

Limpia



Linea de Arcilla/Lutita



Arcilla:• Mineral arcilloso, como ser illita, montmorillonita,

caolinita, clorita, etc.

Lutita:• Tipo de roca con alto contenido de mineral de

arcilla, pero que también puede contener cuarzo

de grano muy fino, carbonato, etc.



Discrimina las contribuciones provenientes de:• Torio (Th), Uranio (U), Potasio (K)

Identificación de formaciones limpiasradiactivas con alto GR natural:• Carbonatos “calientes” (Uranio)

• Arenas feldespáticas (Potasio)

Caracterización del tipo de arcillas

Análisis de litologías complejas.



SucioLimpio



Limpio Sucio



CGR muestra muchomas limpio



CGR muestra muchomás limpio



CGR muestra mucho

más limpia la formación

Ejemplo de un Registro Procesado



Registro Sónico de Cementación (CBL-VDL)

● El registro de control de Cementaciones (CBL) asociado con el registro de

Densidad Variable (VDL), ha sido durante muchos años el único método paraevaluar la calidad de la cementación en un pozo petrolero. Este registro secorre con las sondas acústicas, la medición consiste en registrar la amplitudo atenuación de las ondas que se propagan axialmente a lo largo de latubería de revestimiento. La amplitud de la onda es máxima para unatubería sin adherencia de cemento y formación entre cemento y mínima

cuando la cementación es buena.

El registro de Densidad Variable (VDL), es un complemento del registro CBLpara reconocer las condiciones poco comunes donde la interpretación delCBL se vuelve difícil, como formaciones de alta velocidad, microanillos ocanales y mal acoplamiento

Este registro, nos ayuda a evaluar cualitativamente la adherencia entre la TRy el cemento, así también, podemos ver la adherencia entre el cemento y laformación.



● Desventajas:

▪ En la detección de microanillos

▪ En las formaciones de alta velocidad▪ En la presencia de canales

● Ventajas:

▪ Se puede hacer una evaluación cuantitativa de la cementaciónmediante gráficas derivadas de formulas empíricas▪ Se puede ver que tan buena es la adherencia entre elrevestimiento y la formación▪ Se pueden determinar microanillos (Espacio anular entre latubería y el cemento)

▪ Efecto de Canalización(Detrás de la tubería, a lo largo de latubería, detrás del cemento y dentro de la formación).



S d Só i j tid



Sonda Sónica en agujero revestido



Registro Sónico de Cementación (CBL-VDL)



g ( )



La combinaciónde mediciones

sónicas yultrasónicaspermite realizaruna evaluacióníntegra de lacementación

para unaexhaustivainterpretaciónaún concemento de bajadensidad,canalización y/omicroanulo.



La herramienta CMT (Cement Mapping Tool) incorporavarios principios singulares de evaluación de la

cementación:

• Mediciones de la señal con 10 pares detransmisor/receptor alrededor de la cañería.

• Medición estándar omni-direccional con

3 y 5 pies de espaciamiento,

• Una medición adicional con 1 pie deespaciamiento para una evaluación certeraen presencia de formación rápida,

• Adquisición conjunta de un registro deCBL y VDL así como un mapa de lacementación en una sola corrida,

• Posibilidad de correrse con cable mono -conductor.



Resonancia Magnética Combinable (CMR).



E J E M P L O S



Gas en Arenas Arcillosas



Gas en Arenas Arcillosas

Aceite Pesado en Carbonatos



Contacto Agua Aceite



Carbonatos con Aceite




R i t Mi b d d f ió d b t t t l (FMI)



Registro Microbarredor de formación de cobertura total, (FMI)



El registro FMI pertenece a lafamilia de herramientas resistivasde imágenes que se caracterizapor su gran cobertura perimetraly notables mejoras en laresolución vertical.

Las imágenes y echados que seobtienen, facilitan notablementela interpretación sedimentológica,estructural y también el análisisde diversas texturas de las rocas y

geometría de capas.



El registro FMI es una herramienta que

permite observar y analizar por medio deimágenes del pozo características de laformación como es estratigrafía, fracturasnaturales y poder observar en unaestación de trabajo de procesado deimágenes fracturas complejas en rocascarbonatadas.

En 1991, el generador de imágenesmicroeléctricas de cobertura total (FMI),equipado con 4 patines abatibles degeneración de imágenes, duplicó lacobertura perimetral del pozo en casi

el80%.El código de colores para leer las imágenesFMI indica con tonos claros altasresistividades (bajas conductividades) ytonos obscuros bajas resistividades (altasconductividades)

Los estudios basados en imágenes de FMI analizadas en una estación



de trabajo, utilizando el software GeoFrame, constituyen un granapoyo en la interpretación geológica y ofrecen las siguientes ventajasen la prospección de hidrocarburos:

▪ Caracterización de cuerpos sedimentarios (geometría de capasdelgadas, laminaciones, tipo de estratificación),▪ Proporciona una metododología para el análisis estructural(determinación de echados de límites de capas, falla, fracturas).▪ Posee sensores de alta resolución que permiten resaltar la textura de

la roca.▪ Permite realizar una evaluación de la porosidad secundarias(Fracturamiento).▪ Permite leer espesores de láminas y capas, direcciones de aporte,tipo de estratificación, relación arcilla/arenas.



E J E M P L O S



Observar los cambios en el valor

de la curva de Rayos Gama que

corresponde a zonas arcillosas y

carbonatadas que están afectadas

por inducción y fracturamiento

abierto. También se aprecia un

cambio en la dirección e

inclinación de las capas en tornoa los 3925 m.



Parte intermedia de una zona de

brecha en donde se observa

porosidad vugular conectada,aproximadamente hacia 4130 m.

se observa poco fracturamiento,

sin embargo existen

microfracturas e inducción.

En todo el intervalo se observa



En todo el intervalo se observa

porosidad secundaria tanto

moldica como producida por

vugulos conectados.

S b ód l ibl



Se observan nódulos posiblemente

de pedernal, relleno secundario y

disolución en vugulos presentes en

la calizas.

Se presenta un ejemplo en donde se



Se presenta un ejemplo en donde se

observa intenso fracturamiento y capas

de inclinación hacia el SO identificadas

en un intervalo de brecha.

Z d d l i li



Zona donde las capas se inclinan

hacia el SO. Se observa una traza

que señala la presencia de

fracturamiento inducido.

Una zona con fracturas abiertas. Notar la

apert ra de la fract ras también las



apertura de la fracturas y también las

microfracturas ahí presentes que no se

marcan.

OBMI* Oil Based mud Micro Imager



Detalle de un patín

Patines= 4

Sensores= 20 pares

Registro (OBMI)



La herramienta OBMI provee la resolución necesaria para el análisisestructural detallado, el análisis estratigráfico mediana y a gran escalatambién.

▪ Permite caracterizar paquetes de estratificación mas gruesos y máscontinuos que representan la sedimentación en una variedad deambientes.

▪ En esta herramienta genera imágenes en fluidos no conductivos,donde las fracturas, tanto naturales como inducidas, se identifican conmás facilidad en formaciones conductivas tales como las lutitas.

▪ Puede también, identificar rasgos pequeños de estratificación fina yestratificaciones onduladas.

▪ Permite también detectar fracturas y determinar su orientación, sinembargo, como la medición se efectúa en lodos no conductivos,diversos factores afectan el análisis de la fractura.



▪ Las resistividades del OBMI se muestran como una imagen que utilizacolores más claros para resistividades más obscuros para resistividades

menores.

▪ En lodos conductivos una fractura abierta se rellena con lodoconductivo y se ve obscura y en un lodo no conductivo la fractura esresistiva y aparece de color blanco, lo cual dificulta si es abierta o escerrada.



E J E M P L O S

Principio de medición del OBMI



• Corriente Alterna, J,

inyectada por los

extremos del patín

• Diferencia de Potencial,

dV, medido entre lospares de sensores al

centro del patín

• Resistividad Cuantitativa

por medio de la Ley de

Ohm:

þ = k dV/J



Estratificaciones Cruzadas

dentro de una capa de arenas

Imágenes de OBMI*

LITOFACIES



• Presencia de

capascanalizadas

• Litofacies de

canal

distributario

deltaico

i i



Megasecuencia Inferior“Progradante”Areno dominada

Megasecuencia Media

“Retrogradante”Areno-Lutítica dominada

Megasecuencia Superior“Agradante” Lutítica dominada

3100 m

2830 m

2500 m

Sup. de máx. inundación

Sup. de máx. inundación



FMI ( Formation Micro Imager)



( g )

Pad

Flap

PRESENTACIÓN DE LA IMAGEN

Código de colores



Código de colores

P i t



Procesamiento

Estàtico de

Imàgenes

Procesamiento

Dinàmico de

Imàgenes

La escala de colores se

ajusta sobre todo el intervalo

registrado

La escala de colores se

ajusta sobre un intervalo

de 1ft, desplazàndolo

sobre toda la secciòn

registrada

Max. R Min. R

Pistas del registro



N

S

W E



Echado Estructural

Fallas



Falla normal



Sedimentología

Dirección de transporte



Dirección de transporte



Estratificación Cruzada

Muestras de pared



Muestras de paredo núcleos de pared



Fracturas Abiertas



Fracturas Cementadas

Fracturas Abiertas

11

1 3



1

3

=Esfuerzo Màximo

=Esfuerzo MìnimoProceso de Fracturamiento y Esfuerzos que

Controlan el Mismo



Int.Correlacion

Soluciòn 1

Soluciòn 2

Sol. 1

Soluciòn 2



Fractura Cementada

Fractura Abierta



REGISTRO DEL ANÁLISIS DEL FRACTURAMIENTO



ORIENTACION DE FRACTURAS POR INTERVALO



Porosidad Vugular

Interpretación Estructural del FMI



Análisis Sedimentológico



Marcas de oleajeen ambientes turbidíticos



3D



Pliegues intraformacionales



ULTRASONIC BOREHOLE IMAGER UBI

Electronics

Herramienta UBI



Sonde

Rotating sub



Diámetro

de pozos

4 1/2” 6 1/4” 9 5/8” 12 1/4”

UBI



UBI

UltrasonicBorehole Imager

7.5 Revoluciones/seg

120 pulsos por rev.

Principio de funcionamiento del UBI



UBIPozo



FracturaAbierta

Vugulos

Marca de

Tuberia de Perforación

Well IRIDE - 128D

UBI* Image



Laminated

Sequence

Well IRIDE - 128D

UBI* Image



Vugs up to2 cm

Well IRIDE - 128D

UBI* Image



Comparación de registros de imágenes



OBMI* Oil Based Micro Imager



g



Estratificaciones Cruzadas

dentro de una capa de arenas



Plegamiento intraformacional

con cambios de litología



Laminación fina en ambientesde aguas profundas



Plegamiento intraformacional en

una secuencia finamente laminada



Core Photo



LWD GeoVision



IMAGENES DEALTA RESOLUCION



ALTA RESOLUCION

VERTICAL YCOBERTURA DEL100% DE LA PAREDDEL POZO



REGISTRO DE

ECHADOSAPARENTES YVERDADEROSEN TIEMPOREAL YMEMORIA



Probador Modular de la Dinámica de la Formación (MDT).



La herramienta MDT opera apoyada contra las paredes del pozo yproporciona una gran variedad de datos para la caracterización de unyacimiento. La profundidad de investigación se encuentra dentro del i did F di ñ d ífi t t



la zona invadida. Fue diseñada específicamente para extraer

muestras de fluidos de un yacimiento, la herramienta es capaz deidentificar el fluido que pasa por ella por medio de una medición deresistividad y distingue el hidrocarburo del filtrado del lodo a baseagua. Las ventajas de obtener muestras en agujero abierto son:

▪ Se pueden tomar muestras a distintas profundidades.

▪ Se pueden obtener muestras de los fluidos con muy poca caída depresión.▪ Las muestras de agua se pueden extraer a agujero abierto.▪ No hay producción en la superficie.▪ Se puede extraer la muestra de fluido aun cuando la presión de laformación no sea suficiente para permitir el flujo natural a la

superficie.



E J E M P L O S

Probador Modular de la Dinámica de la Formación (MDT).



XIII.- CONTROL DE CALIDAD DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS

Puntos de Revisión

• Sección Repetida: Registrar cuando menos 50 m. de secciónrepetida en una zona de interés dentro del intervalo registrado,

l fi lid d d b l t ti l



con la finalidad de comprobar la respuesta que tiene la

herramienta en el mismo tramo.

• Traslape: En registros parciales y/o finales registrar cuandomenos 50 m. de la corrida anterior para tener traslape y losvalores de éste deben ser semejantes y a la misma escala.

• Escalas: Verificar que las escalas horizontales y verticales seancorrectas con las de uso normal, si se usan curvas de relevo sedeben de indicar.

• Desfasamiento en profundidad: Comprobar que todos losregistros de una misma corrida y en el traslape con la anterior,

estén en profundidad y no exista desfasamiento, tomando comobase la curva de Rayos Gamma del registro de resistividad.

• Encabezado: Revisar que la información anotada en el encabezadode los registros, sea correcta y verificar que los servicios reportados,

h f t d P j l d d t t t



se hayan efectuado. Por ejemplo: coordenadas, cotas, temperatura,

características del lodo etc.

• Registrar un tramo de TR: Se debe registrar un tramo mínimo de50 m. de T.R. para los arreglos sónicos, obteniendo lectura decalibración en el acero, para definir la veracidad de la informaciónadquirida.

• Verificar la tensión del cable y la velocidad estipulada para cadaregistro: En todos los registros debe graficarse en el carril deprofundidad, la línea que marca la tensión del cable, con el objetode identificar la presencia de atorones de la herramienta y pormedio de las marcas del “espía” definir la velocidad a la que se

corrió el registro.

• Verificar si la mala información del registro es debido a condicionesdel agujero o por fallas de la herramienta: Se debe revisar la curvadel calibrador o de la geometría del pozo con el objeto de definir la



del calibrador o de la geometría del pozo, con el objeto de definir la

calidad de la información.

• Verificar si lo que se escribe en observaciones es justificable: Enocasiones los errores en los registros los justifican por altastemperaturas, tipo de lodo, cavernas, etc., comprobar si esto escorrecto.

• Comprobar que la temperatura de superficie y fondo sea Igual entodos los registros de la misma corrida. La temperatura máxima defondo que se reporta en ºC debe registrar valores iguales o mínimasdiferencias en todos los registros de la misma corrida.

• Los valores de resistividad se deben comprobar con los deconductividad en los registros de Inducción: En ocasiones los valoresaltos de resistividad no son fáciles de leer por lo que se recomienda



comprobar dichos valores calculados de la curva de conductividad,para diferenciar las curvas de relevo de las básicas.

• Registrar al menos dos curvas de resistividad: Los valores deresistividad registrados deben ser congruentes con lascaracterísticas de cada roca y contenido de fluidos. Así mismo,

revisar la separación de las curvas y su comportamiento (estas nodeberán estar desfasadas en profundidad).

• Revisar que estén en profundidad el rayos gamma y las curvas quedefinen las zonas de fracturas en el registro VDL: El registro VDL quedetecta anomalías para las zonas fracturadas debe corresponder en

profundidad con la de rayos gamma, para evitar errores en laselección de los intervalos fracturados para pruebas de producción.



• Verificar los valores de Rhob: Los valores de RHOB del registrodeben ser congruentes con la litología y porosidad de las muestrasde canal y núcleos



de canal y núcleos.

• Comprobar que las zonas de gas detectadas por los registrosDensidad-Neutrón, sean correctas: En el registro combinado deporosidades (densidad-neutrón), revisar si los intervalos que marcancontenido de gas no se deban a condiciones del agujero, arcillosidadó matriz inadecuada de las rocas.

• Revisar que la Información de campo del registro de Echados seaconfiable para su proceso: Verificar con la lectura de los calibradoresde las herramientas de los registros adquiridos en la misma etapa yprevios a este, se encuentren dentro del rango de medición paraconfirmar que los patines de la herramienta de Echados hagan buen

contacto con la pared del pozo.

• Verificación del registro Perfil Sísmico Vertical (V.S.P.): La secuencia decontrol de calidad en el VSP, incluye los siguientes puntos:

Calibración del equipo al ir bajando el arreglo al punto de disparo. Determinar el número mínimo de disparos por estación. Selección de disparos a fin de rechazar los de mala calidad.



Corrección de disparos individuales.

Verificación de consistencia de la señal del geófono y/o hidrófono. Apilamiento mediano de disparos. Verificación de la coherencia entre un nivel de referencia y todos losdemás. Supervisión de los cambios de fase e impedancia acústica en todos losniveles.

Filtrado de paso de banda para eliminar el ruido y ciertas frecuencias. Autocorrelación de la onda descendente después del filtrado develocidades para seleccionar los parámetros de deconvolución usandoel campo de onda descendente como modelo determinístico. Deconvolución predictiva para eliminar múltiples. Deconvolución de forma de onda para eliminar los efectos de lafuente y mejorar la resolución.

Filtrado variable en el tiempo para adaptarse a los datos sísmicos desuperficie. Apilamiento en corredor: suma de todas las ondas ascendentesregistradas en una ventana después del tiempo inicial.

• Verificación del Registro de Resonancia Magnética: Para solicitarun Registro de Resonancia Magnética, deberán establecersepreviamente los parámetros que se desean conocer y definir un

d d i i ió l C ñí d S i i



programa de adquisición con la Compañía de Servicios para que se

hagan los cambios necesarios a la herramienta. Los criteriosutilizados para su control de calidad son los siguientes:

Planear la adquisición del registro de resonancia magnéticacon la compañía de servicio. En cada intervalo de interés, definir los tiempos de espera (Tw)

y tiempo de eco (Te); de preferencia que sea un tiempo corto yun tiempo largo, así como el tiempo de muestreo. La velocidad del registro deberá ser de 200 a 300 ft/hr. La presencia de barita en el lodo de perforación puedeocasionar ruido en la información. En caso de contar con núcleos, es conveniente determinar suresonancia magnética y determinar el tiempo de corte T2. Estar presente en la calibración de la herramienta en unbloque con 100 % de agua.

En el procesamiento de la información no se deberá utilizar como



En el procesamiento de la información no se deberá utilizar como

constante el tiempo de corte T2 a lo largo de toda la evaluación, sedeberá zonificar según la columna geológica.

Previo análisis con los registros convencionales si existe altarugosidad en los intervalos de interés, no solicitar la herramienta depatín.



Registro LWD



REGISTRO LWD : Se define como la adquisición de losregistros a tiempo real, durante la perforación de un pozo.

Las primeras herramientas, introducidas a finales de la década de 1990proporcionaban mediciones direccionales, registros para una evaluaciónbásica de la formación, servían como respaldo en pozos desviados yverticales, para las correlaciones estratigráficas y estructurales entrepozos cercanos la evaluación básica de la formación y mitigar el riesgo



pozos cercanos, la evaluación básica de la formación y mitigar el riesgo

de la perforación.

La segunda fase de desarrollo de las técnicas LWD, ocurrió a mediadosde la década de 1990 reflejó esta evolución con la introducción demediciones azimutales, imágenes del agujero, motores direccionalesinstrumentados y programas de simulación para lograr una colocación

exacta del pozo mediante la geonavegación.

En la actualidad la eficiencia de la perforación se basa en puntos clavespara disminuir los costos de exploración y desarrollo, la eficiencia de laperforación significa minimizar el tiempo perdido o improductivo alevitar problemas como las fallas en la columna (sarta de perforación),atascamientos y perdida o entrada de fluidos. Así también, comoinestabilidad del agujero. Los registros a tiempo real proporcionaninformación de correlación para determinar cimas geológicas.



Señal fuerte y confiable Amplio rango de flujo Larga durabilidad Alta resistencia a atascamientos Buen manejo de obturante Altas tasas de perforación



Comparación entre FMI y RAB



Registro de echados

aparentes y verdaderos



aparentes y verdaderos

en tiempo real.

Imágenes de alta resolutions

vertical y cobertura del 100%



vertical y cobertura del 100%

de la pared del pozo



POZO



Cruzando una falla

Mejorar el Yacimiento

5




Agujero

a b

1

23

c d

4

GeoVISION Imagen Interpretación del Imagen



Pozo Horizontal

Capa paralela del pozo

GeoVISION Imagen Interpretación del Imagen


LWD Imágenes: Mejorar Decisiones de la Perforación

BHA Pendulo:

Agujero Espiral

Nueva corrida

Portabarrena



Mejorar la Perforación

g j p

Densidad / Neutron Afectada eliminada:Espiral eliminada



Falla de la roca por cizalla:“Wide Breakout”


LWD Imágenes: Detección de Fracturas Inducidas



DensidadEquivalente

deCirculación


Position dela Barrena



● Ventajas:

▪ Se puede obtener la información a tiempo real



Se puede obtener la información a tiempo real

durante la perforación de los diferentes registrosconvencionales, así como de imágenes de lasformaciones.

● Desventajas:

▪ Es muy común la falla de la sonda cuando se tomanal mismo tiempo varios registros.

▪ El arreglo de las sondas están 13 m. arriba de labarrena.



EJEMPLO DE EVALUACIÓN

I.- EVALUACIÓN CUALITATIVA.



A.- REGISTROS CONVENCIONALES.B.- MANIFESTACIONES.C.- LITOLOGÍA.D.-REGISTRO DE HIDROCARBUROS.

II.- EVALUACIÓN CUANTITATIVA.

A.- FORMULARIO.B.- EVALUACIÓN EN ARENAS.C.- EVALUACIÓN EN CARBONATOS.

I.- Evaluación Cualitativa de los Registros Geofísicos

La Evaluación Cualitativa, es aquella que se realiza con toda lainformación disponible que se genera durante la perforación de unpozo. Esta información es la siguiente:



▪ Litología del pozo.▪ Manifestaciones.▪ Contactos Geológicos.▪ Análisis de núcleos.▪ Registro de Hidrocarburos.▪ Registros Geofísicos.

Con la información anterior, ya se podría hacer una evaluacióncualitativa de las posibilidades que tendría el pozo de resultarproductor de hidrocarburos.

Las manifestaciones de gas, aceite y cromatografía de gases durantela perforación del pozo, resultan muy importantes para determinarposibles intervalos recomendados para prueba de presiónproducción.



Flujograma de evaluación de formaciones para la obtención de la

Saturación de Agua.

0.81 RW

Ø ͫ RT 0.62 RW

Ø ͫ RT RW

Ø ͫ RT Sw = Sw =

Sw =

(Arenas Sucias) (Carbonatos) (Arenas Limpias)



m F Rxo Rt Rw Rmf

m= 1.6-3.0 F= a

Ø ͫ

MSFL

SFLU

DIL

DLL

Encabezado

de los registros

Catálogo de Rw

de la RMNE.

Rwa = Ro

F

Ssp = - K log Rmf/Rw

Ø = t-tma

tf-tma

Ø= ma-b

ma-f

ØD² + ØN²2

(Arenas Sucias) (Carbonatos) (Arenas Limpias)

III.- CONCEPTOS BÁSICOS DE INTERPRETACIÓN DE YACIMIENTOS

Para comprender la interpretación cuantitativa de los registrosgeofísicos, es necesario primeramente conocer algunas nocionesfundamentales. Ya se dijo antes que el principal objetivo de la



interpretación cuantitativa es la determinación de la porosidad (Ø) ysaturación de los fluidos de las rocas (Sw).

POROSIDAD

Es una de las propiedades más importante de la roca receptora de un

yacimiento, ya que es indicativa del volumen en que puedenencontrarse almacenados los hidrocarburos. Como se dijo antes, laporosidad puede ser efectiva o absoluta , la que se determina pormedio de los registros de pozos puede ser una u otra, según sea eltipo de registro utilizado.

La porosidad efectiva se define como el cociente que resulta dedividir el volumen total de los poros comunicados, entre el volumentotal de roca, es decir:

Ø = VPC [m³ de poros comunicados]VT [m³ de roca] en donde:



VT [m de roca] en donde:

VPC = Volumen de poros comunicados.

Vt = Volumen total de roca.

Ø = Porosidad efectiva de la formación limpia.

Generalmente, para los cálculos de Ø está expresada en fracción. Para obtenerla enporciento, basta multiplicar por 100.

La Porosidad Absoluta se define como el cociente que resulta de dividir el volumen total



de poros (comunicados + no comunicados) entre el volumen total de roca.

Ø absoluta = VP [m³ de poros totales]Vt [m³ de roca] en donde:

Øa = Porosidad Absoluta de la formación limpia.

Vp = Volumen total de poros.

Vt = Volumen total de roca.

De acuerdo con el origen de la roca, la porosidad puede clasificarse en porosidadPrimaria y porosidad Secundaria.

La porosidad Primaria es aquella que se desarrolla durante el proceso de depósito de lossedimentos. Dentro de este grupo quedan comprendidas las porosidades intergranular,



g p q p p g ,interfosilar, fenestral, barrenos,geopetal, etc.

La porosidad Secundaria es aquella que se desarrolla con posterioridad al proceso deldepósito. Dentro de este grupo están comprendidas las porosidades intercristalinas,intragranular, intrafosilar, cavidades de disolución, fracturas, etc.

SATURACIÓN DE FLUIDOS

Se llama Saturación de Agua, (Sw) de una roca, al cociente que resulta de dividir elvolumen poroso ocupado por el agua, entre el volumen total de poros.

Sw = Vw [m³ de agua]

Vp [m³ de poros ]

La parte del volumen poroso ocupado por los hidrocarburos (aceite y gas), será laSaturación de Hidrocarburos, que se designará por (So), ya sea que se trate de aceite,



gas o ambos fluidos.

So = Vhc = (1 – Sw) [m³ de hidrocarburos]Vp [m³ de poros ]

Lo mismo que la porosidad, ambas saturaciones se pueden expresar en fracción o enporciento.

Para ilustrar el uso de los datos de porosidad y saturación de agua, a continuación seresolverá un problema donde se calculará el volumen de hidrocarburos que contiene unyacimiento petrolero.

Ejemplo: Se tiene una Calcarenita del Eoceno Inferior (Terciario) de 50 m. de espesor, en



donde también se ha calculado una Øe = 14%, y una Sw = 30%.

Deseamos conocer cual es el volumen de hidrocarburos a condiciones del yacimientoque contiene la calcarenita en un área comprendida dentro de un radio de drene de 200m., considerando que el espesor es uniforme.

Procedimiento de Calculo:

a).- Calcular el volumen total de roca:

Vt = π r² h donde = 3.1416 x (200 m )² x 50Vt = 3.1416 x 40,000 x 50

Vt = 6 283 200 m³

b).- El volumen de poros será:



Ø = VPC [m³ de poros comunicados]VT [m³ de roca] donde despejamos Vpc

Vpc = VT x Ø donde = 6 283 200 m³ x 0.14

Vpc = 879 648 m³ entonces, el volumen de hidrocarburos será:

Vhc = (1 – Sw) x Vpc donde = (1 – 0.30) x 879 648 m³

Vhc = (0.70) x 879 648 m³

Vhc = 615 754 m³ x 1 m³ = 6.29 barriles, entonces = 615 754 x 6.29

3, 873, 090.144 barriles.

Colores y símbolos utilizados para marcar Registros Geofísicos

Colores Prismacolor u otra marca

Cuerpo limpio observado en la curva de rayos gamma 318 (naranja)

Perdida de lodo 315 (amarillo)



Manifestación gas o aceite 310 (verde)Núcleo 346(café)

Contacto 322 (rojo)

Flujo de agua salada 303 (azul)

Tubería de revestimiento 322 (rojo)

Liner 322 (rojo)

Pescado 306 (azul marino)

Simbología:Manifestación gas o aceite. Núcleo

Perdida de lodo

Flujo de agua salada Intervalo productor

Contacto

Intervalo propuesto Intervalo invadido

Tr

Liner

Pescado



“I M A G E N E S”

Marcas Eléctricas

TERCIARIO:



PALEOCENO SUP.



Mesozoico:



Jurásico Sup.Oxfordiano

Anhidrita



Anhidrita

registros geofísicos_1

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