registros libro

PERFORACIÓN 2000LOS REGISTROS GEOFÍSICOSLOS REGISTROS GEOFÍSICOS

LOS REGISTROSLOS REGISTROS GEOFÍSICOSGEOFÍSICOS

Ing. Servio Tulio Subiaur Artiachi

Con la colaboración de:Halliburton Energy Services

Schlumberger Oilfield Services

Unidad de Perforación y Mantenimiento de PozosPágina 1


Contenido:

LOS REGISTROS GEOFÍSICOS...................................................................................................5Introducción.................................................................................................................................5Definición de registro geofísico..................................................................................................5Historia de los Registros en México............................................................................................5

La Era del “CSU”....................................................................................................................6La Introducción del Sistema Maxis-500..................................................................................7

Los Registros Geofísicos.............................................................................................................9Registros Resistivos...................................................................................................................12

Doble Inducción fasorial.......................................................................................................13Doble Laterolog telemétrico..................................................................................................14Microesférico Enfocado........................................................................................................15

Registros Nucleares...................................................................................................................16Neutrón Compensado............................................................................................................17Litodensidad Compensada.....................................................................................................18Espectroscopía de Rayos Gamma..........................................................................................19Rayos Gamma Naturales.......................................................................................................20

Registros Acústicos...................................................................................................................21Sónico digital.........................................................................................................................22

Otros Registros..........................................................................................................................23Medición Contínua de Echados.............................................................................................23Geometría de Pozo.................................................................................................................24

Herramientas de Imágenes.........................................................................................................25Inducción de Imágenes..........................................................................................................25Doble laterolog azimutal de imágenes...................................................................................26Sónico dipolar de imágenes...................................................................................................27Imágenes microresistivas de formación................................................................................28

Herramientas de registros de las diferentes compañías.............................................................29Características, limitaciones y condiciones de uso de los equipos de Registros.......................31

Herramienta Schlumberger....................................................................................................32Herramienta Halliburton........................................................................................................33

PROGRAMA DE REGISTROS...................................................................................................34Selección de los Registros Apropiados.....................................................................................34

Pozos Exploratorios...............................................................................................................34Pozos de Desarrollo...............................................................................................................35

Control de Calidad de los Registros..........................................................................................36Control de Profundidad.........................................................................................................36Calidad Técnica General.......................................................................................................36Repetibilidad..........................................................................................................................36Valores Absolutos de Registros ("Marcadores")...................................................................37

Zonas Potenciales de Contenido de Agua y Cálculos...............................................................37Zonas Potenciales de Contenido de Hidrocarburos y Cálculos.................................................38Decisiones sobre la Capacidad Productiva................................................................................39



CONCEPTOS BÁSICOS...............................................................¡Error!Marcador no definido.Introducción...............................................................................................................................40El proceso de la Interpretación..................................................................................................40Evaluación de las formaciones..................................................................................................41Evaluación del volumen de hidrocarburos del yacimiento........................................................42Parámetros petrofísicos..............................................................................................................43

Porosidad...............................................................................................................................43Saturación..............................................................................................................................43Permeabilidad........................................................................................................................43

Resistividad y fluidos de la formación......................................................................................44Resistividad...........................................................................................................................44Factor de formación y Saturación de agua............................................................................45

Ecuación de Archie fraccionada................................................................................................51INTERPRETACIÓN CUALITATIVA.........................................................................................52

Introducción...............................................................................................................................52Lectura de los registros geofísicos.............................................................................................53Respuesta típica del registro GR...............................................................................................59Identificación de zonas permeables............................................¡Error!Marcador no definido.Identificación de litologías........................................................................................................60Efecto de rugosidad y diámetro del pozo en el Registro de Densidad......................................65figura 5.......................................................................................................................................65Arcillas, agua ligada y gas en la herramienta Neutrón..............................................................66Efecto de litología en el Neutrón..............................................................................................67Efecto de las condiciones del pozo............................................................................................68

Invasión..................................................................................¡Error!Marcador no definido.Rugosidad y cavernas.............................................................¡Error!Marcador no definido.Capas delgadas.......................................................................¡Error!Marcador no definido.

INTERPRETACIÓN EN FORMACIONES LIMPIAS................................................................70Introducción...............................................................................................................................70Pasos para la interpretación.......................................................................................................70Información obtenida de los registros.......................................................................................73Determinación de Rw por el método de inversión de Archie....................................................74Determinación de Rw a partir del SP........................................................................................74Ejemplo de Aplicación de la Ecuación de Archie.....................................................................78

Cálculo de Rw por el método de inversión de Archie............................................................79Cálculo de Rw usando el SP..................................................................................................80Cálculos de Sw........................................................................................................................81

Indicadores de Permeabilidad....................................................................................................82Notas Adicionales acerca de la Resistividad del Agua de Formación......................................83Ejemplo adicional de Cálculo de Rw..........................................................................................84

Definición de la zona de interés............................................................................................84Determinación de Rw con el Método Inverso de Archie........................................................85

Métodos "Rápidos" en el Análisis de Registros........................................................................85Identificar los Indicadores de Permeabilidad............................................................................86Determinación de la Resistividad del Agua de Formación (Rw)...............................................86Determinación de la Porosidad y Resistividad de Zonas..........................................................86



Determinación de la Litología de la Formación........................................................................87Determinación de Limpieza de la Formación............................................................................87Cálculo de la Saturación de Agua..............................................................................................87Gráfica Cruzada de Porosidad y Litología (CP)........................................................................88

Porosidad Dos Tercios (Two-Thirds Porosity)......................................................................88Porosidad Gráfica Cruzada....................................................................................................89

Yacimientos de Mineralogía Compleja.....................................................................................89Rocas Clásticas Sedimentarias..............................................................................................90Rocas Sedimentarias Carbonatadas.......................................................................................90

Gráfica de Identificación de Minerales (MID Plots).................................................................91

INTERPRETACIÓN EN FORMACIONES ARCILLOSAS.......................................................92Introducción................................................................................¡Error!Marcador no definido.



LOS REGISTROS GEOFÍSICOS

IntroducciónConocer las características de las formaciones atravesadas por los pozos, tanto en su naturaleza litológica, como en lo relativo a su contenido, es motivo de profundo interés ya que del conocimiento de los diferentes parámetros que tal información proporciona, dependerá la extracción eficiente de los hidrocarburos.

Para ello se cuenta con el muestreo de los pozos, o sea, del registro de lo que la barrena va atravesando. Este muestreo puede ser directo, estudiando muestras de la formación o bien mediante el análisis continuo del fluido de perforación o por la introducción mediante cables con conductores eléctricos de dispositivos medidores de los distintos parámetros característicos de las formaciones atravesadas y de su contenido. De estos métodos de muestreo, el que mayores avances tecnológicos ha reportado, es el originalmente conocido como registro eléctrico, al que actualmente se le ha adicionado una serie numerosa de registros de otros parámetros.

Definición de registro geofísico

Un registro geofísico es un gráfico X-Y en donde el eje Y representa la profundidad del pozo y el eje X representa el ó los valores de algunos parámetros del pozo como son: Porosidad, densidad, tiempo de tránsito, resistividad, diámetro del agujero, etc.

Historia de los Registros en México

Hasta los años 70´s, los registros geofísicos se obtenían con unidades de tipo convencional que operaban con cable electromecánico de siete conductores, dentro de la cabina de la unidad se encontraban los paneles o tableros electrónicos y una cámaras registradora de 9 galvanómetros que proporcionaban mediciones en películas transparentes.



Fig. #1.3 Operación con paneles electrónicos y Unidades convencionales

Se introdujeron en México las primeras cabinas marinas OSU-C en 1963, el registro de inducción (6FF40) en 1964, los registros de producción en 1967, el registro de densidad en 1969, el de echados HDT en 1971. El Registro de microproximidad fue introducido en 1971, el doble laterolog en 1974, y el registro de doble inducción en 1979.

A raíz del aumento de la perforación en el mar, y de la necesidad de las últimas técnicas de punta, Petróleos Mexicanos firmó un contrato de servicios con Schlumberger Offshore Services en el año de 1978.

La Era del “CSU”

En el año de 1979, Petróleos Mexicanos como usuario y adquirente exclusivo de la tecnología Schlumberger se ve afectado por el cambio de sistemas de registro. Por lo tanto, la compañía toma la decisión a principios de la década de los 80’s de discontinuar la producción del equipo convencional integrado por tableros de control y sustituirlos por sistemas computarizados. A un grupo encabezado por la nueva generación de profesionales de Geofísica y apoyado por reconocidos petroleros y geólogos, toca la responsabilidad de analizar todas las alternativas de solución y sus repercusiones, concluyendo en la recomendación para adquirir la nueva tecnología. Petróleos Mexicanos decide y conviene con la Cía. Schlumberger la adquisición de unidades CSU para mantenerse a la vanguardia de la especialidad y garantizar la obtención de información con un alto porcentaje de recursos propios de la institución.

Fig. #1.4 Unidad Móvil CSU

Este plan de sustitución de tecnología, es y ha sido objeto de análisis minucioso año con año, a fin de que cada uno de los centros operacionales de Petróleos Mexicanos justifiquen sus adquisiciones de acuerdo con sus volúmenes de servicios y vida útil de su equipo y herramientas asignados, de tal forma que se hagan los ajustes que la institución juzgue convenientes.



La Introducción del Sistema Maxis-500

En junio de 1991, Schlumberger introduce en Mexico el sistema Maxis-500, con la llegada del primer camión de registros, el cual utiliza una telemetría de punta de 500 kilobits por segundo.

Fig. #1.5 Cabina MAXIS 500

Actualmente, La Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos se ha colocado a la vanguardia en tecnología de registros mediante la adquisición de tres sistemas Maxis que han sido instalados en Unidades CSU.Otras compañías líderes en tecnología de registros cuentan con Unidades con sistemas de cómputo integrados: Excel 2000 de Halliburton y Eclips de Baker Atlas.Halliburton desarrolló el sistema de registros Excell 2000, una plataforma de registros integrada de última tecnología que entrega consistentemente datos exactos de alta calidad y provee de la capacidad de proceso de una estación de trabajo. El uso de componentes de mayor potencia de procesamiento permite mas combinaciones de herramientas y velocidades mayores de registro ademas de que permite que varias aplicaciones puedan correrse simultáneamente. Las unidades vienen equipadas normalmente con sistemas redundantes e independientes que permite que se realizan simultáneamente dos funciones mayores.El diseño modular del sistema permite que sea fácilmente mejorado (actualizado) para incrementar la velocidad o memoria.Las aplicaciones del sistema Excell 2000 son: Servicios de registros en agujero abierto y entubado, registros de producción, despliegue en tiempo real de imágenes de pozo de servicios tales como los de imágenes microresistivas (EMI) y Ultrasónicas (CAST), servicios de terminación tales como corrida de empaques, disparos, recuperación de tuberías y cortadores químicos, verificar y evaluar las operaciones de estimulación, ceementación y empaque de arena.



La compañía Western Atlas cuenta con el sistema de adquisición de datos ECLIPS, el cual puede ser instalado en una Unidad móvil o en una cabina. Este sistema mejora cuatro aspectos críticos de los registros: Integridad de la medida y calidad de los datos, tecnología de servicios avanzado, seguridad y eficiencia operativa. El sistema integra avances en adquisición digital de datos, computación multitarea y tecnología gráfica.

Las salidas del sistema pueden ser gráficos en color o escalas de gris y fácilmente incorporan formatos definidos por el cliente. La capacidad de multitarea del sistema reduce significativamente los tiempos de operación ya que permite ejecutar varias operaciones simultáneamente. Actividades como la adquisición de datos, verificación de otra sarta de herramienta mientras se introduce o saca el equipo del pozo pueden hacerse al mismo tiempo.



Los Registros GeofísicosPara determinar algunas características de las formaciones del subsuelo es necesario la toma de registros. Para ésto se utiliza una Unidad móvil (o estacionaria en pozos costa-afuera) que contiene un sistema computarizado para la obtención y procesamiento de los datos, así como el envío de potencia y señales de comando (instrucciones) a un equipo que se baja al fondo del pozo por medio de un cable electromecánico. El registro se obtiene al hacer pasar los sensores de la sonda enfrente de la formación moviendo la herramienta lentamente con el cable.

Dentro de los objetivos del registro eléctrico podemos mencionar:Determinación de las características de la formación: Porosidad, Saturación de agua/hidrocarburos, Densidad.Delimitación (cambios) de Litología.Desviación y rumbo del agujero.Medición del diámetro de agujero.Dirección del echado de formación.Evaluación de la Cementación.Condiciones mecánicas de la TR

Registros en agujero abierto

InducciónDoble LaterologNeutrón CompensadoDensidad Compensada


Arcilla

Arena

Arcilla

Caliza

Dolomía

Serviciosa Pozos

0 GR 100

4 CALI 14

0 LLS 1000pROF.

0 LLD 1000

0 MSFL1000

5100

5150

5200

5250

5300

5350

5400

5450

5500

45% O 15%

120 T 20

1.9 b 2.9


Sónico DigitalImágenes de Pozo

Registros en agujero entubado

Evaluación de la CementaciónPruebas de FormaciónDesgaste de tubería

Tipos de herramientas

El equipo de fondo consta básicamente de la sonda, que es el elemento que contiene los sensores y el cartucho electrónico que acondiciona la información de los sensores para enviar a la superficie por medio del cable y además recibe e interpreta las órdenes de la computadora en superficie. Las sondas pueden ser clasificadas en función de su fuente de medida en:

Resistivas (Fuente: corriente eléctrica)Porosidad (Fuente: Cápsulas radiactivas).Sónicas (Fuente: Emisor de sonido).


Eléctricas Radiactivas Sónicas

Herramientas de fondo


De acuerdo a lo anterior tenemos:

Herramientas de registros con principio resistivo (eléctrico):

InducciónDoble laterologMicroesféricoMedición de echadosMicroimágenes resistivas de formación

Herramientas de registros radiactivos

Neutrón compensadoLitodensidad compensadaEspectroscopía de rayos gammaRayos gamma naturales

Herramientas de registros con principio acústico

Sónico de PorosidadSónico dipolar de imágenesImágenes ultrasónicas

Mediante una cuidadosa interpretación de la respuesta de los registros es posible evaluar el potencial productivo de la formación. Además se tienen sistemas de cómputo avanzados para la interpretación.


Los registros eléctricos representan el método mas seguro y confiable de evaluación de las formaciones productoras.


Registros ResistivosLa cantidad de aceite o gas contenido en una unidad de volumen del yacimiento es el producto de su porosidad por la saturación de hidrocarburos.

Los parámetros fìsicos principales para evaluar un yacimiento son: La porosidad, saturaciòn de hidrocarburos, espesor de la capa permeable y la permeabilidad.

Las medidas de resistividad se usan, sola o en combinación, para deducir la resistividad de formación en la zona no invadida, es decir, atrás de la zona contaminada por los fluidos del pozo. Tambien se usan para determinar la resistividad cercana al agujero, donde el filtrado del lodo ha reemplazado en gran parte los fluidos originales.

Las medidas de Resistividad junto con la Porosidad y Resistividad del agua de formación, se usan para obtener la Saturación de agua. La saturación obtenida de las resistividades somera y profunda se comparan para evaluar la Producibilidad de la formación.

La resistividad de una formación pura saturada con agua, es proporcional a la resistividad del agua con la que se encuentra saturada.

R Ro w

R F Ro w * , FR

Ro

w

En donde: F= Factor de formaciòn, Rw= Resistividad del agua de formación, y Ro= Resistividad de la roca saturada con agua.

La resistividad de una formación depende del fluido contenido en la misma y del tipo de formación.

Para medir la resistividad de la formación se cuenta con dos herramientas:InducciónDoble laterolog

Generalmente, se prefiere usar la herramienta de Inducción cuando la resistividad de la formación es baja, del orden de 500 ohms. Cuando se tienen formaciones altamente resistivas la herramienta de Doble laterolog proporciona información mas confiable. En las formaciones de carbonatos de baja porosidad se tienen resistividades muy altas, por lo que, si se requiere hacer una interpretación cuantitativa, se debe tomar un registro Doble laterolog. Sin embargo, se requiere de un medio conductivo entre la herramienta y la pared del pozo, por lo que no es posible tomar un registro Doble laterolog en lodos no conductivos, como los que son a base de aceite.



Doble Inducción esférico enfocado

La herramienta Doble Inducción esférico enfocado realiza medidas de resistividad a tres diferentes profundidades de investigación proporcionando de esta manera información necesaria para determinar las resistividades de la zona virgen, zona barrida y zona de transición (en su caso). Con esta información se pueden obtener datos de saturación y movilidad de fluidos (complementada con información de otras herramientas).

El sistema fasorial permite obtener datos mas exactos para diferentes valores de resisitividad. La herramienta cuenta con un sistema de autocalibración que mejora la precisión de la respuesta y reduce el efecto de las condiciones ambientales. Ademas, el sistema de transmisión de datos en forma digital del fondo a la superficie permite una mayor capacidad de señales libres de ruidos.

Las principales aplicaciones de esta herramienta son:1. Interpretación de formaciones con diámetros

grandes de invasión2. Formaciones con contraste medio-alto de

resistividades3. Gráficos de invasión4. Pozos con lodos no conductivos



Doble Laterolog

La herramienta Doble Laterolog proporciona 2 mediciones con la mayor profundidad de investigación de tres necesarias que se requieren para tratar de determinar la resistividad de la zona invadida ( Rxo =) y de la zona virgen ( Rt ), a estas se les conocen como la Lateral Somera (Lls ) y Lateral Profunda (Lld).La tercera medición requerida se puede obtener de correr ya sea independientemente o combinada la herramienta de enfoque esférico o Microesférico (MSFL).En la herramienta DLL se permite que varíe tanto el voltaje emitido como la corriente (pero manteniendo el producto potencial constante), con lo cual brinda un rango de mediciones.

Aplicaciones Principales1. Resistividad en la zona virgen y zona lavada2. Perfiles de invasión3. Correlación4. Detección de vista rapida de hidrocarburos5. Control de profundidad6. Indicador de hidrocarburos móviles



Microesférico Enfocado

Esta herramienta surge de la necesidad de conocer Rxo para realizar correcciones a las lecturas de otras herramientas y tener un valor adecuado de Rt.Durante el desarrollo de las herramientas de registros se han pasado por varias etapas hasta llegar al SRT ( Spherically Focused Resistivity Tool), previos a esta generación podemos citar Microlog, Microlaterolog y el Proximidad.La herramienta actual SRT se conoce genéricamente como registro Microesférico (MSFL Micro Spherical Focused Log), se basa en el principio de enfoque esférico usado en los equipos de inducción pero con un espaciamiento de electrodos mucho menor, estando en este caso los electrodos ubicados en un patín de hule que se apoya directamente sobre la pared del pozo. El arreglo microesferico reduce el efecto adverso del enjarre manteniendo una adecuada profundidad de investigación.

Principales aplicaciones1. Resistividad de la zona lavada2. Localización de poros y zonas permeables3. Indicador de hidrocarburo móvil4. Calibrador



Registros NuclearesLa determinación de la porosidad de la formación se puede hacer de manera indirecta a través de las medidas obtenidas de herramientas nucleares ó acústicas.

Las herramientas nucleares utilizan fuentes radiactivas y mediante la medición de la forma de interactuar con la formación de las partículas irradiadas por la fuente, se pueden determinar algunas características.

Se tienen principalmente tres tipos de harramientas nucleares:

Radiación Natural Rayos gamma SGT, Espectroscopía de RG, NGTNeutrones Neutrón compensado CNTRayos gamma Litodensidad compensada LDT

Las herramientas para medir la radiación natural no requieren de fuentes radiactivas y la información que proporcionan es útil para determinar la arcillosidad y contenido de minerales radiactivos de la roca.

Las herramientas de Neutrón compensado y Litodensidad requieren de fuentes radiactivas emisoras de Neutrones rápidos y Rayos gamma de alta energía, respectivamente.

Dada la forma diferente en que interaccionan las partículas con la materia, resulta útil la comparación directa de las respuestas obtenidas para la detección de zonas con gas, arcillosas, etc.. De manera general tenemos:

N D Caliza

N D Arcillas

N D Gas

N D Arenas

N D Dolomías

En donde:N Porosidad del registro de neutrón compensado

D Porosidad del registro de litodensidad compensada



Neutrón Compensado

La herramienta de Neutrón compensado utiliza una fuente radiactiva (emisor de neutrones ràpidos) y dos detectores, su medición se basa en la relación de conteos de estos dos detectores. Esta relaciòn refleja la forma en la cual la densidad de neutrones decrece con respecto a la distancia de la fuente y esto depende del fluido (Indice de hidrógeno) contenido en los poros de la roca y por lo tanto de la porosidad.

La herramienta es útil como indicador de gas ya que debido a que mide el índice de hidrógeno y el gas contiene un bajo índice, la porosidad aparente medida será baja. Al comparar esta porosidad aparente con la determinada por otras herramientas tales como el Litodensidad ó el Sónico, es posible determinar la posible presencia de gas.

Las principales aplicaciones de la herramienta son:1. Determinación de la porosidad2. Identificación de la Litología3. Análisis del contenido de arcilla4. Detección de gas



Litodensidad Compensada

El equipo de litodensidad es una herramienta que utiliza una fuente radiactiva emisora de rayos gamma de alta energía y se usa para obtener la densidad de la formación e inferir en base a esto la porosidad, asi como efectuar una identificación de la litología.

Para la obtención de la densidad se mide el conteo de rayos gamma que llegan a los detectores despues de interactuar con el material entre ellos. Ya que el conteo obtenido es función del número de electrones por cm3 y este se relaciona con la densidad real del material, es posible la determinación de la densidad. La identificación de la litología se hace por medio de la medición del “índice de absorción fotoeléctrica”, el cual es una cuantificación de la capacidad del material de la formación para absorber radiación electromagnética mediante el mecanismo de absorción fotoeléctrica.

Las principales aplicaciones de la herramienta son:1. Análisis de Porosidad2. Determinación de Litología3. Calibrador4. Identificación de presiones anormales



Espectroscopía de Rayos Gamma

La respuesta de una herramienta de rayos gamma depende del contenido de arcilla de una formación. Sin embargo la herramienta de rayos gamma naturales no tiene la capacidad de diferenciar el elemento radiactivo que produce la medida. La mayor parte de la radiación gamma natural encontrada en la tierra es emitido por elementos radiactivos de la serie del Uranio, Torio y Potasio. El análisis de las cantidades de Torio y Potasio en las arcillas ayudan a identificar el tipo de arcilla, mientras que el análisis del contenido de Uranio puede facilitar el reconocimiento de rocas generadoras.En rocas de carbonatos se puede obtener un buen indicador de arcillosidad si se resta de la curva de rayos gamma la contribución del Uranio.

Las principales aplicaciones de la herramienta son:1. Análisis del tipo de arcilla2. Detección de minerales pesados3. Contenido de Potasio en evaporitas4. Correlación entre pozos



Rayos Gamma Naturales

La herramienta de rayos gamma mide la radiactividad natural de las formaciones y es útil para detectar y evaluar depósitos de minerales radiactivos tales como el Potasio y Uranio. En formaciones sedimentarias el registro refleja normalmente el contenido de arcilla de la formación. Esto se debe a que los elementos radiactivos tienden a concentrarse en las arcillas. Las formaciones limpias usualmente tienen un bajo nivel de contaminantes radiactivos, tales como cenizas volcánicas o granito deslavado o aguas de formación con sales disueltas de Potasio.

La herramienta se corre normalmente en combinación con otros servicios y reemplaza usualmente a la medida del potencial espontáneo en pozos perforados con lodo salado, lodo a base de aceite ó aire.

Las aplicaciones principales de la herramienta son:1. Indicador de arcillosidad2. Correlación3. Detección de marcas ó trazadores radiactivos



Registros AcústicosEl equipo “Sónico” utiliza una señal con una frecuencia audible para el oido humano. El sonido es una forma de energía radiante de naturaleza puramente mecánica, esto es, una fuerza la cual se transmite desde la fuente de sonido como un movimiento molecular del medio, este movimiento es vibratorio debido a que las moléculas conservan una posición promedio. Cada molécula transfiere su energía (empuja) a la siguiente molécula antes de regresar a su posición original. Cuando una molécula transfiere su energía a otra la distancia entre ellas es mínima, mientras que entre la primera y la anterior a ella, la distancia es mayor que la normal. Las áreas de distancia mínima entre moléculas se llaman “áreas de compresión” y las de mayor distancia se llaman “áreas de rarefacción”. Un impulso de sonido aparecerá como un área de compresión seguida por un área de rarefacción.

En el equipo sónico los impulsos son repetitivos y el sonido aparecerá como áreas alternadas de compresiones y rarefacciones llamadas ondas siendo esta la forma en que la energía acústica se transmite en el medio.

Onda compresional totalmente reflejada

Onda reflejada

Onda compresional refractada

Onda transversal refractada

Onda transversal refractada a 90°

Onda directa

Onda compresional refractada a 90°



Sónico digital

La energía sónica emitida desde el transmisor impacta la pared del pozo, originando una serie de ondas en la formación y en su superficie. El análisis del tren de ondas complejo proporciona la información concerniente a la disipación de la energía de sonido en el medio.

La herramienta Sónico Digital permite la digitización del tren de ondas completo en el fondo, de tal manera que se elimina la distorsión del cable. La mayor capacidad de obtención y procesamiento de datos permite el análisis de todos los componentes de la onda de sonido (ondas compresionales, transversales y Stoneley)

Las aplicaciones principales de la herramienta son:1. Correlación de datos sísmicos2. Sismogramas sintéticos3. Determinación de porosidad primaria y secundaria4. Detección de gas5. Detección de fracturas6. Características mecánicas de la roca7. Estabilidad del agujero8. Registro sónico de cemento



Otros Registros

Medición Contínua de Echados

La herramienta de medición contínua de echados mide la conductividad de la formación por medio de electrodos montados en cuatro patines. Mediante la respuesta obtenida en estos electrodos, es posible determinar la inclinación del echado. Adicionalmente la herramienta cuenta con un cartucho mecánico que permite obtener la desviación, azimuth y rumbo relativo del pozo.Otra información obtenida es el calibre del pozo.

La herramienta requiere de un medio conductivo para la medición, sin embargo mediante el uso de un kit especial para lodos no conductivos, es posible realizar el registro.

Las aplicaciones principales de la herramienta son:1. Determinación de echados estructurales2. Identificación de fracturas3. Geometría del pozo



Geometría de Pozo

La herramienta BGT cuenta con 4 brazos que miden simultáneamente dos calibres de pozo independientes. Tambien se miden el azimuth de la herramienta, la desviación del pozo y el rumbo relativo.

En la computadora en superficie es posible obtener la integración del volumen del pozo y el volumen necesario de cemento para cementar la próxima TR.

Las aplicaciones principales de la herramienta son:

1. Geometría del agujero2. Información direccional3. Volumen de agujero y de cemento



Herramientas de Imágenes

Inducción de Imágenes1

La herramienta de imágenes provee de una imagen de la resistividad de la formación que refleja las capas, contenido de hidrocarburo y proceso de invasión. La resolución vertical hasta de 1 pie muestras las laminaciones y otras estructuras de formación con un mínimo de efectos ambientales. La herramienta puede operar en cualquier fluido del pozo, incluyendo lodo a base de aceite.

La herramienta mide las señales R y X de ocho arreglos, seis de los cuales son operados a dos frecuencias simultáneamente. Estas medidas en bruto son convertidas en cinco curvas, cada una con una resolución vertical compatible y con profundidades medianas de investigación que van desde 10 hasta 90 pulgadas. Estas profundidades de investigación cambian muy poco en el rango entero de conductividades de formación. Cada juego de cinco curvas está disponible en resoluciones de 4, 2 y 1 pie. Las cuatro curvas son procesadas para obtener un perfil de invasión y proveer de una determinación exacta de Rt junto con una descripción de la zona de transición de invasión y el volumen de filtrado del lodo en cada profundidad.

Aplicaciones principales:1. Registros de resistividad e imágenes con resolución vertical de 1 pie en pozos uniformes o

con un contraste moderado de Rt/Rm2. La resistividad verdadera y una descripción detallada de la resistividad de invasión3. Determinación de la saturación de hodrocarburos e imágenes.

1 La herramienta de Imágenes AIT es de Schlumberger Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos

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Doble laterolog azimutal de imágenes

Esta herramienta permite identificar heterogeneidades, analizar fracturas, computar echados estructurales y en pozos horizontales permite estimar la distancia a capas adyacentes. P ej. Contacto agua .- aceite. La información que proporciona este servicio es: Imagen azimutal en adición a las curvas normales del doble laterolog. Resolución vertical mejorada: de 6 a 8 pulgadas.



Sónico dipolar de imágenes

1. Este servicio provee información sónica usada para estimar la porosidad. 2. Mediante el análisis de las ondas compresionales y de cizallamiento, se obtienen las

propiedades mecánicas de la roca. 3. Mediante el análisis de la onda Stoneley se pueden identificar fracturas abiertas. 4. Se utiliza tambien para maximizar la producción del pozo, diseñando programas

apropiados de estimulación y controlando la producción para evitar arenamientos.



Imágenes microresistivas de formación

Este servicio provee de la sigueitne información:1. Un nuevo enfoque de análisis estructurales2. Caracterización de cuerpos sedimentarios3. Determinación de capas delgadas4. Análisis textural usando sensores de alta resolución5. Evaluación de porosidad secundaria6. Evaluación integrada de sistemas de fracturas7. Calibración, orientación y sustitución de núcleos8. Caracterización de yacimientos.



Herramientas de registros de las diferentes compañías

La tabla siguiente resume las diferentes herramientas de registros disponible entre las diferentes compañías de servicio y sus siglas que la identifican:


TIPO DE OPERACION Schlumberger Western Atlas Halliburton PEP

REGISTROS EN AGUJERO DESCUBIERTO

Registros Resistivos

Inducción Esférico ISF IEL - ISF

Doble Inducción DIL DIFL DIL DIL

Doble Inducción Fasorial DIT DPIL HRI DITE

Doble Laterolog DLL DLL DLL DLL

Inducción de arreglo de imágenes & AIT HDIL - -

Doble Laterolog Azimutal & ARI HDLL - -

Microesférico Enfocado MSFL MSFL MSFL MSFL

Registros Radiactivos

Rayos gamma Naturales GR * GR* NGRT GR

Neutrón Compensado CNT * CN* DSNT CNL

Registro de neutrón por aceleración nuclear APS - - -

Litodensidad compensada LDT * ZDL* SDLT LDT

Espectroscopía de Rayos gamma NGT SL* CSNG NGT

Registros Sónicos

Sónico Digital SDT DAL FWS SDT

Sónico de espaciamiento largo LSS DAL FWS LSS

Sónico Dipolar de Imágenes & DSI MAC* XACT -

Imágenes ultrasónicas de agujero & UBI CBIL CASTD -

Registros de Echados y Direccles.

Echados Estratigráficos SHDT DIPLOG SED -

Geometría de Pozo BGT 4CAL FACT BGT

Microimágenes resistivas de formación & FMI STAR EMI -

Giroscópico contínuo GCT GCT* GYRO -

REGISTROS EN AGUJERO ENTUBADO

Sónico de Cementación CBL SBT CBL/FWS CBL

Evaluación del Cemento CET SBT - -

Imágenes Ultrasónicas & USIT CBIL CASTV -

Saturación de Yacimientos RST MSI/CO PSGT -

Registro de Flujo de agua WFL HYDROLOG WFL -

Tiempo de Decaimiento Termal TDT PDK-100 TMD TDT-K

& Registros de Imágenes de la tecnología Maxis 500.* Es posible correrse en pozos entubados con herramientas modificadas; información no confiable


Otros tipos de servicios:


TIPO DE OPERACION Schlumberger Western Atlas Halliburton PEP

MUESTREO DE FORMACION

Multiprobador de Formaciones RFT/MDT FMT/RCI SFT -

Nucleador de Pared CST/MSCT SWC/RCOR SWC -

Registros bajados con tubería TLC PCL TP -

EVALUACION DE LA PRODUCCION

Presión de Alta Resolución HMS/CRG HP SRO/OPS GRC/MTS *

Temperatura de Alta Resolución PTS/CPLT TEMP TEMP GRC/MTS *

Molinete Hidráulico FBS/CFS SPNR SPINER FBS *

Gradiomanómetro PTS/GMS/PLT FDEN GRADIO GMS *

Ruidos NOISE SONAN BATS -

OPERACIONES ESPECIALES

Detección de Punto Libre FPIT FP FPI FPIT

Desconexión de Tubería BO BO BO SS/DT

Tapón de Cemento TBT PLUG - -

Tapón Mecánico MPBT - - -

Colocación de Empaques PPS PAKER TBP CEB/EMP

Canasta Calibradora JB JB/GR JB CC/CB

Cortador Químico de Tubería CHC CC CQ CQ

Cortador de colisión de Tubería SCT SCT ST SCT

Cortador Térmico de Tubería TGC JC TC CT

Disparos para circulación Puncher PUN PUN PUN PUN

Desintegrador de Barrenas DB ST JS -

Pescante Electromagnético CERT ELM - -

Lavadora Hidráulica de Tubería HCT COT HCT -

Martillo Hidráulico - JAR - -

Cincel Sacamuestras - SAMPLE - -

Determinación de Profundidad DD DDER DD BC

ESTADO DE LA TUBERIA

Coples CCL CCL CCL CCL

Multicalibrador de la Tubería MFC MFC MAC -

Inspección Acústica de la Tubería USIT CBIL CASTV -

Detecció de Corrosión de la Tubería TGS VRT/MAG CIT -

* Equipo de Producción de PCT.


Características, limitaciones y condiciones de uso de los equipos de Registros

Las herramientas de Registros se diseñan para obtener algunas características de la formación bajo ciertas condiciones de uso. Algunos datos a considerar en una herramienta de registros son:

1. Diámetro externo máximo y longitud de la herramientaEstos datos se refieren a las dimensiones del equipo de Registros y se obtienen del fabricante o compañía de servicio. Para los Registros en pozo abierto, los diámetros más comunes son, 3-3/8”, 3-5/8” y la longitud varía entre las diferentes herramientas.

2. Rango de presión y temperatura máximaLa presión máxima en la herramienta estándar es de 15,000 a 20,000 libras / pulgada cuadrada (psi), mientras que la temperatura máxima estándar es de 350 °F (175 °C). Hay equipos especiales para ambientes hostiles de 25,000 psi y 500 °F.

3. Diámetro mínimo y máximo de pozoEl diámetro mínimo del pozo es aquél en el que se puede introducir de manera segura la herramienta y bajo ninguna circunstancia se deberá usar la herramienta en un pozo con un diámetro menor. Normalmente una herramienta estándar de 3-3/8” puede usarse en pozo con un diámetro mínimo de cerca de 5”. En caso de que se tenga un agujero menor, existen herramientas esbeltas de 2-3/4” para ambientes hostiles.El diámetro máximo está determinado por la capacidad de la herramienta para emitir una señal hacia la formación y recibir una “respuesta” de la misma que pueda ser confiablemente detectada por los sensores del equipo. En el caso de las herramientas de patín, el diámetro máximo se relaciona con la apertura máxima del brazo que porta el patín. Usar una herramienta en un diámetro mayor nos puede ocasionar información poco confiable ó muy afectada por el agujero. Los valores comunes de diámetro máximo oscilan entre 14” a 22” y dependen de cada herramienta.

4. Fluido en el pozoEl fluido en el pozo puede permitir ó impedir el funcionamiento de una herramienta. Algunos equipos pueden usarse en pozos vacíos (sin lodo de perforación) y otros requieren de la presencia de fluido en el agujero. La conductividad eléctrica del lodo puede también limitar el funcionamiento de una herramienta, p. Ej., las herramientas que emiten una corriente eléctrica para forzar una respuesta de la formación requieren de un medio conductivo entre la herramienta y la pared del pozo, por lo que no pueden ser usadas en lodos no conductivos como es el caso de los lodos a base de aceite.

5. Profundidad de investigación y resolución verticalLa herramienta de Registros solo puede “ver” una porción de la formación. Esta porción está definida por dos características:Profundidad de Investigación: Esta característica nos indica que tan profundo “lee” una herramienta en particular y varía con las características de la formación y el



medio ambiente. Como ejemplo, un equipo de Doble laterolog tiene una profundidad de investigación de cerca de 2.5 metros mientras que uno de Neutrón compensado es de aproximadamente 30 cms.La resolución vertical indica la capacidad de una herramienta de ver capas delgadas y se puede definir como el mínimo espesor de capa para el cual el sensor mide, posiblemente en una porción limitada de la capa, un parámetro relacionado con el valor real de la formación. La resolución vertical depende principalmente de la separación entre transmisor /fuente y receptor /detector. Como ejemplo, un equipo de Doble laterolog tiene una resolución vertical de cerca de 0.6 metros mientras que en uno de Neutrón compensado es de aproximadamente 0.3 metros.

Como ejemplo, a continuación se detallan las características y limitaciones de dos herramientas de Registros:

Herramienta Doble Inducción Esférica enfocadaDIMENSIONES Y CARACTERISTICAS

Condiciones de pozo Dimensiones de la herramienta

Temp. máx. Presión máx. Diámetro agujero Diámetro máx. Peso Longitud

mínimo máximo

175 °C 20,000 psi 4.5 plg 22 plg 3-5/8 plg 201.9 kgs 9.6 m

MEDIDAS

Profunda Media Somera

Principio Inducciòn Inducciòn Enfoque esfèrico

Rango 0.2 - 2,000 ohm-m

Resolución vertical 246 cms 185 cms 92 cms

Profundidad de investigación 158 cms 79 cms 41 cms

Exactitud +-2% ò +-0.75 mS/m +-2% ò +-0.75 mS/m +-2% ò +-0.2 mS/m

Curvas primarias ILD ILM SFL

Curvas secundarias SP

Comentarios:De acuerdo a la tabla anterior, esta herramienta se puede usar en diámetros de pozo que van desde 4-1/2” hasta 22”. Su diámetro máximo es de 3-5/8” con un peso de 201.9 kgs. y una longitud de 9.6 metros.Esta herramienta mide la conductividad de la formación y su resolución vertical es de alrededor de 246 cms (profunda), la profundidad de investigación es de cerca de 158 cms.



Herramienta de Inducción de Alta Resolución



LOS REGISTROS EN POZOS

Selección de los Registros Apropiados

La selección de las combinaciones de registros dependerá de una variedad de factores, que incluyen: sistema de lodo, tipo de formación, conocimiento previo del yacimiento, tamaño de agujero y desviación, tiempo y costo del equipo de perforación, disponibilidad de equipo, y el tipo de información deseada. Los tipos de registros corridos también son fuertemente dependientes del tipo de pozo. Los pozos típicamente exploratorios requieren un programa comprensivo de registros, mientras que pozos de relleno y desarrollo pueden requerir solamente servicios básicos.

Algunos registros adicionales pueden ser solicitados donde los geólogos, ingenieros de yacimientos, ingenieros de terminación y geofísicos desean información adicional para la evaluación y terminación del pozo. El uso de computadoras en la evaluación de las formaciones y la habilidad de registrar datos en una variedad de formatos (por ejemplo: LIS, LAS, ASCII) ha tendido un incremento sustancial en la utilización de datos almacenados compatibles con los programas de registros.

Pozos Exploratorios

Con los pozos exploratorios, muy poca información, si alguna, se tiene del yacimiento. Esas situaciones demandan típicamente un programa bien estructurado de registros para ganar información acerca de la estructura subsuperficial, porosidad del yacimiento, y saturación de fluidos. En muchos casos un registro sónico podría ser necesario para correlacionar con secciones sísmicas. Probadores de formación y núcleos de pared podrían también ser necesarios para tener un mejor entendimiento del interior de la formación. Toda esa información no es sólo útil para simplificar la aproximación a una exploración más profunda, sino también para desarrollar los programas de perforación y registros.

Juego típico de Registros para Rocas Medias a Suaves, Pozos Exploratorios con Lodo Dulce

1. Arreglo de Inducción de Alta Resolución o Doble Inducción / esférico2. Densidad compensada / Neutrón compensado / Rayos Gamma Espectral 3. Sónico de Onda Completa 4. Imágenes de Resonancia Magnética5. Echados de alta resolución, Micro Imágenes Eléctricas de formación o Rastreador

Acústico Circunferencial para visualización6. Probador de Formaciones7. Cortador de Núcleos de Pared



Juego típico de Registros para Rocas Duras, Pozos Exploratorios con Lodo Salado1. Doble Laterolog / Micro-Esférico Enfocado 2. Densidad Compensada / Neutrón Compensada /Rayos Gamma Espectral 3. Sónico de Onda Completa4. Imágen de Resonancia Magnética (para condiciones óptimas de agujero)5. Echados de alta resolución, Micro Imágenes Eléctricas de formación o Rastreador

Acústico Circunferencial para visualización6. Probador de Formaciones7. Cortador de Núcleos de Pared

Pozos de Desarrollo

Los pozos de desarrollo son aquellos que siguen inmediatamente de los pozos exploratorios; su propósito es desarrollar un campo inmediatamente después que ha sido descubierto, así como identificar los límites del campo. La mayoría de los pozos perforados pueden clasificarse como de desarrollo. Aunque la adquisición de datos que pertenecen a las características de la formación es aún una prioridad, los conjuntos de registros para pozos de desarrollo son típicamente mas limitados que para pozos exploratorios. La información que se obtiene puede ser "correlacionada" con los datos adquiridos sobre los pozos exploratorios asociados para una mejor imagen del campo en su conjunto.

Conjunto Típico de Registros para Rocas Medias y Suaves, Pozos de Desarrollo con Lodo Dulce

1. Arreglo de Inducción de Alta Resolución o Doble Inducción / esférico2. Densidad compensada / Neutrón compensado3. Imágen de Resonancia Magnética (con el incremento en el desarrollo del campo

descubierto puede convertirse en la selección del registro para obtener información de la porosidad y tipos de fluido en el yacimiento)

4. Sónico de Porosidad, Probador de Formación, Echados de alta resolución y Cortador de Núcleos de Pared

Conjunto Típico de Registros para Rocas Duras ó Pozos de Desarrollo con Lodo Salado

1. Doble Laterolog /Micro-Esférico Enfocado2. Densidad Compensada / Neutrón Compensada /Rayos Gamma Espectral 3. Imágen de Resonancia Magnética (para condiciones óptimas de pozo)4. Sónico de Porosidad, Probador de Formación, Echados de alta resolución y

Cortador de Núcleos de Pared

Como es el caso con cualquier programa de registros, los tipos de corrida de registros deben ser manejados acordes con las condiciones existentes de pozo y los tipos de



información requeridos. La decisión acerca de qué registros correr normalmente se hace antes que el ingeniero de campo esté involucrado; sin embargo, se pueden encontrar situaciones en las cuales se requieran servicios adicionales.

Control de Calidad de los Registros

La calidad de los datos registrados debe ser de la máxima preocupación tanto para el ingeniero del campo como para el cliente. Decisiones muy caras acerca del futuro de un pozo se basan en datos de registros, y datos exactos son vitales para el proceso de toma de decisiones y futuro éxito / fallo de un pozo. El primer paso en cualquier análisis de un problema debe ser definir los registros, buscando anomalías o cualquier respuesta extraña en la respuesta de los registros. Todas las compañías de registros y muchos clientes han desarrollado programas de control de calidad detallado de registros en su sitio. Hay cuatro principales áreas de preocupación que deben dirigirse con cualquier programa de aseguramiento de la calidad de los registros.

Control de Profundidad

El control de profundidad es solo uno de los muchos componentes vitales de la calidad de los datos. Sin embargo, también es uno de los más difíciles de alcanzar. En situaciones exploratorias, alguna seguridad debe ser mantenida a partir de comparaciones de profundidad de registros a la profundidad del perforador y la profundidad del casing y al conocimiento general de las estructuras geológicas regionales. Se debe mantener en mente, sin embargo, que no existe medio alguno de referencias exactas. En situaciones de desarrollo y relleno hay típicamente suficiente buen control para asegurar la corrección de profundidad en los datos para un pozo particular. Un esfuerzo debe hacerse para asegurar que el control de profundidad se practica en cada pozo.

Calidad Técnica General

Muchas condiciones más allá del control humano pueden afectar de manera adversa el control de calidad técnico de los datos de registro. La más obvia de ellas es el mal funcionamiento del equipo. La mejor manera de minimizar el mal funcionamiento del equipo y la posibilidad de una pobre calidad de los registros son los programas de mantenimiento preventivo. Otras posibles causas de pobreza de información incluyen: agujeros muy rugosos, atorones de herramienta, rotación de herramientas, velocidad excesiva de registro, desviación de los pozos, pobre centralización o excentralización y errores del ingeniero. Cada una de esas posibilidades debe mantenerse en mente cuando se evalúa la calidad de los datos de registro. En algunos casos, puede ser necesario hacer una segunda corrida, tal vez con un tren de herramientas diferente.

Repetibilidad

Muchos de los factores antes mencionados afectan la calidad técnica de un registro y podría también aplicar a la repetibilidad. En suma, una repetición puede estar afectada por



el fenómeno dependiente del tiempo como el cambio por invasión de fluidos. La comparación de secciones repetidas de registro es un paso importante en la evaluación de la calidad de los datos de registro; sin embargo, no debe ser el único método de control de calidad.

Valores Absolutos de Registros ("Marcadores")

La comparación de lecturas de registros con valores absolutos conocidos rara vez es posible; sin embargo, este chequeo positivo debe realizarse cuando sea posible. Formaciones conocidas consistentes de litología no porosa, pura tal como halita, anhidrita o caliza pueden usarse para verificar la aproximación de las lecturas de los registros. Las tuberías de revestimiento también se pueden utilizar para checar la exactitud de la calibración y mediciones del registro sónico. Además, los registros de "offset" de pozos pueden proporcionar una idea de los valores esperados, pero esos valores pueden variar dramáticamente entre dos pozos.

El control de calidad de los registros es la responsabilidad de la compañía que presta el servicio de los trabajos de registro. Sin embargo, la aceptación de los registros debe siempre ser determinada desde un punto de vista del cliente. El o ella deberán ser capaces de obtener información exacta y confiable de un registro. Si se tiene duda de una respuesta afirmativa a esta pregunta, la mejor opción es hacer otra corrida con un tren de herramientas diferente o debe considerarse alguna otra alternativa.

Zonas Potenciales de Contenido de Agua y Cálculos

La localización de zonas potenciales con contenido de agua debe ser aproximada por la evaluación cualitativa de los intervalos en términos de porosidad y resistividad y considerando algún indicador de permeabilidad presentado en los registros. Este "vistazo" de datos generalmente se complementa primero considerando la porosidad. Si una zona es porosa, entonces esa zona tiene fluidos presentes. Enseguida, debe considerarse la resistividad de la zona. Debido a que los hidrocarburos son aislantes de la corriente eléctrica, las zonas porosas que los contienen tendrán resistividades relativamente altas. Las zonas porosas que contienen agua, por otro lado, tendrán resistividades relativamente bajas. Este proceso también es ayudado por el reconocimiento de varios perfiles de resistividad por invasión asociados con diferentes tipos de resistividad de registros.

No dude en marcar los registros o resaltar los intervalos para hacerlos más notorios. Un método práctico de hacer ésto es usar un resaltador amarillo para colorear de la mitad de la pista 1 a la izquierda de la Curva de Rayos Gamma. Esto proporciona una buena imagen de las formaciones potencialmente porosas; ellas posiblemente contengan agua y/o hidrocarburos. Donde se tenga presente la Curva de Potencial Espontáneo, el proceso de localización de zonas potencialmente permeables (nuevamente, no importa el tipo de fluidos que contenga) es mucho más rápido. Esas zonas impermeables que carecen de alguna deflexión SP serán de menor interés que aquellas con deflexión. Se debe mantener en mente, sin embargo, que la respuesta del SP es solo un indicador cualitativo de la permeabilidad de la formación.



Una vez que es localizada la zona conteniendo agua, se requiere de varios cálculos. Debe determinarse la temperatura de formación (Tf) del intervalo. Además, las mediciones de resistividad tales como Rm y Rmf deben ser corregidas a la temperaura de formación para propósitos de determinar la resistividad del agua (Rw).

Antes de determinar la resistividad el agua de formación (Rw), se debe determinar la litología de la formación de interés. Esto puede hacerse mediante un vistazo rápido, o por medio del uso de una de las cartas de litología. La determinación de la litología ayudará al analista en la determinación de los valores apropiados del factor de tortuosidad (a) y el exponente de cementación (m) para cálculos de Rw de Archie.

En un análisis rápido, normalmente no se realizan correcciones ambientales en ningún registro. Sin embargo, para ser más precisos en un análisis, las diferentes influencias de agujero e invasión de fluidos deben ser corregidas antes de determinar la resistividad del agua de formación (Rw) de cualquier registro.

Cualquier esfuerzo razonable debe hacerse para obtener una aproximación y un valor confiable de la resistividad del agua de formación (Rw) a partir de registros. Si se dispone de los datos requeridos, entonces se debe tratar de usar los métodos de SP y el de inversión de Archie para la determinación de Rw. Mantenga en mente que la determinación de Rw a partir de datos de registro no siempre conduce a resultados satisfactorios. Cuando se analiza cualquier registro, el potencial por error creado por el uso de una valor impráctico de Rw siempre debe considerarse. Siempre use el valor más bajo determinado de Rw, con razonamiento, para obtener valores más optimistas de saturación de agua (Sw).

Zonas Potenciales de Contenido de Hidrocarburos y Cálculos

La localización de zonas potenciales con contenido de hidrocarburos también puede ser aproximada cualitativamente evaluando la porosidad y resistividad de las zonas y considerando los indicadores de permeabilidad. Nuevamente, si una zona es porosa, entonces hay fluidos presentes en ella, las zonas porosas que contienen hidrocarburos tendran resistividades relativamente altas, debido a la pobre conductividad eléctrica de los hidrocarburos. Como se trato en las zonas con contenido de agua, las resistividades relativamente altas son debidas a la pobre conductividad eléctrica de los hidrocarburos. Como fue el caso de las zonas con contenido de agua, los indicadores de permeabilidad deben ser considerados tambien para determinar la prioridad con la cual una cierta zona será evaluada.

Lo más importante a considerar es el valor de la resistividad de agua de formación (Rw) determinada en la zona con contenido de agua que debe ser corregida a la temperatura de formación (Tf) de la zona en la cual va a ser usada para calcular la saturación de agua (Sw). El error de corregir Rw para la temperatura de formación a mayores profundidades resultará en valores de saturación de agua demasiado pesimistas (muy altos). Además es posible, y en muchos casos deseable, que una zona potencial de hidrocarburos sea mirada como mojada si Rw no se ha corregido a la temperatura de formación. Esto requerirá, de



hecho, que la temperatura de la formación (Tf) sea determinada para cada zona potencial con contenido de hidrocarburos.

Antes de calcular la saturación de agua (Sw), debe determinarse la litología de la formación de interés. Nuevamente, esto puede hacerse mediante un vistazo rápido, o por medio del uso de una de las cartas de litología. El conocimiento de la litología ayudará a determinar los valores apropiados de tortuosidad (a) y el factor del exponente de cementación (m) para calculos de Rw con la ecuación de inversión-Archie.

Nuevamente, en un análisis rápido no se hacen correcciones ambientales. Para ser más precisos, las correcciones ambientales se hacen a cualquier medición de registros antes de calcular la saturación de agua (Sw).

Para formaciones limpias, se supone que la ecuación de Archie es aplicable. Mantener en mente, sin embargo, que hay ciertos casos (tales como cuando los minerales arcillosos están presentes en las arenas con arcilla) en que los métodos existentes alternativos para calcular la saturación de agua serán más apropiados.

Decisiones sobre la Capacidad Productiva

El proceso más dificil en la evaluación básica de una formación limpia se ha alcanzado ahora; la decisión de dónde asentar la tubería y disparar o considerar el abandono. Los valores calculados de saturación de agua (Sw) proporcionarán solamente al analista con la información acerca de qué tipo de fluidos están presentes en la formación de interés. En muchos casos, la saturación de agua no es un reflejo de las proporciones relativas de fluidos que pueden ser producidos. Así, cuando se toma la disición de asentar una tubería o abandonar el pozo, se debe tomar en cuenta toda la información disponible.

La saturación de agua (Sw) debe ser la base para esta importante decisión, pero en el proceso de toma de decisiones entran otros factores. Estos factores incluyen: Volumen de arcilla en el yacimiento (Vsh), saturación de agua irreductible (Swirr) y volumen total de agua (BVW), hidrocarburos móviles, etc.. en muchas situaciones, muchas de las decisiones son resultado de "sentimiento"; sin embargo, en todos los casos, no hay sustituto para la experiencia en una región particular cuando se toma una decisión. En el proceso de toma de decisiones se pueden emplear algunos métodos adicionales.



FUNDAMENTOS DE INTERPRETACIÓN

IntroducciónEsta sección presenta una revisión de los conceptos básicos de análisis de registros en agujero descubierto. Un conocimiento práctico de cada uno de esos conceptos es fundamental para efectuar un análisis básico a boca de pozo. Para mayor información acerca de las especificaciones de las herramientas y discusión sobre su teoría, el estudiante se deberá referir a los manuales sobre Análisis de Registros en Agujero Descubierto y Evaluación de Formaciones así como a la teoría sobre herramientas y manuales de operación

El proceso de la InterpretaciónLos parámetros petrofísicos necesarios para la evaluación de las formaciones son difíciles de obtenerse directamente. Por esto, generalmente deben deducirse u obtenerse de la medición de otros parámetros físicos de las formaciones. Las herramientas de registros actuales nos permiten obtener una gran cantidad de parámetros como son: la resistividad, la densidad, el tiempo de tránsito, el potencial natural, la radioactividad natural y el contenido de hidrógeno de la roca.

La interpretación de registros permite traducir estos parámetros medibles en los parámetros petrofísicos deseados de porosidad, saturación de hidrocarburos, permeabilidad, litología, etc.

La traducción mediante la interpretación de los registros se complica debido a las alteraciones que provoca el proceso de la perforación. Este proceso altera el contenido de fluidos en la vecindad del pozo (ver proceso de invasión).

Ya que se requieren los parámetros petrofísicos de la formación original no contaminada, la herramienta de registros debiera ser capaz de “ver” mas allá de la zona alterada; o, las técnicas de interpretación deben ser capaces de compensar el efecto de la zona alterada.

El propósito de las diferentes herramientas de registros geofísicos es proporcionar mediciones de las que sea posible obtener o inferir las características petrofísicas de las rocas del yacimiento. La meta de la interpretación cuantitativa de los registros es proporcionar las ecuaciones y técnicas para que dichos cálculos puedan llevarse a cabo.



Evaluación de las formaciones

La evaluación de formaciones puede definirse generalmente como la práctica de determinar las propiedades físicas y químicas de las rocas y los fluidos contenidos en ellas. El objetivo de la evaluación de formaciones es localizar, definir y producir un yacimiento dado por la perforación de tantos pozos como sea posible. A este punto, las compañías petroleras utilizan una variedad de métodos de evaluación de formaciones, algunos de los cuales se ilustran en siguiente tabla:

Los registros eléctricos son solo algunas de las múltiples fuentes de datos usados en la evaluación de formaciones. Sin embargo, a través de la determinación precisa de la profundidad, los registros eléctricos son un medio que se usa para reunir todos los métodos de evaluación de formaciones. Los registros son una muy pequeña porción, pero muy importante, de un gran enigma. Las decisiones para taponar o terminar un pozo a menudo se basan en los registros y en un apropiado análisis de los mismos.



Evaluación del volumen de hidrocarburos del yacimientoLa fórmula tradicional para calcular el volumen de hidrocarburos contenido en los poros del yacimiento es:

En donde: VR es el volumen del yacimiento, es la porosidad promedio y Sw la saturación promedio de agua. N/G es la relación de espesor neto a total, el espesor usable del yacimiento como una fracción del espesor total.Para evaluar este volumen de hidrocarburos se dispone de diferentes técnicas que obtienen las características de la roca de una manera selectiva: (a) Los registros geofísicos, (b) los núcleos y (c) los métodos sísmicos. Para darnos una idea de la incertidumbre de la información disponible de las rocas de los yacimientos, tomemos como ejemplo un yacimiento con una configuración simple. Supongamos un campo con un espaciamiento constante entre pozos. Un pozo drena el equivalente de un cilindro con un radio de 0.5 kilómetros. El yacimiento tiene un espesor de 100 metros. El volumen total del yacimiento drenado por el pozo, incluyendo sólidos y fluidos es de 78.5 x 106 m3 y se supone que es atravesado por un agujero de 20.3 centímetros. (8.5 pulgadas)Un núcleo perforado en un pozo de 20.3 cm tiene un diámetro no mayor de 10 cm. En el espesor total de 100 m, se obtiene un volumen de 0.785 m3 de roca. Este volumen representa un 10-6 porciento del volumen total del yacimiento.Una de las herramientas de registros con la mayor profundidad de investigación es el Doble Laterolog, su radio de investigación es del orden de 1.25 m. La resolución vertical es de 0.61 m. En una sola medida, la herramienta investiga 3 m3. En 100 m, la sección investigada corresponde a 490 m3, ó 6.25 x 10-6 veces el volumen del yacimiento. Similarmente, la herramienta de Neutrón investiga un radio de 25.4 cm desde la pared del pozo, lo cual corresponde a 0.12 m3 si se considera una resolución vertical de 0.31 m. En toda la sección del yacimiento, se investigan 40 m3 ó 0.5 x 10-6 veces el volumen del yacimiento.La sísmica superficial puede investigar grandes volúmenes de formación subsuperficial. La profundidad de investigación es generalmente adecuada en yacimientos de someros a medianos. La resolución vertical es pobre, del orden de 2 a 30 metros. La porción de volumen de yacimiento investigado con esta técnica es de 1.0. Esta técnica es mas apropiada para exploración que para desarrollo de campos.



Parámetros petrofísicosLos parámetros petrofísicos necesarios para definir el potencial de un yacimiento son, la porosidad, la saturación de agua y la permeabilidad. Estos parámetros no se obtienen de manera directa sino que se deducen a partir de las características de la formación medidas directamente con las herramientas de registros geofísicos.

Porosidad

La porosidad es el volumen de los poros por cada unidad volumétrica de formación. La porosidad se define como el cociente que resulta de dividir el volumen total de poros comunicados, entre el volumen total de roca. La porosidad puede ser primaria ó secundaria. En una arena limpia, la matriz de la roca se compone de granos individuales de arena, con una forma mas o menos esférica y apiñados de manera que los poros se hallan entre los granos. Esta porosidad ha existido desde el momento de depositación y se le llama porosidad primaria, intergranular, sucrósica ó de matriz.La porosidad secundaria se debe a la acción de aguas de formación o fuerzas tectónicas en la matriz de la roca después del depósito. Por ejemplo, las aguas de infiltración ligeramente ácidas pueden crear o agrandar los espacios porosos al desplazarse a través de los canales de interconexión en las calizas y los caparazones de pequeños crustáceos pueden disolverse y formar cavidades. Se pueden presentar tensiones en la formación causando redes de grietas, fisuras ó fracturas que se agregan al volumen de los poros.

Saturación

La saturación de una formación es el porcentaje del volumen poroso ocupado por el fluido en consideración. Por lo tanto, la saturación de agua es la fracción ó porcentaje del volumen poroso que contiene agua de formación. La saturación de petróleo ó gas es la fracción del volumen poroso que contiene petróleo ó gas. Los poros deben saturarse con algún fluido. De esta manera, la suma de saturaciones de los diferentes fluidos contenidos en la roca es igual al 100%.

Sw + Sh = 1

Permeabilidad

La permeabilidad es la medida de la facilidad con que los fluidos fluyen a través de una formación. La unidad de permeabilidad es el Darcy que se define como: Es la cantidad de fluido que pasa a través de 1 cm2 de área de formación en 1 segundo, bajo la acción de una atmósfera de presión, teniendo el fluido una unidad de viscosidad. Si el fluido que pasa es 1 cm3 se dice que la permeabilidad es de 1 Darcy. Comúnmente se usa el milidarcy (md) ya que el Darcy es una unidad muy grande.



Una roca debe tener poros interconectados ó fracturas para ser permeable. Existe cierta relación entre la porosidad y la permeabilidad. Por lo general, una porosidad mayor se acompaña de una mayor permeabilidad, sin embargo, esto no es una regla. Las lutitas y ciertas clases de arena tienen altas porosidades pero baja permeabilidad debido a que sus granos son tan pequeños que los caminos que permiten el paso de fluidos son escasos y tortuosos. Otras formaciones, como las calizas pueden tener baja porosidad, pero la presencia de pequeñas fracturas ó fisuras de gran extensión les dan una alta permeabilidad.

Resistividad y fluidos de la formación

Resistividad

La Resistividad es la habilidad de un material para impedir el flujo de la corriente eléctrica a través de él. La unidad es el OHM-M. La Conductividad es el recíproco de la resistividad. Representa la habilidad de un material para permitir el flujo de la corriente eléctrica a través de él. Unidades MILIMHO / M ó MILISIEVERT / M

La matriz de la roca, el aceite, y el gas son aislantes eléctricos. Ellos no conducirán el flujo de una corriente eléctrica, además sus resistividades se dice son infinitas. El agua, por su lado, conducirá la electricidad dependiendo de su salinidad. Esto implica que cualquier flujo de corriente a través de una formación toma lugar en el agua de formación, y no los hidrocarburos o la roca de matriz. El agua salada, con altas concentraciones de sólidos disueltos (p. ej., NaCl, etc.), conducirán la electricidad mucho más eficientemente que el agua dulce. Además, el agua salada tiene mucho menor resistividad que el agua fresca. En la mayoría de los casos, el agua presente en una formación a una cierta profundidad será moderadamente salina. Las zonas conteniendo agua, además, tienen mayor conductividad --o menor resistividad--que las zonas conteniendo hidrocarburos.

Debido a que el aceite y gas no conducen la corriente eléctrica, es imposible distinguirlos de la matriz de roca con base en la resistividad. Esos fluidos, sin embargo, llenan los espacios porosos de la formación, dejando menos espacio para agua conductiva de formación. Los datos de corriente eléctrica que fluyen a traves de una formación impregnada de hidrocarburos es forzada a tomar un patrón más tortuoso, sinuoso alrededor de los hidrocarburos que ocupan parte del espacio poroso. El efecto global de la presencia de hidrocarburos es un incremento en resistividad.

La base para el análisis de registros es comparar la resistividad medida de una formación con la resistividad calculada de aquella formación supuesta de porosidad 100% llena de agua. La resistividad de una roca a saturación de agua 100% se refiere como resistividad mojada (Ro). Si, para una porosidad dada, la resistividad medida es significantemente mayor que la resistividad mojada, entonces indica la presencia de hidrocarburos. Esta relación es la base para la determinación del porcentaje de porosidad que está lleno con



agua de formación (saturación de agua), y además el porcentaje de porosidad que está lleno de hidrocarburos (saturación de hidrocarburos). La saturación de agua (Sw) para una formación limpia puede calcularse usando la ecuación de Archie.

Las resistividades en las formaciones arenosas caen en el rango de 0.2 a 1,000 ohms-m.En formaciones calcáreas, las resistividades pueden ser mas altas, del orden de 100 a 40,000 ohms –m. Los factores que afectan la resistividad son:La cantidad de sal en el agua. Como regla general la cantidad de sal en el agua aumenta con la profundidad, por lo tanto a medida que aumenta la cantidad de sal en el agua la resistividad disminuye, esto es debido a que la cantidad iones aumenta.La saturación de Agua. A medida que se tiene mayor saturación de agua, la resistividad será menor , Por ejemplo: mal formación que contiene hidrocarburos tendrá una saturación de agua baja por lo que nos da una alta resistividadPorosidad. Si la porosidad es grande la resistividad será baja, debido a que en estas

condiciones se tendrá mayor cantidad de agua para un mismo % de saturación de agua.

La temperatura.- A medida que aumenta la temperatura, la resistividad de la formación disminuye, debido a que los iones que transportan electricidad se mueven con mayor rapidez.La litología. Si la formación es arenisca, la resistividad será menor que si la formación fuera carbonato, debido a que en los carbonatos el camino que tiene que seguir la corriente es mayor.

Factor de formación y Saturación de agua

La resistividad de una formación limpia es proporcional a la resistividad de la mezcla con la que está saturada. La constante de proporcionalidad se conoce como FACTOR DE FORMACIÓN


Roca sólida y seca

Sin porosidad

Sin presencia de sal

Sin conductividad

ALTA RESISTIVIDAD

Roca porosa

impregnada de aceite


Sin conductividad

ALTA RESISTIVIDAD

Roca porosa

impregnada de agua potable


Sin conductividad

ALTA RESISTIVIDAD

Roca porosa

impregnada de agua salada

Hay sal presente

La formación es conductora

BAJA RESISTIVIDAD

Roca sólida y seca

Sin porosidad


Sin conductividad

ALTA RESISTIVIDAD

Roca porosa

impregnada de aceite


Sin conductividad

ALTA RESISTIVIDAD

Roca porosa

impregnada de agua potable


Sin conductividad

ALTA RESISTIVIDAD

Roca porosa

impregnada de agua salada

Hay sal presente

La formación es conductora

BAJA RESISTIVIDAD

Dos rocas conteniendo el mismo fluido pero diferentes porosidades

Bajo contenido de sal líquida

Conductividad baja

RESISTIVIDAD ALTA

Alto contenido de sal líquida

Conductividad alta

RESISTIVIDAD BAJA

80 % aceite

20 % agua

20 % aceite

80 % agua

Dos rocas conteniendo el mismo fluido pero diferentes porosidades

Bajo contenido de sal líquida

Conductividad baja

RESISTIVIDAD ALTA

Alto contenido de sal líquida

Conductividad alta

RESISTIVIDAD BAJA

80 % aceite

20 % agua

20 % aceite

80 % agua


Considere una formación con una cantidad dada de porosidad, y suponga que la porosidad se encuentra totalmente llena con agua salina de formación de una resistividad dada (Figura 1.2). La resistividad del agua de formación (Rw), es muy baja, debido a que el agua salina es capaz de conducir la corriente eléctrica. La resistividad de la formación en si misma (Ro, o resistividad mojada, donde la porosidad esta 100% llena de agua) dependerá de la resistividad del agua de formación y algunos otros factores referidos como el factor de resistividad de formación (Fr).



Figura 1.2. Modelo de formación: 100% saturado de agua.

Arreglando esta ecuación, el factor de resistividad de formación (Fr) puede ser cuantificado como la relación de la resistividad de la formación mojada a la resistividad del agua (Rw) presente en esa formación.

En este ejemplo, la resistividad del agua de formación (Rw) se define como una constante, además los cambios en el factor de resistividad de la formación (Fr) ocurrirán sólo con cambios en la resistividad total de la formación (Ro). La única forma en la cual Ro puede cambiar en una formación de Rw constante es por el cambio en la cantidad de fluido disponible para conducir una corriente eléctrica. Esto va acompañado por cambios en porosidad. Conforme la porosidad disminuye, la cantidad de agua disponible para conducir la corriente eléctrica dismunuye también, resultando en un incremento en la resistividad de la formación (Ro). Además, el factor de resistividad de la formación (Fr) es inversamente proporcional a la porosidad ().

Esta relación entre la resistividad de la formación y la porosidad fue desarrollada por G. E. Archie de la Humble Oil Company mientras trabajaba sobre calizas en Francia. Archie tuvo registros eléctricos (resistividad) de varios pozos, y porosidad de núcleos de zonas productoras de los mismos pozos. El notó que había cierta relación entre la resistividad y la porosidad, y fue capaz de identificar zonas de interés utilizando sólo los registros eléctricos. Lo que realmente quería saber, era si existía alguna relación que hiciera posible la determinación de dónde una zona podría ser productiva en base a la medición de resistividad y la porosidad de núcleos.



Los cambios en la porosidad de una formación pueden tener efectos diferentes de simplemente incrementar o disminuir la cantidad de fluido disponible para conducir una corriente eléctrica. Con un cambio en porosidad, podría haber cambios concomitantes en la complejidad de la red porosa que afecten la naturaleza conductiva de los fluidos presentes, y el factor de resistividad de la formación (Fr) podría variar con el tipo de yacimiento. Esos cambios son expresados por el factor de tortuosidad (a) y el exponente de cementación (m).

Para las calizas del experimento de Archie, los factores de tortuosidad y y exponentes de cementación fueron siempre constantes (a = 1.0, m = 2.0). Sin embargo, este puede no ser el caso para todos los yacimientos. Aunque ambos parámetros pueden ser determinados experimentalmente para un yacimiento específico, los analistas de registros utilizan comunmente un conjunto de valores para el factor de tortuosidad (a) y de exponente de cementación (m), dependiendo de la litología y la porosidad. Esos valores estándares se presentan en la tabla siguiente:

Considere ahora que la formación porosa discutida previamente se llena con alguna combinación de agua conductiva de formación de resistividad constante (Rw) y aceite (Figura 1.4). El aceite es un aislante y no conducirá la corriente eléctrica. Además, debido a que la formación está llena con ambos fluidos (aceite y agua) la resistividad de la formación no será más referida como resistividad mojada (Ro). La medición de la resistividad de la formación en este caso -- tomando en cuenta la resistividad de la matriz de la roca y los fluidos contenidos -- es llamada resistividad verdadera (Rt).



Figura 1.4. Modelo de formación conteniendo agua y aceite.

La resistividad verdadera de una formación será sólo igual a la resistividad mojada (Rt = Ro) cuando la porosidad de esa formación esté completamente llena con agua conductiva. Sin embargo, debido a que algunas de las porosidades disponibles podrían estar llenas con fluido no conductivo aceite o gas, la resistividad mojada (Ro) de esa formación se puede relacionar ahora a la medición de la resistividad verdadera (Rt) por algún factor adicional, referido como F'.

El factor F' puede tambien ser expresado como la relación de la resistividad teórica mojada de esa formación (Ro) respecto de la resistividad real medida de la formación (Rt).

En la formación ejemplo, debido a que se consideran constantes tanto la resistividad del agua (Rw) como la porosidad, la resistividad mojada (Ro) resultante será constante. Además, los cambios en el factor F' ocurrirán con los cambios en la resistividad verdadera medida (Rt). Bajo ciertas condiciones, la única forma en la cual la resistividad verdadera medida (Rt) de la formación puede cambiar es a traves de la incorporación o reducción de fluido conductivo. Por ejemplo, la incorporación de aceite al yacimiento podría resultar en un incremento en la resistividad medida de la formación (Rt) debido a que alguna cantidad de agua conductiva de formación podría ser desplazada or el aceite. Así, el factor F' resulta dependiente de la proporción relativa de fluidos conductivos (agua) y fluidos no-conductivos (hidrocarburos) en la formación.

El factor F' en la ecuación representa saturación de agua (generalmente expresada como Sw) la cual es el porcentaje de espacio poroso en la formación que está ocupado por agua conductiva de formación. Por sustitución de ecuaciones, la saturación de agua puede estar relacionada a las propiedades físicas de la formación y las propiedades conductivas de los fluidos que ella contiene.



La saturación de agua está relacionada a esas propiedades por el exponente n (exponente de saturación). El exponente de saturación puede tener un rango de valores que dependen de las condiciones específicas del yacimiento, pero generalmente se supone que es igual a 2.0. Con el conocimiento de las características de produccción de la formación en cuestión, es posible determinar valores más aproximados para el exponente de saturación.

La ecuación para saturación de agua (Sw), una versión extendida de aquella presentada como pie de página en la publicación de Archie en 1942 y comúnmente referida como "Ecuación de Archie", se ha convertido en el fundamento de la industria entera de registro de pozos. En su forma más simple, la ecuación de Archie se muestra como:

donde:

n = exponente de saturación

a = factor de tortuosidad

= porosidad

m = exponente de cementación

Rw = resistividad del agua de formación

Rt = resistividad verdadera de formación

Es importante notar que mientras la saturación de agua representa el porcentaje de agua presente en los poros de la formación, esta no representa la relación de agua a hidrocarburos que serán producidos desde un yacimiento. Yacimientos de arenisca lutítica con minerales de arcilla que atrapan una gran cantidad de agua pueden tener altas saturaciones de agua, y producir hidrocarburos solamente. La saturación de agua simplemente refleja las proporciones relativas de esos fluidos contenidos en el yacimiento. Ahora bien, obtener valores aproximados de saturación de agua es el principal objetivo del análisis de registros en agujero descubierto. Con el conocimiento de la saturación de agua, es posible determinar el porcentaje de espacio poroso lleno con un fluido diferente de agua (p. ej., hidrocarburos), y de allí las reservas de hidrocarburos.



Ecuación de Archie fraccionada

Sw = saturación de agua

n = exponente de saturación

Obtenido a través de las suposiciones de litología o manipulación de datos y análisis de núcleos.

a = factor de tortuosidad

Obtenido a través de suposiciones de litología o manipulación de datos y análisis de núcleos.

= porosidad

Obtenida de registros (densidad, neutrón, sónico, MRIL) o análisis de núcleos.

m = exponente de cementación

Obtenido a través de suposiciones de litología o manipulación de datos y análisis de núcleos.

Rt = resistividad de la formación

Obtenidos de registros (inducción, laterolog). Supuesto para reflejar resistividad de la zona no invadida, y tomado como la resistividad medida por la lectura más profunda.

Rw = resistividad del agua de formación

Se encuentra entre las variables más difíciles de determinar, pero es una de las cuales tiene un gran impacto en los valores calculados de saturación de agua (Sw). A menudo es mejor obtenerla mediante análisis de muestras, pero puede ser definida de registros bajo ciertas condiciones. Otras fuentes incluyen mediciones de muestras de agua de formación (DST ó SFT), muestras de agua producida, o simplemente historia local del yacimiento.



INTERPRETACIÓN CUALITATIVA

IntroducciónEl primer paso de cualquier análisis e interpretación de los registros geofísicos es la interpretación cualitativa que consiste en dar un vistazo general al conjunto de registros con el fin de identificar diferentes zonas:

1. Identificación de litologías (Arenas, calizas, dolomías, anhídrita, sal, carbón, arcillas, etc.)

2. Localización 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 una buena interpretación cualitativa de los registros, es necesario tener un conocimiento básico del principio de operación y la respuesta de las herramientas de registros en diferentes litologías y condiciones de pozo. Es importante conocer también las limitaciones inherentes de cada herramienta de registros para comprender el comportamiento de las lecturas obtenidas.Las herramientas de registros, debido a su diseño pueden tener algunas limitaciones, un ejemplo serían las herramientas que utilizan un patín que se pega a la pared del pozo como es el caso del Densidad Compensada ó el Microesférico enfocado. La respuesta de estas herramientas se ve muy afectada cuando el contacto patín – formación no es bueno debido a la presencia de cavernas ó rugosidad de la pared del pozo. Un caso extremo podría ser cuando el diámetro del pozo es excesivo por la presencia de una caverna y se pierde el contacto patín – formación inutilizando la respuesta de la herramienta.Por otro lado, el diámetro del pozo limita la confiabilidad de la respuesta de las herramientas de registros, de manera que en pozos muy grandes, la respuesta puede estar seriamente afectada. Es importante referirse a las condiciones de uso de cada una de las herramientas de registros en donde se especifica el mínimo y máximo diámetro de pozo en que puede usarse confiablemente la herramienta en particular.



Lectura de los registros geofísicosSin menospreciar el contenido de todos los componentes que constituyen la impresión de un Registro Eléctrico de Pozo, en esta sección se van a enunciar aquellas que permiten analizar o diagnosticar las características básicas acerca del contenido de roca y fluidos de un pozo registrado.

Centraremos nuestra atención en:A) Cabezal de EscalasB) Cuerpo de carriles conteniendo Curvas

Es conveniente enfatizar que con los sistemas disponibles actualmente de adquisición de datos, las curvas nos son entregadas en el escritorio con las correcciones ambientales aplicadas automáticamente.

1) Cabezal de escalasa) Esta sección del registro presenta las escalas con la indicación de los límites máximos y

mínimos de la curva en cuestión, así como el tipo y color de la curva a la que es referido.b) En esta misma sección se presentan, con cierta frecuencia, algunas áreas coloreadas, que

pueden indicar características de condiciones de agujero o representaciones objetivas de alguna zona importante desde un punto de vista objetivo, cualitativo y cuantitativo.

2) Cuerpo de carriles conteniendo las Curvasa) En esta sección se presentan, como una convención, 3 carriles principales, conteniendo

cada una de ellas una o más curvas de registrob) Entre los carriles 1 y 2 se presenta, de una manera estándar, un Carril de Profundidad, al

cual se le agrega con cierta frecuencia la curva de tensión sobre el cable, registrada durante la operación de registro.

En la figura siguiente se indican cada una de las partes que se han comentado arriba..

A partir de la Fig. 1 se puede observar lo siguiente:

1) Carril 1.

a) En el Cabezal de Escalasi) Los valores mínimo= 0 y máximo=150 para la curva de Rayos Gamma.ii) Los valores mínimo= 4 y máximo=14 para la curva de Calibre del Agujero.

b) En el Cuerpo del carrili) La curva de Calibre del Agujero. Esta curva nos indica el diámetro del agujero, que

de estar bien conformado, se verá registrado como una línea recta (curva punteada de color rojo). En caso de no estar bien conformado el agujero, la curva se desviará a la derecha o izquierda, según sea el diámetro registrado menor o mayor, respectivamente, que el de la barrena con que se perforó el pozo.



FIG. 1 Registro típico de un caso real en un pozo de arenas arcillosas.


Lutita franca:

Gamma Ray > 90 API Resistividad < 2 m

Yacimientos Areno-arcilloso

Resistividad >2 m

=2.51gr/cc

=2.67gr/cc

=9 u.p.


ii) La curva de Rayos Gamma, mostrada con línea continua en color negro, indica las respuestas más o menos reactivas a esta herramienta, de acuerdo con el tipo de roca de formación que se va atravesando. En este caso y de acuerdo con lo que se ha visto en la sección de análisis básico y la respuesta de la curva de Rayos Gamma (GR) del ejemplo, por arriba de 3,050 mts., donde se indica "lutita franca", la lectura de GR muestra un comportamiento dentro de una banda de variación pequeña, sobre un valor promedio aproximadamente del orden de 90 unidades API (comúnmente mencionadas como GAPI). Por debajo de la mencionada zona de lutitas, se identifica una zona de arenas con intercalación de lutitas, indicado en la figura como "Yacimiento Areno-arcilloso". En este caso, los valores de las lecturas de GR varían sobre una banda mas amplia y su media es inferior a 90 unidades API.

2) Carril 2.

a) En el Cabezal de Escalas.i) Los valores mínimo=0 y máximo=20 para la curva de resistividad. Se indica la

presencia de dos curvas, una profunda (HDRS), de alta profundidad de investigación y una media (HMRS) de profundidad media de investigación. Las profundidades de investigación se pueden consultar en la sección de características de herramientas de los manuales técnicos.

b) En el Cuerpo de la Pista.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 característico de las formaciones con alto contenido de agua (de no verse afectada por algún otro componente conductivo en la roca). Ya se vió, que las agua salinas son excelentes conductoras de la corriente, por lo tanto mostrarán bajas resistividades.

ii) Por debajo de la zona de arcillas, las resistividades ya muestran valores superiores a los 2 ohm-m, lo que es indicativo de la posible presencia de algún otro componente no conductivo (o pobremente conductivo) como parte integrante del sistema registrado (roca-fluidos).

3) Pista 3.

a) En el Cabezal de Escalas.i) Se muestran los valores mínimo = -15 (lado derecho del carril por convención) y

máximo = 45 para la curva de porosidad-neutrón, que será identificada en el cuerpo del carril como "línea roja fina".

ii) Se muestran los valores mínimo = 1.95 y máximo = 2.95, para la curva de densidad, que será identificada como "línea negra fina continua".

iii) Se muestran los valores mínimo = 40 (lado derecho de la pista or convención) y máximo = 140 para la curva de tiempo de tránsito de registro sónico, que será identificada en el cuerpo de la pista como "linea no continua fina de color azul claro".

b) En el cuerpo del carril.



i) Curva de Porosidad.(1) La curva de porosidad neutrón indica un valor promedio, dentro de una banda

relativamente angosta y más o menos uniforme, del orden de 25 unidades de porosidad (u.p.), para la zona lutítica.

(2) La curva de porosidad indica un valor muy variable característico de las zonas de arenas arcillosas por debajo de las lutitas, en este ejemplo, no uniformes en cuanto a presencia de litología y contenido de fluidos.

(3) La banda sobre la que fluctúan dichos valores es tan amplio como desde 9 u.p. hasta 26 u.p.

ii) Curva de Densidad.(1) La curva de densidad muestra un comportamiento mas o menos uniforme, dentro

de una banda angosta dentro de la zona de lutitas. Es valor promedio se puede estimar del orden de 2.57 gr/cc.

(2) La curva de densidad muestra un comportamiento poco menos uniforme en la zona de arenas arcillosas. En este caso, los valores oscilan entre 2.51 - 2.67 gr/cc.

iii) Curva de Tiempo de Tránsito.(1) Esta información se verá en la sección de análisis especializado.

La figura 2 muestra el procesamiento de las curvas adquiridas en campo. Se muestran sus principales parámetros en el carril de profundidad en el extremo derecho de la figura, curva de GR en pista 1, curva de saturación de agua en pista 2, áreas porosas con contenido de agua e hidrocarburos y pista 4 áreas indicativas de contenido de arcilla y arena fraccionalmente, así como la porosidad efectiva de la zona registrada.



Fig. 2 Muestra el procesamiento resultante de la información de los registros mostrados en la figura 1



..0

Fig. 3 Ilustra los principales componentes de una impresión de registros convencionales.


CABEZAL DE ESCALAS

PIE DE ESCALAS

Pista 1

Pistas 2 y 3

CARRIL

DE

PROF

TENSI


Respuesta típica del registro GRLa deflexión del registro de GR es función no sólo de la radioactividad y densidad de las formaciones sino también de las condiciones del agujero (diámetro, peso del lodo, tamaño y posición de la herramienta), ya que el material interpuesto entre el contador de los rayos Gamma (compuesto de un cristal cintilador y un tubo photo-multiplicador) y la formación absorbe los rayos Gamma, infiriendo en la medición de los mismos (VER figura 3 abajo).



Identificación de litologíasLa superposición de los registros Neutrón – Densidad, con el sónico como complemento, es la combinación mas usada generalmente para determinar litologías. La figura siguiente nos da la respuesta comparativa de las tres herramientas básicas de porosidad en litologías simples, limpias, saturadas con líquido. Los valores de porosidad están calibrados a matriz caliza.


0153045

Porosidad Sónico Porosidad LDT

Porosidad NeutrónPorosidad Verdadera

-156075

D

N

S

T

D= 42.5 N= -1S= 13

T= 0SAL

N >70D >50

S>45

Alta resistividad

Rayos gamma bajosCARBÓN

D= 14 T= 10

S= 13N= 8ARENA

= 10%

CALIZA

= 10%T= N = D= S= 10

DOLOMITA

= 5% T= 5

N= 8

D= -2

S= 0.6

ANHIDRITAT= 0

D= -15.8

N= 0

S= 2

YESOT= 0

D= 21N= 49

S= 3

00151530304545



-15-1560607575

D

N

S

T

D= 42.5 N= -1S= 13

T= 0SAL

N >70D >50

S>45

Alta resistividad

Rayos gamma bajosCARBÓN

D= 14 T= 10

S= 13N= 8ARENA

= 10%

CALIZA

= 10%T= N = D= S= 10

DOLOMITA

= 5% T= 5

N= 8

D= -2

S= 0.6

ANHIDRITAT= 0

D= -15.8

N= 0

S= 2

YESOT= 0

D= 21N= 49

S= 3


Las herramientas de registros en ocasiones responden de manera diferente a las diversas litologías y contenido de fluido en los poros de la roca. Esto puede ser usado para identificar las formaciones. La figura siguiente, resume de manera gráfica el comportamiento de las mediciones en lutita, arena y carbonatos, con las tres herramientas de porosidad, Neutrón compensado, Litodensidad y Sónico.En una lutita no compactada, la porosidad del sónico leerá muy alta, esto debido a que el tiempo de tránsito de la onda sónica es alto, mientras que el neutrón, que mide el contenido de hidrógeno, no está afectado, por lo que lee prácticamente la porosidad real. La porosidad del densidad es casi cero, suponiendo una densidad de 2.65 gr/cc de la lutita.En una arena no compactada con gas, la porosidad sónica sigue siendo alta debido a la no compactación, mientras que la porosidad del neutrón es baja debido a que el gas tiene un bajo contenido de hidrógeno, mientras que la porosidad del densidad es alta debido a que la densidad del fluido contenido en los poros es baja (el algoritmo para cálculo de la porosidad considera la densidad del fluido = 1.0). La porosidad verdadera está entre la porosidad neutrónica y de la densidad.En una arena no compactada con aceite ó agua, la porosidad sónica sigue siendo alta debido a la no compactación, mientras que la porosidad del neutrón y del densidad miden casi igual a la porosidad verdadera.En una arena arcillosa con gas, la porosidad del sónico es alta debido al efecto del gas y la arcilla, mientras que la porosidad del neutrón tiende a ser alta debida a la arcilla pero baja debido al gas. Lo contrario sucede con la porosidad del densidad, el gas tiende a dar lecturas mas altas de porosidad, mientras que la arcilla tiende a bajarlas. El efecto es que la porosidad neutrónica medirá menos y la porosidad del densidad mas (con respecto a la porosidad verdadera).En una arena arcillosa con aceite ó agua, el efecto de la arcilla es: porosidad del sónico alta, porosidad neutrónica alta y porosidad densidad baja.Si la arena es limpia y contiene gas, las porosidades sónica y de densidad tienden a ser altas mientras que la porosidad neutrónica tiende a ser baja por el efecto del gas.En una arena limpia con aceite ó agua, las tres lecturas de porosidad tenderán a ser iguales a la porosidad verdadera de la roca.En un carbonato limpio, se puede observar la misma tendencia en la respuesta de la herramienta que en una arena limpia. Si se tiene presencia de gas, este afectará principalmente la respuesta de la porosidad del neutrón dando lecturas bajas, mientras que el sónico y densidad tienden a dar lecturas altas. Si el fluido contenido en los poros es aceite ó agua, las tres porosidades miden igual.




0153045



Sónico alto debido a no

campactación

Neutrón no afectado por la no-compactación

Supone b lutita = 2650


campactación y gas

LDT alto debido gas

Neutrón bajo debido gas

Lutita no-compactada

Por

osi

dad

llen

a co

n

Tip

o de

po

ro

Lit

olog

ía

cono

cida

Arena limpiano-compactada


campactaciónNeutrón y LDT

OK

Gas

Aceite ó agua

Gas

Aceite ó agua

Gas

Aceite ó agua

Gas

Aceite ó agua

Gas

Aceite ó agua

LDT alto debido al gas y kigeramente bajo debido a la arcilla

Neutrón bajo debido al gas y ligeramente alto debido a la arcilla

Sónico alto debido a gas y

arcilla Arena arcillosa

Inte

rcri

sta

lina

Inte

rcr

ista

lin

a

Inte

rcri

sta

lina

Inte

rcri

stal

ina

Vug

ula

r

Sónico alto debido a la

arcilla

Neutrón alto debido a arcilla

LDT bajo debido a arcilla

Arena limpiacompactada

Sónico alto debido a gas

LDT alto debido a gas

Neutrón bajo debido gas

Sónico OK

Neutrón OK

LDT OK

Arcilla Sónico alto debido

a la arcillaSupone b

lutita = 2650

LDT alto debido a gas

Sónico alto debido a gasNeutrón bajo debido gas

Neutrón OK

Sónico OKLDT OK

Car

bona

to(d

olom

ía ó

cal

iza)

LDT alto debido a gasNeutrón bajo debido gas

Sónico bajo debido a porosidad vugular y alto

debido a gas

LDT OK

Neutrón OK

Sónico bajo debido a

porosidad vugular


Identificación de zonas permeablesLas capas permeables se identifican usualmente de los registros por medio del potencial natural SP ó de la evidencia de invasión (separación de las curvas de resistividad con diferentes profundidades de investigación). La presencia del enjarre detectada con el calibrador del pozo (diámetro leído ligeramente menor que el diámetro de la barrena) es también un indicio de permeabilidad.

Potencial natural SP

Aunque no hay una relación directa entre la magnitud de la deflexión del SP y la permeabilidad, en general, una deflexión negativa (hacia la izquierda) indica una zona permeable (si el lodo es mas dulce que el agua de formación). Se debe considerar lo siguiente:Las deflexiones del SP son reducidas por la arcillosidadLas transiciones del SP están bien definidas en formaciones de baja resistividad (arenas), pero son mas graduales en formaciones altamente resistivas (carbonatos).El SP no es útil en lodos no conductivos.

Separación de curvas de resistividad

Las capas invadidas y por lo tanto permeables se hacen evidentes por la separación de las curvas de resistividad profunda y somera. Esto se debe a que la invasión del filtrado del lodo altera la resistividad de la zona invadida cuando la resistividad del filtrado del lodo, Rmf es diferente a la resistividad del agua de formación, Rw.

Calibrador

Si el pozo está razonablemente en calibre, es decir, sin rugosidades, cavernas, etc., la curva del calibrador nos puede indicar la presencia del enjarre, el cual se forma por el proceso de filtración del lodo a la formación permeable. El calibrador debe ser de una herramienta como el Microesférico y no del densidad que por la presión que ejerce su brazo medidor puede cortar el enjarre.




Invasión muy profunda

0.2 1.0 10 100 1000 2000

SFLILD

ILM

Zona permeable

Zona no permeable

Zona permeable

4 14

SP

Diá. Barrena

Calibrador Invasión muy profunda

0.2 1.0 10 100 1000 2000

SFLILD

ILM

Zona permeable

Zona no permeable

Zona permeable

4 14

SP

Diá. Barrena

Calibrador


Efecto de rugosidad y diámetro del pozo en el Registro de DensidadEn zonas de derrumbe y/o cavernas en el pozo, la lectura de la herramienta de Densidad convencional se ve muy afectada (curva azul entre x870 y x895 metros por ejemplo). En cuanto a la herramienta de Densidad T.L.D. (curva roja en el carril 2), que conforma el Plataforma Express2, sus mediciones correlacionan muy bien con los demás registros gracias a su nuevo diseño mecánico y a su tercer detector compensador B.S., cercano a la fuente de rayos Gamma.

figura 5

2 Equipo SchlumbergerUnidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos

Página 65

Caliper


Arcillas, agua ligada y gas en la herramienta NeutrónLas herramientas de neutrones “ven” todo el hidrógeno en la formación aún cuando alguno no esté asociado con el agua que satura la porosidad de la formación. Por ejemplo, “ve” el agua ligada asociada con las arcillas que por lo general tienen un índice de hidrógeno apreciable; en las formaciones con arcilla, la porosidad aparente derivada de la respuesta de la herramienta de neutrones será mayor que la porosidad efectiva real de la roca del yacimiento.Sin embargo, el gas o hidrocarburos muy livianos generalmente tienen una concentración de hidrógeno considerablemente más baja que varía con la temperatura y la presión. Por lo tanto, cuando el gas este presente a una distancia suficiente al agujero para estar dentro de la zona de investigación de la herramienta, el registro de neutrones lee una porosidad muy baja.Esos dos efectos están reflejados en la figura 6 que corresponde a un registro tomado en la zona de Veracruz, en arenas del Terciario productora de gas. Podemos observar un cruce característico entre las curvas de densidad DPHZ y de neutrón NPHI en la pista dos, entre 2015 a 2017 metros, indicador de presencia de gas en ese intervalo limpio (ref. curva de GR en verde). Además, se observa una medición muy alta del C.N.L. en las zonas arcillosas arriba y abajo del intervalo de arena, con menor efecto en el registro de densidad DPHZ.

Calibre HCAL y RG Porosidad Neutrón NPHI y Densidad DPHZ de 45% a -15%



Efecto de litología en el NeutrónLas lecturas de todos los registros de neutrones se ven afectadas hasta cierto punto por la litología en la matriz de la roca. Los registros de Neutrón compensado por lo general tienen una escala para una matriz de caliza. Si la herramienta de Neutrón se registra en una matriz de arena por pedido del geólogo, conviene ajustar también la escala de la curva densidad de la herramienta de LitodensidadLas porosidades para otras litologías se obtienen de la Carta Por-13b (figura 7) o de otras escalas en los encabezados del registro. Las correcciones del Neutrón compensado sólo se aplican a los registros que se corren en agujeros llenos de fluidos. Cuando el agujero está lleno de gas, el efecto de litología se reduce a un nivel insignificante y la porosidad puede leerse directamente (sujeta a limitaciones).



Efecto de Invasión

En páginas anteriores se describió el proceso de invasión en el cual los fluidos originales cercanos a la pared del pozo son desplazados por el filtrado del lodo de perforación. Mencionamos que la resistividad de la roca dependía del fluido contenido en ella. Es decir de la conductividad del fluido contenido. Si el fluido contenido en los poros es mas salino, esto hace a la formación mas conductiva (menos resistiva), mientras que si el fluido contenido es menos salino ó hidrocarburo, la formación es menos conductiva (mas resistiva).

El proceso de invasión altera el contenido original de fluidos por lo que influye también en la resistividad medida.

Las herramientas de registros tienen una característica que es su profundidad de investigación que significa que tan profundo puede “ver” la herramienta. Un equipo de Inducción doble proporciona tres mediciones: Inducción profunda ILD, Inducción media ILM y Esférica enfocada SFL. Debido a que las tres medidas tienen diferentes profundidades de investigación (Prof. Invest. ILD > ILM > SFL), estarán mas o menos influenciadas por la zona invadida. Si no hay invasión, las tres curvas medirán prácticamente lo mismo (ver figura siguiente). Si la invasión es somera afectará a la medición con menor profundidad de investigación, la SFL, mientras que la ILD e ILM medirán casi igual. Con una invasión moderada, las tres curvas se separan. Cuando la invasión es profunda, la separación entre las tres curvas se hace mas pronunciada.




-80.0 20.0(mV)

SP

0.2 2000(OHM)

SFL

(OHM)ILD

(OHM)

ILM

0.2 2000

0.2 2000

Sin invasión

Invasión somera

Invasión moderada


-80.0 20.0(mV)

SP

0.2 2000(OHM)

SFL

(OHM)ILD

(OHM)

ILM

0.2 2000

0.2 2000

Sin invasión

Invasión somera

Invasión moderada



INTERPRETACIÓN EN FORMACIONES LIMPIAS

Introducción

Una completa evaluación de una formación limpia (es decir, libre de arcilla) requiere de muchos pasos e involucra muchos pasos así como múltiples cálculos y técnicas complejas. Adicionalmente, existe una variedad de suposiciones que deben hacerse durante el análisis. El número de pasos involucrados dificulta recordar las veces en la cual los pasos deben ser realizados. Esta sección proporciona ciertas guías que deben seguirse cuando se analiza una formación limpia, y presenta una secuencia ordenada por la cual tal análisis debe ser realizado.

Cuando se toma una decisión sobre la capacidad productora de una zona almacenadora de hidrocarburos, se debe considerar toda la información disponible. Los valores solo de saturación de agua (Sw) no deben ser los factores determinantes. Recuerde que la saturación de agua no es un reflejo de la relación de agua a hidrocarburos que serán producidos del yacimiento. Es simplemente la proporción relativa de agua a hidrocarburos que existe en el espacio poroso del yacimiento. No existen guías seguras para determinar qué constituye "buenos" y "malos" valores para saturación de agua. Considere las respuestas de los registros y cualquier otra información que pueda estar disponible.

Pasos para la interpretaciónEn la siguiente secuencia se reúnen los pasos necesarios para hacer una interpretación en formaciones limpias:

Paso Observaciones1 Control de calidad Se deberá efectuar siempre2 Correlación de profundidad Registro base: Resistividad3 Identificación y espesor de capas SP, GR, , pozo en buen estado4 a) Convertir Rm, Rmf y Rmc a

condiciones de pozoLa temperatura depende de la profundidad de la capa

b) Seleccionar niveles y leer valores de los registros

h > 2 m, registros estables, pozo en buen estado

5 Correcciones ambientales Analizar cada registro6 Determinar Rt y Rxo Con 3 curvas de resistividad7 Determinar el valor de Rw Elegir métodos adecuados8 Validar los registros Elegir métodos adecuados9 Evaluar litología y porosidad Densidad, Neutrón, Sónico10 Calcular saturaciones Ecuación de Archie



1. Antes de iniciar la interpretación de la información obtenida a través de los registros se deberá efectuar un control de calidad para asegurar que los datos sean correctos. Este control de calidad consiste en la inspección visual del registro, especialmente de la sección donde se hará la interpretación. La calibración de la herramienta puede indicarnos si esta funcionó adecuadamente. También se debe comprobar la litología con la respuesta de la herramienta. Si se dispone de otros registros en ese mismo intervalo se deben correlacionar para verificar que la respuesta es la misma. Además, si se cuenta con registros de pozos cercanos, comparar la respuesta de los registros. En resumen, además de hacer una inspección visual del registro verificando que sus datos estén correctos y completos, este paso consiste en hacer una interpretación cualitativa de los registros, verificando el estado del agujero a través del calibrador, identificando las zonas limpias y arcillosas, intervalos permeables, tipo de formación, calizas, arenas, lutitas, dolomías, anhidrita, yeso, sal, etc.

2. Tomando como base el registro resistivo (Inducción ó Doble laterolog), verificar que todos los registros estén a la misma profundidad, en caso contrario deberá tomarse en cuenta la diferencia de profundidad.

3. Del potencial espontáneo, rayos gamma ó la curva de porosidad definir el espesor del intervalo de interés. Esta medida deberá hacerse en un tramo de pozo en buen estado. (ver calibre de pozo)

4. Los valores de resistividad del lodo, filtrado y enjarre son obtenidos en superficie por lo que se deberán llevar a condiciones de fondo. Si se cuenta con la medida de la temperatura en el intervalo de interés usar este valor, sino calcularlo con la fórmula correspondiente. Leer los valores de las curvas de los registros en zonas previamente escogidas en tramos estables y bien definidos.

5. Las lecturas de los registros son mas o menos afectadas por las condiciones ambientales (temperatura, presión, salinidad del lodo, diámetro de agujero, etc.) por lo que se deberán aplicar las correcciones ambientales mediante el uso de las gráficas adecuadas.

6. La resistividad verdadera de la formación, Rt y de la zona invadida, Rxo; se obtienen de los registros de Resistividad, pero es necesario usar las curvas con diferentes profundidades de investigación para poder compensar el efecto de la zona alterada por el lodo de perforación. Existen gráficos que nos permiten obtener Rt ó Rxo, además del diámetro de invasión. Si la invasión se considera pequeña, se podría considerar que Rt es igual a la resistividad obtenida con la curva con mayor profundidad de investigación.

7. Sería preferible obtener el dato de Rw mediante una medición directa, hay métodos para derivar Rw a partir del análisis químico de la solución. La resistividad del agua de formación se puede obtener a partir de uno ó varios métodos. Uno de ellos es mediante la lectura del SP. Este método es aplicable principalmente en arenas y cuando se tienen zonas limpias y arcillosas bien definidas. Otro método se denomina de resistividad mínima del agua, en donde se busca una zona limpia y a partir de la Rt y las lecturas de porosidad se infiere la Rw.

8. Seleccionar los registros que se usarán en la interpretación, validando que sus respuestas, especialmente en la zona de interés, sean confiables.

9. Con los registros de Neutrón compensado, Densidad compensada y Sónico de porosidad determinar la litología y porosidad. Para esto, se pueden usar los gráficos cruzados adecuados.

10. Una vez que se cuente con la Resistividad del agua de formación, Rw, la Resistividad verdadera de la formación, Rt, la porosidad efectiva, así como algunas constantes, evaluar



la saturación de agua Sw, por medio de la fórmula de Archie. Conociendo Sw, despejar la saturación de hidrocarburos.

Es recomendable verificar la congruencia de los resultados obtenidos en cada paso, si por alguna razón, el resultado pareciera no ser correcto, revisar algunos datos importantes como Rw, ef, Rt.Algunos parámetros usados en las fórmulas tienen que ser seleccionados por el interpretador. El exponente de cementación, m, de la fórmula de factor de formación de Archie, el exponente de saturación n de la ecuación de saturación de Archie y otros deben ser correctamente seleccionados utilizando la mayor información posible del yacimiento.

Diagrama de flujo de los pasos de interpretación para formaciones limpias:

Descripción de pasos y secuencia

del proceso

Interpretación de los registros de porosidad

Resistividad del agua de formación y de

rocas invadidas

Interpretación de registros de porosidad y cálculo de

saturacionesValores obtenidos de

la lectura de los registros

b, t, NL SP, Rwamin y Rt / RxoILD, ILM, SFLU y MSFL

óLLD, LLS y MSFL

Interpretación de la lectura de los

registrosResultados

intermedios de la interpretación

Rw Rt y Rxo

Continuación de la interpretación

Resultados de la interpretación

F RO y ROZL Sw y Sxo

Parámetros auxiliares necesarios

Parámetros a ser seleccionados por el

intérpretea y m Rmf n

Información adicional necesaria

Ecuaciones utilizadas en los

cálculos

Humble:

F = a / m

Definición de F:

F = Ro / RwF = Rozl / Rmf

Archie:

Swn = Ro / RtSxon = Rozl / Rxo



Información obtenida de los registrosLa tabla siguiente nos muestra que herramienta de registros permite obtener los parámetros primarios para la interpretación:


Parámetro a medir Curvas Equipo Observaciones

Rt RID Doble Inducción fasorialAdecuado en formaciones de baja resistividad R<500 ohms. Puede usarse en lodos a base de aceite

LLD Doble LaterologPara formaciones de alta resistividad, carbonatos.

Rxo RIM, RSFL Doble Inducción fasorial

MSFL Microesférico enfocadoNormalmente se combina con el doble laterolog

DPHI Litodensidad compensadoCalcula la porosidad a partir de la densidad medida. Es afectado por rugosidad del pozo

NPHI Neutrón compensado

Calcula la porosidad a partir de la relación de conteo de 2 detectores. Es afectado por gas

SPHI Sónico digital

Calcula la porosidad a partir del tiempo de tránsito de una onda de sonido en la pared de la formación. Tiende a ignorar porosidad secundaria

Vsh SP

Doble Inducción fasorial, Doble laterolog

GR Rayos gamma

GREspectroscopía de Rayos gamma

Permite obtener un análisis del contenido de material radiactivo, U, K y T; pudiendo de esta manera obtener un rayos gamma corregido

Rw SPDoble Inducción fasorial, Doble laterolog

Adecuado en formaciones de arenas

Rxo / RtVer arriba con que equipos se obtiene Rxo y Rt


Determinación de Rw por el método de inversión de Archie

La determinación de un valor para la resistividad del agua de formación (Rw) a partir de registros no siempre proporciona resultados confiables; sin embargo, en muchos casos, los registros proporcionan el único medio de determinar Rw. Dos de los métodos más comunes para determinar Rw a partir de registros son el método de inversión de Archie y el método SP.

El método de inversión de Archie para determinar Rw trabaja bajo la suposición de que la saturación de agua (Sw) es 100%. Es necesario, además, que el método de inversión de Archie sea empleado en una zona que obviamente está mojada. Además, es deseable calcular Rw con el método de inversión de Archie a partir de una formación limpia con relativamente alta porosidad.

Una vez que se localiza una zona limpia y porosa, las suposiciones litológicas deben hacerse acerca de la formación a fin de seleccionar los valores apropiados del exponente de cementación (m) y el factor de tortuosidad (a) para usar la ecuación. Esta estimación debe estar complementada por un vistazo a los registros, lo que quiere decir, a una combinación de curvas de rayos gamma, porosidad y Pe. La resistividad del agua de formación calculada por el método de inversión de Archie (Rwa) depende de la litología; sin embargo, Rwa calculado para una litología puede ser usado para los cálculos de saturación de agua (Sw) en una zona de diferente litología. Por ejemplo, Rwa puede ser determinado para una arenisca y este valor puede ser usado entonces en la ecuación de Archie para calcular la saturación de agua (Sw) en una caliza, en el entendido que las correcciones por temperatura son hechas. Esta es una de las muchas suposiciones que deben hacerse en las aplicaciones de análisis de registros.

Determinación de Rw a partir del SPEn formaciones limpias es posible encontrar una zona donde las lecturas del SP nos permitan derivar la Rw. Esto se logra a partir de la ecuación del potencial espontáneo estático:

En donde:Rmfe Resistividad equivalente del filtrado del lodoRwe Resistividad equivalente del aguaK Constante que depende de la temperatura

Para derivar el valor de Rw a partir de las lecturas del SP, es necesario contar con algunas mediciones del lodo de perforación. Estas mediciones las realiza el ingeniero



operador de la Unidad de Registros a partir de una muestra de lodo tomada en superficie:

Rm Resistividad del lodo de perforación

Rmf Resistividad del filtrado del lodo de perforación

Rmc Resistividad del enjarre del lodo de perforación

En lodos predominantemente salinos, la Rmfe se determina como sigue:a) Si Rmf a 75 °F (24 °C) es mayor de 0.1 ohm-m, usar Rmfe = 0.85 Rmf, corrigiendo

antes el valor de Rmf mediante la fórmula:

R2 = R1[(T1 + 6.77) / (T2 + 6.77)] en °FR2 = R1[(T1 + 21.5) / (T2 + 21.5)] en °C

b) Si Rmf a 75 °F (24 °C) es menor de 0.1 ohm-m, usar la carta ó gráfica SP-2 para derivar Rmfe a temperatura de formación.El valor de la constante K se obtiene mediante las fórmulas:

K = 61 + 0.133 T , T en °FK = 65 + 0.24 T , T en °C

La Rwe se determina por medio del gráfico SP-1 y SP-2 ó despejando de la ecuación (¿):

Con el valor de Rwe y la temperatura de formación se entra en el gráfico SP-2 para obtener Rw.



Determinación de Rweq del ESSP

Formaciones limpias

Grafico SP-1



Rw versus Rweq y temperatura de formación

Gráfico SP-2



Ejemplo de Aplicación de la Ecuación de Archie

Los siguientes ejemplos son trabajados con respecto al registro mostrado en la Figura 1.5. Se supuso que cualquier zona de interés es caliza.

Observando primero la resistividad en el registro, uno puede inferir que las áreas de alta resistividad (8515 y 8610) indican zonas conteniendo hidrocarburos. Las áreas con baja resistividad (8535 y 8710) contienen agua de formación conductiva. Esos axiomas no siempre son correctos debido a que una alta resistividad en una formación puede ser causada por ausencia de porosidad. Así, las secciones de mayor porosidad (8515 y 8710) deben ser de mayor interés que aquellos con menor porosidad (8610). Las áreas con líneas planas que se encuentran entre las zonas de interés, se supone que son zonas arcillosas no-productivas.

Para obtener valores optimistas de Rw, se debe seleccionar una zona que contenga preferencialmente 100% de agua, para los cálculos. Esta zona de tener baja resistividad y relativamente alta porosidad. Hay dos zonas obvias que ajustan esos criterios (8535 y 8710). La zona a 8710 tiene mayor porosidad; sin embargo, la zona a 8535 está en una proximidad muy cerrada a la zona de hidrocarburos, justo arriba de ella a 8515. El valor de Rw de esta zona mojada probablemente ajusta muy bien al valor de Rw de la zona de hidrocarburos ya que ellos ocurren virtualmente a la misma profundidad. Una nota mas pesimista, sin embargo, esta zona mojada superior (8535) puede contener algo de hidrocarburos ya que la zona mojada y la zona de hidrocarburos ocurren en la misma unidad litológica porosa. Debido a que las dos zonas mojadas están presentes, los valores de Rwa deben ser calculados para ambas, y el menor de esos dos valores debe ser usado para obtener resultados de saturación de agua (Sw) más optimistas.

La litología de las zonas de interés ha sido dada como caliza. Así, para todos los cálculos, los valores apropiados de exponente de cementación (m) u factor de tortuosidad (a) deben ser supuestos. En este caso, para caliza, a=1.0 y m= 2.0.

| Figura 1.5. Ejemplo de registro.



Cálculo de Rw por el método de inversión de Archie

a 8535

a 8710

Existen varias posibles explicaciones para la variancia en los valores calculados de Rwa. Los dos valores más bajos (a 8710) pueden ser posiblemente el resultado de una zona mojada más limpia. También puede ser el resultado de agua a 8710 teniendo una salinidad completamente diferente que el agua a 8535. Mas que deseado, el mayor valor (a 8535) resulta del hecho que la zona mojada probablemente contiene hidrocarburos residuales de la zona superyacente.

La decisión de cuál valor de Rwa usar en el cálculo de la saturación de agua debe basarse en la experiencia, sentido común y deducciones lógicas. Todas las condiciones discutidas antes deben ser consideradas.

En cualquier caso donde Rw pueda ser calculado en diferentes zonas o por diferentes métodos, el valor calculado más bajo de Rw (dentro de lo razonable) debe ser usado a fin de obtener valores calculados más optimistas (bajos) de

saturación de agua. Esta es una suposición crítica!

Para propósitos de este ejemplo, será usado el valor más bajo de resistividad de agua a 8710 (Rw = 0.038 -m). Este valor, ya que es el más bajo de los dos, producirá valores más optimistas de saturación de agua.

Una vez que se ha establecido un valor razonable para Rw para una zona, debe ser corregido por temperatura a la profundidad que le corresponde, dependiendo de las diferencias de profundidad entre su origen y su implementación.

Cálculo de Rw usando el SP

1. Obtener ESSP del registro SP:



a) En la figura 6, las lecturas del SP se obtienen de la siguiente manera::

b) Trazar la línea base de lutitas. Esta línea corresponde con la deflexión mas a la derecha del SP en el carril # 1

c) Trazar la línea de arenas. Esta línea corresponde con la deflexión mas a la izquierda del SP en el carril # 1.

d) Anotar la diferencia en mV entre las dos línea sy esto corresponderá al Potencial espontáneo estático, ESSP. Observar cuantos mV se tienen por cada división del carril #1. En la figura 6, tenemos una escala de 10 mV / división; por lo que ESSP es de -72 mV.

2. Calcular Rmfe:

a) Anotar el valor de Rmf del encabezado del registro y la temperatura a la que se tomó la muestra. En este caso, Rmf = 0.6 ohm –m a 25 °C

b) Calcular Rmf’ a temperatura de formación. Ya que la muestra se tomó a temperatura ambiente, es necesario, trasladar su valor a temperatura de formación, para este caso, la temperatura de formación es de 75 °C, por lo que:

R2 = R1[(T1 + 21.5) / (T2 + 21.5)] en °C

Rmf’ = 0.6[25 + 21.5) / (75 + 21.5)] = 0.289 ohm – m

c) Obtener Rmfe. En este caso, Rmf > 0.1 ohm-m, por lo que:

Rmfe = 0.85 * Rmf’ = 0.245

3. Calcular K:

K = 65 + 0.24 T , T en °C

K = 65 + 0.24*75 = 83

4. Calcular Rwe:

= = 0.033 ohm -m

5. Del gráfico SP-2, obtener Rw:

a) Con los valores de Rwe = 0.033 –m y la temperatura de formación, 75 °F, entrar en el gráfico SP-2, donde se obtiene, Rw = 0.039 -m



Cálculos de Sw

Ahora pueden ser evaluadas zonas potenciales de hidrocarburos usando el valor de Rw que fue establecido previamente. Las formaciones con contenido de hidrocarburos son típicamente caracterizadas por altos valores de resistividad y porosidad, nuevamente por el comportamiento no conductivo del aceite y el gas. Existen dos zonas ilustradas en la Figura 1.5 que ajusta esos criterios --8515 y 8610. La zona a 8610 tiene muy baja porosidad; su alta resistividad resulta del hecho que hay poca agua en los poros disponible para conducir la corriente. La zona a 8515 tiene buena porosidad (~28%), y garantiza mayor investigación.

Cuando tomamos valores medidos de un registro para usarlos en la ecuación de Archie, se desea seleccionar una profundidad simple mas que un promedio de valores a lo largo de una zona. En el curso de una interpretación real habrá muchas formaciones atractivas. En cualquier formación simple, un analista puede seleccionar varias profundidades a las cuales calcular la saturación de agua (Sw). Ya que las zonas en el registro de ejemplo están bien definidas, sólo dos cálculos se requieren, uno por zona.

a 8515

= 0.3113 o 31.1% de saturación de agua

a 8610

= 0.7473 or 74.7% de saturación de agua



Indicadores de Permeabilidad

Buscando en un registro zonas con alta porosidad y alta resistividad nos puede conducir a un número de formaciones atractivas. Sin embargo, la presencia de alta porosidad y alta permeabilidad no necesariamente significa que una formación que contiene hidrocarburos producirá realmente esos hidrocarburos (especialmente sin estimulación o fracturamiento hidráulico). Sin datos de un Probador de Formaciones o un Registro de Imágenes de Resonancia Magnética, se carece de estimaciones de permeabilidad. La permeabilidad se refiere a la habilidad de una formación para transmitir los fluidos que contiene a través de la red de poros existente y es un requerimiento fundamental de un yacimiento productor.

El Potencial Espontáneo, además de proporcionar una estimación cualitativa de la permeabilidad, puede también ser usado para determinar un valor de la resistividad del agua de formación (Rw).

Un indicador de permeabilidad (en este caso la respuesta de SP) para el registro presentado en la Figura 1.5 puede aparecer como la curva mostrada en la pista 1 de las Figura 1.6. El SP a menudo responderá en tal forma que refleje la misma tendencia que la porosidad; sin embargo, este no es siempre el caso. Deflexiones negativas de la curva SP se usan como indicadores cualitativos de permeabilidad. Las zonas permeables en este registro de ejemplo (Figura 1.6) están indicadas en 8500 a 8535, 8595 a 8610, y 8680 a 8720. La zona responsable de la deflexión SP más amplia (8700) no es necesariamente la zona más permeable. Igualmente, el que la zona a 8500 exhiba menor deflexión SP que la zona a 8700, no significa que tenga menos permeabilidad que la zona mas profunda de las dos formaciones. Mientras la presencia de una deflexión negativa de SP puede ser un indicador de permeabilidad en una zona particular, la ausencia de deflexión alguna no es indicador de ausencia de permeabilidad.

Figura 1.6. Ejemplo de registro ilustrando

el indicador de permeabilidad (curva SP) en la Pista 1.



Si la permeabilidad no es evidente en un registro, la evaluación de las curvas de porosidad y resistividad pueden aun resultar en cálculos de baja saturación de agua. Dependiendo de la geología y el tipo de herramienta utilizada para indicar la permeabilidad, pueden ser necesarios el fracturamiento hidráulico u otro método de tratamiento para producir los hidrocarburos.

La localización de zonas permeables usando la respuesta SP es un primer paso importante en cualquier programa de análisis "rápido".

Notas Adicionales acerca de la Resistividad del Agua de Formación

La determinación de un valor aproximado de la resistividad del agua de formación (Rw) a partir de registros es a menudo difícil, y generalmente no es directa como se presentó en los ejemplos. Una zona que supone estar 100% saturada de agua puede, en realidad, no estarlo. La presencia de hidrocarburos puede eliminar cualquier deflexión de SP, resultando en cálculos erróneos. Además, en una formación lutítica arcillosa, los minerales de arcilla pueden atrapar agua de formación resultando en resistividades anormalmente baja. Tal vez la situación más peligrosa es suponer que una zona sea mojada cuando realmente contiene hidrocarburos. Esta mala interpretación resultará en errores compuestos en el proceso de análisis de registros.

Cuando sea posible, es mejor calcular la resistividad del agua de formación (Rw) usando una variedad de métodos a diferentes profundidades. Los resultados pueden entonces ser ordenados y comparados para revelar el "mejor pico" para el yacimiento. En un esfuerzo por ser optimistas en el cálculo de la saturación de agua (Sw), es generalmente benéfico para obtener el menor valor (dentro de lo razonable) para la resistividad del agua de formación (Rw). El promedio mundialmente utilizado para la resistividad del agua de formación son corrección por temperatura es 0.05 -m.



Ejemplo adicional de Cálculo de Rw

El registro para este ejemplo de cálculo se ilustra en la Figura 1.8. El objetivo es determinar un valor apropiado para Rw a partir del registro. Podría suponerse que cualquier zona de interés es arenisca.

Definición de la zona de interés

La única deflexión SP ventajosa ocurre de 2775m a 2830m. Dentro de esos límites hay dos zonas definidas de interés. La zona superior (2790m) tiene baja resistividad y alta porosidad, y es una selección ideal para cálculos de Rw suponiendo 100% de saturación de agua. La zona inferior (2815m) tiene alta resistividad y alta porosidad, haciéndola un candidato deseable para almacenamiento de hidrocarburos.

Figura 1.8. Registro ejemplo de Resistividad y Porosidad



Determinación de Rw con el Método Inverso de Archie

Debido a que la litología de la formación de interés es una arenisca y la porosidad de la zona a 2790m es mayor de 16%, los valores del factor de tortuosidad (a) de Humble y el exponente de cementación (m) pueden ser supuestos.

a = 0.62, m = 2.15

Métodos "Rápidos" en el Análisis de Registros

Antes de calcular la saturación de agua para cualquier zona, es necesario leer un registro y localizar las zonas favorables que garanticen mayor investigación. Esto es cierto no solo para zonas que contienen hidrocarburos, sino también para zonas que contienen agua. Esto a menudo se refiere como”escaneo" de un registro. Hay ciertas respuestas que deben ser observadas, y esas respuestas pueden indicar donde una zona es almacenadora de hidrocarburos o agua.

El análisis "Rápido" de registros emplea escaneo para localizar las zonas potenciales de interés, y también emplea los conceptos y procedimientos básicos considerados a lo largo de este texto. El objetivo de desarrollar un análisis "rápido" es producir valores rápidamente de saturación de agua para zonas que parecen interesantes en un registro. Es importante recordar que en el análisis "rápido" no se aplican las correcciones ambientales. Así, los valores de saturación de agua obtenidos durante un análisis "rápido" pueden no ser tan aproximados como aquellos determinados a profundidad y con análisis e interpretación detallada de registros.

Cuando se realiza un análisis "rápido" --que debe ser el primer paso de cualquier investigación detallada --seis preguntas deben plantearse cuando al considerar dónde una zona es potencialmente productiva.

1. Qué valor será usado para Rw?

2. Cuáles son las litologías de las zonas de interés?

3. Están "limpias" las zonas que contienen hidrocarburos (libre de arcilla)?

4. Hay suficiente porosidad en la zona?

5. Es la resistividad satisfactoria en las zonas?

6. Son las zonas permeables?



La metodología particular por la cual un individuo realiza un análisis "rápido" puede variar, aun así debe dirigirse hacia la solución de las seis preguntas indicadas arriba. Debe haber un orden y consistencia al método. Una sugerencia a la aproximación "rápida" se muestra en los siguientes párrafos.

Identificar los Indicadores de Permeabilidad

Lea los indicadores apropiados de permeabilidad con el registro. Este puede incluir el SP, Microlog, Caliper y aun perfiles de resistividad en la zona de invasión. Marcar sobre el registro todas las zonas que exhiben permeabilidad potencial, independientemente que existan almacenados hidrocarburos o agua. Este debe ser siempre el primer paso de un análisis "rápido", particularmente con conjuntos de herramientas de Inducción de Alta Resolución.

Determinación de la Resistividad del Agua de Formación (Rw)

Si se cuenta con estos datos, entonces la fuente está definida. Si no, entonces puede ser necesario calcular Rw a partir de registros. Localice una zona relativamente limpia de suficiente porosidad almacenando agua y determine Rw usando el método inverso de Archie y / o métodos SP. Si se localiza mas de una zona con agua, entonces se debe calcular Rw para todas las zonas. Tabule los resultados y seleccione el menor valor de Rw para futuros cálculos, recordando que los menores valores de Rw (dentro de lo razonable) producirán valores más optimistas de saturación de agua (Sw).

Determinación de la Porosidad y Resistividad de Zonas

Una vez que que se ha localizado la zona permeable, las curvas de porosidad y resistividad deben checarse para ver si la relación entre ellas indica la posible presencia de hidrocarburos. Esas curvas deben ser consideradas juntas, y no una con respecto a la otra. Recuerde que es enteramente posible para una zona que exhiba un aumento en resistividad debido a una disminución en porosidad. Además, sin considerar todos los datos, es posible mal identificar una zona compacta como potencialmente productiva.

La mayoría de los registros de porosidad presentarán dos curvas de porosidad --porosidad densidad (D) y porosidad neutrón (N). Ambas curvas reflejan la porosidad de la formación, pero las diferencias en sus valores dependen de las diferentes formas en la cual se hacen sus respectivas mediciones.

La ecuación de Archie proporciona solo un valor de porosidad, asi que es necesario calcular la porosidad con gráfica cruzada antes de calcular la saturación de agua. La porosidad con gráfica cruzada es sopesada en promedio de los dos valores, y con ello se calcula por la ecuación de abajo.



Porosidad Gráfica Cruzada

Una determinación rápida de porosidad de grafica cruzada puede hacerse estimando la porosidad "dos tercios". Esto se hace visualmente estimando la distancia a dos tercios entre la curva de porosidad mínima y la curva de porosidad máxima. Para propósitos de revisión rápida, el uso de estimar visualmente la porosidad estimada es suficiente para hacer cálculos de saturación de agua.

Determinación de la Litología de la Formación

La información de la litología puede ser determinada de diferentes maneras, la más básica de las cuales es examinar la respuesta de varias curvas. Para propósitos rápidos, las curvas mas útiles para determinación de litología son rayos gamma, Pe, resistividad, y una combinación de porosidad neutrón y porosidad densidad. Una vez determinada la litología de la zona, los parámetros necesarios (a y m) pueden ser seleccionados para cálculos de saturación de agua.

Determinación de Limpieza de la Formación

Una preocupación adicional es la limpieza de la formación la cual se refiere a la cantidad de arcilla presente. Todos los tipos de formación --arenisca, caliza y dolomía--pueden contener minerales de arcilla ("lutita"). La presencia de los esos minerales arcillosos afecta las respuestas de ciertas herramientas --dígase, herramientas de resistividad y porosidad --y pueden resultar en una formación productora mirada como almacenadora de agua. El grado de arcillosidad de una formación puede ser juzgado a partir de la repuesta de rayos gamma. En general, In general, la respuesta mas baja de rayos gamma de una zona porosa, menor será la cantidad de arcilla ("formación limpia"). Este juicio requiere de alguna cantidad de experiencia y conocimiento en el área, y en una sección posterior de este texto dirigido hacia métodos más detallados de análisis de arenas arcillosas.

Cálculo de la Saturación de Agua

La saturación de agua puede ahora ser calculada para aquellas zonas que aparecen como almacenadoras de hidrocarburos. Recuerde que este valor no es un reflejo de la relación de agua a hidrocarburos que serán producidos del yacimiento. Es simplemente la proporción relativa de agua a hidrocarburos en la porosidad de la formación. No existen guías seguras para determinar que constituyen valores "buenos" y "malos" de saturación de agua. Este juicio requiere de experiencia y conocimiento local.



Gráfica Cruzada de Porosidad y Litología (CP)

Dos de los usos más importantes de los datos de registros son los de proporcionar información de porosidad y litología para propósitos de cálculo de la saturación de agua (Sw). La porosidad es vital en eso, ya que es un parámetro de entrada en la ecuación de Archie. El conocimiento de la litología es útil ya que proporciona al analista la información necesaria para hacer una determinación a partir de la cual utilizara valores del factor tortuosidad (a) y exponente de cementación (m).

Existen una variedad de métodos -- visuales, matemáticos y gráficos -- usados para determinar la porosidad de la formación . Las mediciones de porosidad tomadas a partir de registros son raramente adecuadas para el uso en el cálculo de la saturación de agua. Una vez que la porosidad neutrón es corregida por efectos ambientales, el analista usualmente esta enfrentado a dos valores de porosidad -- porosidad-neutrón y porosidad-densidad --. Sin embargo, los cálculos de saturación de agua con Archie requieren solamente un valor de entrada para porosidad.

Porosidad Dos Tercios (Two-Thirds Porosity)

Un método para estimar visualmente un valor de porosidad para usarse en la ecuación de Archie es conocido como Porosidad Dos Tercios ("two-thirds"). Este método simplemente involucra la estimación leída a dos tercios de la distancia entre la lectura de porosidad más baja y la lectura de porosidad más alta, así este valor se toma para ser usado en la ecuación de Archie. Este método puede ser usado independientemente del tipo de matriz considerado (p. ej.: caliza, arenisca, dolomía) para calcular la porosidad.

Independientemente de la selección del tipo de matriz, Porosidad Dos Tercios puede suponerse que refleja la porosidad aproximada de una formación de cualquier litología. La razón de tomar dos tercios de la distancia entre las lecturas de porosidad más que un simple promedio es la de aproximar más el valor que podría ser calculado por la ecuación de porosidad de la gráfica cruzada (discutida abajo). Algunos analistas prefieren tomar un simple promedio de las dos mediciones.

Una limitación importante en la estimación de la porosidad dos-tercios es la presencia de gas. Debido a que el gas afecta la porosidad neutrón más que a la porosidad densidad, cualquier rutina que promedie podría contener un error. Afortunadamente, en presencia de gas, la porosidad densidad y neutrón se compensan parcialmente una a la otra. Esta limitación debe mantenerse en mente cuando se aplica el método. Además, esta aproximación debe ser hecha con precaución donde está presente la anhidrita. Debido a la alta densidad de la anhidrita (b = 2.98g/cc), la porosidad densidad a menudo leerá demasiado bajo (en algunos casos, negativo). Promediando los métodos, además, resultará en un valor de porosidad de la formación que es bastante bajo.



Porosidad Gráfica Cruzada

Otro método para obtener un valor simple para porosidad a partir de datos de porosidad densidad y porosidad neutrón es con el uso de la ecuación de la porosidad de gráfica cruzada (cross-plot porosity).

El valor obtenido de esta ecuación puede suponerse que representa la porosidad real de la formación, independientemente de cuál valor se utilizó para la matriz con los registros. Estos promedios pesados resultan en valores similares a aquellos obtenidos estimando visualmente los dos tercios de la porosidad de la formación.

Nuevamente, una limitación importante en el uso de este método es la presencia de gas y anhidrita. Esas circunstancias crearán una situación en la cual los valores de la porosidad obtenida a partir de la gráfica-cruzada no es una aproximación exacta de la porosidad de la formación. En casos donde la porosidad neutrón lee valores negativos (común en yacimientos de dolomía anhidrítica), algunos analistas prefieren usar un simple promedio de valores de densidad y neutrón como se ilustra abajo.

Yacimientos de Mineralogía Compleja

La mayoría de las formaciones almacenadoras de aceite y gas están compuestas de rocas sedimentarias, a diferencia de las rocas ígneas y metamórficas. Las rocas sedimentarias, como su nombre lo indica, están compuestas de diferentes tipos de sedimentos que han sido depositados en algún punto de acumulación, posiblemente la base de algún océano antiguo o un canal fluvial. Después de algún periodo de tiempo geológico, muchas de tales capas de sedimentos pueden acumularse. Las fuerzas tectónicas impuestas sobre las capas subyacentes resulta en la compactación y cementación de los sedimentos consolidados hasta formarse las rocas sedimentarias.

Por volumen, se estima que las rocas sedimentarias constituyen solo el 5% de la litósfera conocida (los 16 kilómetros de espesor de la corteza exterior de la tierra), mientras que las rocas ígneas y metamórficas constituyen el 95%. Sin embargo, las rocas sedimentarias cubren el 75% del área total de tierra sobre los continentes, con las rocas ígneas y metamórficas cubriendo el resto. Es evidente, además, forman solamente una muy delgada porción sobre la superficie terrestre.

Para propósitos de esta discusión, las rocas sedimentarias pueden ser subdivididas en dos categorías primarias: clásticos y carbonatos. Esas categorías comprenden los tres tipos de roca de los yacimientos productores más comunes: areniscas, calizas y dolomías. La



composición, lugar de origen, y tamaño de grano de los sedimentos individuales de una roca están entre los factores que determinan la identidad de la roca.

Rocas sedimentarias

Clásticas Carbonatos

Areniscas/Domos salinos Calizas

Arcillas Dolomías

Rocas Clásticas Sedimentarias

Los sedimentos clásticos son aquellos producidos por intemperismo y afallamiento de rocas pre-existentes. Esas partículas, habiendo sido derivadas desde algún otro punto de acumulación, son transportadas, reagrupadas, y modificadas por movimiento de fluidos tales como agua o aire. Su depositación normalmente es en capas horizontales sucesivas. Las formaciones sedimentarias clásticas son típicamente areniscas y arcillas. Además de ser diferentes en composición, esos dos tipos de roca también difieren dramáticamente en tamaño de grano. Esta combinación de similitudes (origen) y diferencias (tamaño de grano) producen formaciones que contienen combinaciones de arenisca y arcilla. Debido a que la arcillosidad afecta tanto la característica de la formación como la respuesta de los registros.

Las areniscas se componen principalmente de cuarzo, feldespato y mica. En muchas formas de arenisca, el cuarzo constituye el 90% de la fracción detrítica de la roca. Por esta razón, muchas cartas se refieren a las formaciones de arenisca simplemente como "cuarzo".

Rocas Sedimentarias Carbonatadas

Las formaciones de Carbonatos son generalmente marinas en origen y compuestas principalmente de granos de esqueleto y o precipitados marinos. Esos constituyentes con producidos dentro de la región de acumulación y no son formados por detritos intemperizados o afallamiento de rocas pre-existentes. Las formaciones carbonatadas productoras típicamente incluyen calizas y dolomías. La principal diferencia entre esos dos tipos de roca es el mecanismo de origen. En términos de composición, el término "caliza" es usado para aquellas rocas en la cual la fracción de carbonato (predominantemente calcita: CaCO3) supera la fracción no carbonatada. El término "dolomía" implica que la fracción principal de carbonatos está compuesta primordialmente de carbonato de calcio-magnesio (CaMg(CO3)2). Debido a que la fracción carbonato en si misma puede diferir dramáticamente, y el porcentaje de material no carbonatado puede acercarse al 50%, algunos términos aplicados a tales formaciones generalmente podrían ser confusos (p ej.: caliza dolomítica, dolomita calcárea, etc.).



Gráfica de Identificación de Minerales (MID Plots)

Cuando se sospecha de litología compleja y la exactitud es de la mayor importancia, existen varias técnicas de identificación de minerales que se pueden usar. En los ejemplos previos del uso de cartas de Gráfica Cruzada, datos de dos mediciones de registros (p.ej.: b y N, b y t, ó N y t) pueden ser usados para identificar litologías con solo dos miembros. Con el uso de una carta que incluya una tercer medición (p.ej.: e.g., Pe), se puede obtener una identificación más aproximada y detallada. En esta discusión serán consideradas dos técnicas de tales gráficas "tres-minerales": Umaa versus maa, y maa versus tmaa.

La determinación exacta de la litología puede ser necesaria por una variedad de razones:

a) La porosidad pueden ser valores cercanos a pruebas de laboratorio (~5%); así, se desea obtener valores más aproximados a partir de registros. La dolomía y arcilla, por ejemplo, ocasionan separaciones similares entre las curvas de porosidad-neutrón y porosidad-densidad, basados en una caliza, pero la porosidad efectiva se calcula de manera diferente para cada caso.

b) Formaciones compactas (low porosity) a menudo requieren acidificación o fracturamiento con ácido para estimular la producción. La optimización de esta operación requiere del conocimiento de la litología de la formación.

c) La distribución litológica a través de un campo puede revelar direcciones preferenciales para las localizaciones de futuros pozos de desarrollo. Por ejemplo, la dolomitización está a menudo acompañada por un incremento de permeabilidad, así que la dirección en el incremento de contenido dolomítico puede ser favorable a la dirección de una mayor exploración.

La respuesta fotoeléctrica (Pe) no es lineal con los cambios en la composición de la formación. Por ejemplo, dado que para la arenisca Pe es 1.81 y para la caliza Pe es 5.08, una formación compuesta por 50% arenisca y 50% caliza no necesariamente tiene un valor de Pe de 3.44. Pero tampoco puede ser una mezcla de dolomía (3.14) y arenisca suponiendo solamente la matriz de la roca.



INTERPRETACIÓN EN FORMACIONES ARCILLOSAS

Introducción

No todas las rocas son aislantes perfectos al estar secas. Muchos minerales, como la galena y la calcopirita, tienen conductividades altas y conducen la corriente eléctrica al encontrarse completamente secas. Obviamente, las ecuaciones de resistividad y de saturación de agua, que suponen que el líquido de saturación es el único medio eléctricamente conductivo, no se aplican cuando la matriz de roca también es conductiva. Por fortuna, en la mayoría de los lugares con petróleo, es raro encontrar una cantidad significativa de material conductivo en una roca de yacimiento potencial: sin embargo, cuando la roca contenga mineral conductivo, la interpretación del registro debe tomar en cuenta dicha conductividad. Sin embargo, las arcillas y lutitas no son raras, y contribuyen a la conductividad de la formación. La lutita muestra conductividad debido al electrolito que contiene y debido a un proceso de intercambio de iones por medio del cual estos se mueven bajo la influencia de un campo eléctrico aplicado entre lugares de intercambio en la superficie de las partículas de arcilla. El efecto de la arcillosidad en la conductividad de la arena arcillosa es con frecuencia muy desproporcionado en relación a la cantidad de lutita. El efecto real depende de la cantidad, tipo y distribución relativa de las lutitas y de la naturaleza y cantidades relativas de aguas de formación.La evaluación de las formaciones arcillosas, por lo general las arenas arcillosas, es hasta cierto punto compleja. La lutita modifica todas las mediciones de registro, y se requieren correcciones debido al contenido de lutita.A través de los años, los investigadores han propuesto varios modelos de interpretación para el caso de arenas arcillosas. En ciertos casos el modelo se basa en la lutita presente en una geometría específica dentro de una arena arcillosa; por ejemplo, la lutita puede estar presente en forma de láminas delgadas entre las capas de la arena limpia, o como granos o nódulos en la estructura de la matriz de arena; o puede encontrarse dispersa, a través del sistema poroso, en forma de acumulaciones que se adhieren o recubren los granos de arena.


Arena limpia

Lutita laminar

Lutita estructural

Lutita dispersa

Cuarzo Cuarzo Cuarzo CuarzoLam

Est

r

Dis

Arena limpia

Lutita laminar

Lutita estructural

Lutita dispersa

Cuarzo Cuarzo Cuarzo CuarzoLam

Est

r

Dis


Otros modelos de arenas arcillosas se basan en ciertas características específicas de la lutita, como su capacidad de intercambio de cationes o área superficial. Sin importar su concepto básico, la mayoría de los modelos de interpretación de arenas arcillosas emplean una técnica promediada por peso con el propósito de evaluar las contribuciones relativas de las fases arenosa y arcillosa al proceso total de la arena.

Método de Doble Agua

Se han propuesto un gran número de modelos relativos a la resistividad y saturaciones de fluidos. Estos modelos están compuestos por una parte de arena limpia, descrito por la ecuación de Archie, mas un término de lutita. Generalmente, todos los modelos se reducen a la ecuación de saturación de agua de Archie cuando la fracción de lutita es cero.

Uno de estos modelos es el denominado “Método de doble agua”. Este modelo propone que una formación arcillosa se comporta como una formación limpia con la misma porosidad, tortuosidad y contenido de fluido excepto que el agua parece ser más conductiva que lo esperado de su salinidad volumétrica. El exceso de salinidad es debido a cationes adicionales ligados levemente en una capa difusa que rodea las partículas de arcilla para compensar la deficiencia de cargas eléctricas en el cristal de arcilla. Este modelo no toma en cuenta la exclusión de sal de parte del volumen de poros cercanos a la superficie arcillosa. La distribución de iones cerca de la superficie es como se muestra en la figura siguiente:

En otras palabras, la capa de agua ligada a la superficie de arcilla contiene mas iones positivos (Na+) que iones negativos (Cl-). Este hecho es necesario para balancear la distribución de carga interna negativa de las partículas de arcilla. El espesor de la capa difusa de iones positivos (Na+), Xd, se relaciona con la salinidad de la formación, siendo mas pequeña para aguas mas salinas. De aquí que, la conducción del flujo de corriente a través de esta agua ligada es principalmente por transporte de iones positivos.


Xd

Distancia desde la superficie de arcilla

x

Cl-

Na+

Concentración iónica local

Xd

Distancia desde la superficie de arcilla

x

Cl-

Na+

Concentración iónica local


En realidad, los iones positivos (Na+), son mantenidos a alguna distancia de la superficie de arcilla por el agua de hidratación alrededor de cada catión y el agua absorbida por la superficie de arcilla.

Como consecuencia, el espesor de la capa difusa no puede ser menor que Xd. Sin embargo, Xd = Xh cuando el agua connata es suficientemente salina. En otras palabras, cuando el agua de formación tiene poca salinidad, la resistividad del agua ligada es relativamente constante.Para arcillas con sodio, las distancia Xh es cerca de 6 angstroms y los iones Na+ se apilan en el plano de Helmholtz siempre que la resistividad de la salmuera en los poros sea menor de 0.0425 ohm a 24 °C.Esta lámina delgada de agua libre de sal (el agua de arcilla) es importante porque las arcillas tienen un área superficial muy grande, tanto como 91071 ha/m3 comparada con de 1.5 a 3.0 ha/m3 para una arena típica, y el volumen de agua de arcilla está lejos de ser despreciable en comparación con el volumen total de poros.Algunas definiciones o conceptos utilizados en este método son:Agua ligada: Es el agua adherida a las lutitas como se describió. Además del agua ligada, las lutitas pueden contener agua atrapada dentro de su estructura y no expulsada por la compactación de la roca. Esta agua no tiene la misma distribución de iones que el agua ligada y tendrá una diferente conductividad. En el caso de que la resistividad del agua ligada definida aquí como RWB se derive de una zona cien por ciento arcillosa, el valor de RWB estará afectado por esta agua atrapada. Por consiguiente cuando RWB se usa como la resistividad del agua ligada de la arcilla contenida en yacimientos cercanos podría ser incorrecta. En la práctica, se encuentra que esto no es problema y generalmente la RWB derivada de las lutitas puede ser usada en capas adyacentes.Agua libre: Es toda el agua que no está ligada. Se debe notar que el agua libre, aunque normalmente está asociada con el espacio poral, no es necesariamente producible. Contiene la porción de agua que es irreducible.Porosidad total T: Es la fracción de un volumen unitario de formación ocupado por los fluidos, esto es, por agua ligada, agua libre e hidrocarburos.


Cristal de arcilla

H

H

O

XHPlano externo de

Helmholtz

Molécula de agua

Agua de hidratación

Ión de sodio

Agua absorbida

Agua

Cristal de arcilla

H

H

O

XHPlano externo de

Helmholtz

Molécula de agua

Agua de hidratación

Ión de sodio

Agua absorbida

Agua


Porosidad efectiva e: Es la fracción de un volumen unitario de formación ocupado por agua libre e hidrocarburos. Se puede derivar de la porosidad total restando el agua ligada por unidad de volumen de formación.Saturación de agua total SWT: Se define como la fracción de la porosidad total ocupada por agua libre y ligada.Saturación de agua ligada SWB: Se define como la fracción de la porosidad total ocupada por agua ligada.Saturación de agua libre SWF: Se define como la fracción de la porosidad total ocupada por agua libre.Saturación de agua efectiva SWE: Se define como la fracción de la porosidad efectiva ocupada por agua libre.

Fórmulas aplicables al Modelo de Doble Agua

El objetivo principal del Método de Doble Agua es reconstruir la resistividad de formación mojada, RO.

Consideremos una formación mojada arcillosa en donde:CO = Conductividad mojada verdaderaCWB = Conductividad del agua ligada (lutita)CWF = Conductividad del agua libre (agua connata)F = Volumen de agua libreB = Volumen de agua ligadaT = Porosidad total

Dado lo anterior, entonces T = F + B y por lo tanto:

ya que B representa el volumen de agua ligada la cual representa entonces la proporción de arcilla fuera del volumen total. Por lo tanto, SWB es en efecto el volumen de lutita en la formación bajo investigación.Por definición:

T = WF + WB + H

De la relación de Archie:

F = 1 / T2 y F = Ro / Rw, Rw = T

2 Ro



Lo cual nos da:Co = T

2 CwEn donde:

Cw es la conductividad de la mezcla de agua ligada y libre.Considerando volúmenes, tenemos:

Por lo tanto:

o en resistividad:

De manera gráfica, los resultados se verían como sigue:

SÓLIDOS FLUIDOSMatriz Sedimento Arcilla seca Agua ligada Agua libre HidrocarburosMatriz Lutita Porosidad efectiva

Porosidad total

Saturación de agua y porosidad efectiva:



Procedimiento para usar el Modelo de Doble Agua

Con el fin de evaluar una formación arcillosa usando el modelo de doble agua, se deben determinar cuatro parámetros:

1. RWF : Del SP (potencial natural), técnica Rwa, catálogos de resistividad de agua, ó valor conocido.

2. RWB : Calculado generalmente de la lutita circundante a la zona usando la técnica de RWA.

y

3. T : Porosidad total del promedio de N y D después de corregir por efecto de gas, si es necesario.

4. SWB : Relacionada a VSH, y para nuestro propósito puede ser igualada a VSH, entonces SWB = VSH..

Hasta este punto, hemos calculado RW y VSH para nuestro ejemplo, y hemos determinado una porosidad corregida por gas T . Todo lo que se requiere ahora es calcular RWB. Esto se puede hacer utilizando los mismos valores de NSH y DSH determinados previamente, junto con el valor de RSH en el mismo punto(s) sobre el registro.Utilizando todos estos datos se puede determinar un valor de resistividad mojada R0 de :

Usando:

Donde RT = RILD corregida por efectos ambientales si se requiere.

Para llegar a la saturación de agua efectiva un paso mas se requiere:

donde VSH = SWB



Ejemplo de cálculo de Sw usando el Modelo de Doble Agua.

En la arena arcillosa de las figuras, calcular SWE usando el método de doble agua. Considerar los datos siguientes:Resistividad del lodo: 2.86 ohms a 19 °CResistividad del filtrado 2.435 ohms a 24 °CTemperatura de fondo: 24 °C

a) Determinación de Rw:

Rmfe = 1.1 ohm-m a 24 °C (del gráfico SP-2, pág. ##)SSP = -67 mV ( de la figura ## a 408.5 mts.)K = 65 + 0.24 T = 65 + 0.24 * 24 = 70.76

ohm.m a 24 °C

Rw = 0.12 ohm-m a 24 °C (del gráfico SP-2)

b) Determinación de RWB:

NSH = 50 % , DSH = 20 % (valores promedios tomados en lutita 380 – 400 mts.)

>> SH = 35 %

RTSH = 2 ohm.m (del registro, 380 – 400 mts.)

ohm-m a 24 °C

c) Determinación de T:

N = 20 % , D = 39 % (promedio 407 – 409 mts.)

T = 31 %



d) Determinación de VSH: (de 407 – 409 mts.)

= 0.0121 = 1.2 %

E = T . VSH TSH = 0.31 – 0.012 (0.35) = 0.3058

E = 31 %

En el intervalo 407 –409 mts. se observa efecto de gas (D > N), por lo que se debe aplicar una corrección por hidrocarburos. Para simplificar, supondremos que la porosidad corregida por efecto de hidrocarburos es:T = 29 %

e) Determinación de SWB:

SWB = VSH = 0.012 (intervalo 407 – 409 mts.)

f) Obtención de R0:

= ohm-m

g) Determinación de SWE:

= = 0.4519 (RT = RILD = 7 ohm-m a 408 mts.)

SWE = 45.2 %



EVALUACIÓN DE LA CEMENTACIÓN

Técnica de la cementación

La cementación exitosa de las tuberías de revestimiento y liners es una operación difícil que requiere de una planeación apropiada del trabajo en función de las condiciones del pozo y de un conocimiento de los mecanismos de presión involucrados durante la colocación de la lechada de cemento. Las causas de malos trabajos de cementación pueden ser clasificadas en dos grandes categorías:

1. Problemas de flujo de origen mecánico. Tuberías mal centralizadas en pozos desviados Agujeros derrumbados Preflujo ineficiente Régimen de flujo incorrecto

Estas condiciones se caracterizan por una remoción incompleta del lodo en el espacio anular del cemento.

2. Degradación de la lechada de cemento durante la etapa de curado.Experimentos de laboratorio confirmados por pruebas de campo han demostrado que la presión diferencial entre la presión de poro del cemento y la presión de formación es la causa de muchas fallas en las cementaciones.

Medidas de laboratorio han mostrado que un cemento bien curado típicamente tiene una permeabilidad del orden de 0.001 md, con un tamaño de poro debajo de 2 y una porosidad de alrededor de 35% . Sin embargo, cuando se permite que el gas migre dentro de la lechada antes de completarse el curado, la estructura de poros es parcialmente destruida y el gas genera una red de poros tubulares los cuales pueden alcanzar hasta 0.1 mm de diámetro y crear permeabilidades tan altas como 1 a 5 md. Este cemento “gaseoso”, a pesar de que soporta el casing, no es capaz de proporcionar un sello apropiado para el gas de la formación. Se tiene disponibles ahora ciertos aditivos que previenen este mecanismo y aseguran un aislamiento apropiado de la zona en intervalos que contienen gas.

Ya sea que la causa de la mala cementación sea de origen mecánico ó de presión, el resultado afectará el aislamiento hidráulico entre las formaciones, la cual es la función principal de una cementación primaria.

Un programa de evaluación de la cementación deberá ser capaz de determinar no solo la calidad de la operación de cementación ó la necesidad de trabajos de reparación, sino analizar también las causas de fallas con el fin de mejorar el programa de cementación de futuros pozos en el mismo campo.



Registro CBL – VDL

El registro sónico de cemento (CBL), combinado después con las formas de onda de densidad variable (VDL), ha sido por muchos años la forma principal de evaluar la calidad del cemento.

Principio de operación

Entre otros factores que afectan las propiedades acústicas de un casing cementado se tiene la adherencia entre el casing y el cemento. La onda que viaja a lo largo del casing es atenuada cuando la energía se pierde en el medio que rodea al casing, es decir, cuando la adherencia es buena.

El registro CBL, es una grabación de la amplitud del primer arribo de energía en un receptor a 3 pies de distancia del transmisor.

El registro de densidad variable (VDL) es opcional y complementa la información proporcionada por el CBL; es un despliegue de onda completa de la señal en el receptor a 5 pies.

Fig. # 3 Medida CBL - VDL

Los factores que influyen en la amplitud de la señal son: Calibración Presión y temperatura Envejecimiento de transductores Atenuación en el lodo El diámetro y espesor del casing



La energía recibida a una cierta distancia de la fuente por un receptor centrado en el casing decrece al incrementarse el diámetro del casing.

Fig. # 6 Amplitud de la señal recibida en función del diámetro de TR

Cuando se tiene una buena cementación, el nivel de la señal es pequeña. La disminución en la amplitud de E1 parece un alargamiento del tiempo de tránsito, ya que el nivel de detección es constante.

Fig. # 9 Tiempo de tránsito en zonas con buena cementación



El registro VDL

El principio del registro de densidad variable se explica en la figura siguiente : El tren de onda completo es mostrado en la película como franjas claras y oscuras, el contraste depende de la amplitud de los picos positivos.Las diferentes partes de un tren de ondas pueden ser identificadas en el registro VDL : Los arribos del casing se muestran como franjas regulares y los arribos de formación son mas sinuosos, etc….

Fig. # 11 Principio del registro de densidad variable



E1 pequeño Buena adherencia casing – cemento Salto de ciclo en TT

VDL sin contraste



E1 grande, amplitud CBL altaTT constanteVDL franjas bien contrastadasCoples: Patrones Chevron


Tubería sin cementar


Interpretación del registro CBL-VDL

La medida de la amplitud el CBL es función, entre otras cosas, de la atenuación debida al acoplamiento acústico del cemento al casing. La atenuación depende de la resistencia compresiva del cemento, el diámetro de la TR, el espesor del tubo y el porcentaje e adherencia de la circunferencia.

Fig. # 14 Respuesta del CBL en canales

Interpretación cualitativa

La figura # 15 muestran tres registros de CBL tomados en el mismo pozo en diferentes tiempos.La fig. 15a muestra el registro obtenido cuatro días después de la cementación inicial el casing de 7” en un agujero de 8-1/2”, con cemento clase G.El CBL-VDL de la fig. 15b se corrió después de un trabajo de cementación forzada y la fig. 15c, muestra el registro obtenido presurizando el casing.Este ejemplo ilustra claramente las diferentes condiciones que mide el CBL.

Tubería mal cementada

La mayoría de la energía acústica viaja a través del casing al receptor, con muy poco acoplamiento a la formación.

CBL : T del casing, la amplitud (E1) alta VDL : Solo hay señales del casing, mostrándose como franjas regulares y bien contrastadas

Nótese que los coples de la tubería introducen inhomogeneidades en la trayectoria de la onda de sonido. Estas aparecen en el CBL (incremento en T, disminución de la amplitud) y en el VDL (“patrones Chevron”).

La sección A de la figura 15ª y 15c, muestran la respuesta del CBL-VDL a tubería libre.



Buena adherencia del casing y buen acoplamiento acústico a la formación

La energía acústica es transmitida a la formación. Esto resulta en señales débiles del casing aunado a señales fuertes de formación, dependiendo de las características de la formación.

CBL : Amplitud (E1) baja; cuando la amplitud es muy baja, el tiempo de tránsito puede sufrir alargamiento o aun salto de ciclo VDL : Señales del casing débiles; arribos de señal fuerte de la formación si la atenuación en la formación no es demasiado alta.

La sección (b) de las figs. 15b y 15c de 7,800 a 7860 pies es un ejemplo de buena adherencia, con alargamiento y saltos de ciclos.

Comentario: Una formación muy rápida puede ocasionar que la señal de formación llegue primero que la señal del casing al receptor. Entonces el T disminuye y la amplitud aumenta.

Buena adherencia del casing pero mal acoplamiento acústico a la formación

El cemento atenúa la energía acústica, pero la energía transmitida hacia y recibida desde la formación es muy baja.

CBL : Baja amplitud (E1) VDL : Sin arribos de formación

Canalización y microánulo

Microánulo : Se forma un pequeño espacio vacío entre el casing y el cemento en una tubería bien cementada.

Canalización : Hay cemento, pero no rodea completamente al casing

En el caso del microánulo, probablemente existe un sello hidráulico, pero para la canalización posiblemente no. Sin embargo, se tiene formas de onda y resultados del registro en ambos casos:

CBL : Amplitud (E1) moderada, T constanteVDL : Arribos moderadosde casing y de formación

La sección C de la fig. 15b (de 8,000 a 8100 pies) indican canalización ó microánulo.

Si se tiene microánulo, presurizando el casing mejora la adherencia; la comparación entre la sección B y C, figuras 15b y 15c comprueba que se tiene un microánulo entre 7,815, 8,050 y 8,100 pies.



Interpretación cuantitativa

La amplitud E1 depende del porcentaje de la circunferencia de la tubería que esta cementado (fig. 14). Además, cuando la circunferencia de la tubería esta completamente cubierta por lo menos con ¾” de cemento, hay una relación entre la amplitud E1 y la resistencia compresiva del cemento.

Estas relaciones se usaron para construir el nomograma de la fig. #16, el cual se obtiene de la amplitud del CBL en mV y del porcentaje de la circunferencia de tubería adherido por el cemento. A esto se le conoce como “Índice de Adherencia”.

Fig. # 16 Nomograma para interpretación del CBL



La determinación de la amplitud E1 en tubería libre y tubería cementada es válida para una herramienta calibrada en agua dulce.

El índice de aherencia nos da una indicación de la calidad de la cementación. Este índice se define:

En donde:BI = Indice de adherenciaAzi = Atenuación en la zona de interésAzc = Atenuación en la zona bien cementada

La atenuación se puede determinar con el nomograma de la figura 16. Este índice de adherencia es, en la práctica, igual a la proporción de circunferencia de tubería, que está adherida.Un índice de adherencia de 1 indica una completa adherencia.Una adherencia incompleta se indica por un BI menor de 1.El valor mínimo necesario de Indice de Adherencia, BI, necesario para obtener un buen sello hidráulico varía dependiendo de las condiciones locales. En la práctica, un BI = 0.8 ha dao buenos resultados. Sin embargo, el BI por si solo, no es suficiente para garantizar un buen aislamiento de la zona. Se deberá considerar también la longitud del intervalo cementado. La experiencia de campo indica que el mínimo intervalo adherido necesario para un buen aislamiento depende del tamaño del casing.La figura #18 se obtuvo de observaciones y pruebas de aislamiento en pozos. La figura muestra, el intervalo con un BI de 0.8 requerido para asegurar un buen sello, en función del diámetro del casing.

Fig. # 18 Intervalo requerido para un buen sello



Como referencia, siempre se deberá tomar un tramo de registro en tubería 100% libre. Esto nos permite verificar la respuesta o sensitividad de los transductores, así como posibles efectos del fluido.

La respuesta (amplitud CBL) en tubería libre, considerando agua dulce, depende del diámetro de la TR (ver figura # 19).

Fig. # 19 Amplitud del CBL en tubería libre



Resumen de Interpretación del CBL-VDL

Fig. # 20 Respuesta del CBL-VDL en diferentes condiciones



Ejemplos:

Efecto de microanillo. Registro con y sin presión



Registro afectado por formación rápida



Cartas de Interpretación


registros libro

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