HISTORIA DE LOS REGISTROS DE POZOS

Hace mas de 100 años un perforador de pozos de agua conocido como el tío Bill Smith, sacó un cucharón de lata de un pozo que estaba perforando para el Coronel Edwin Drake un liquido negro que lo llamó petróleo de roca.

De este cucharón simbólico y profético lleno de petróleo ha nacido una de las industrias más dinámicas del presente siglo, como también otras industrias, que nunca hubieran podido ver la luz del día en su forma actual, sin el petróleo.

Fue a principios de este siglo, en 1911, el ingeniero francés Conrad Schlumberger, nativo de Alsacia, se dio cuenta que la electricidad podría servir en la búsqueda de petróleo, agua, metales, etc.

En 1912 comenzó sus estudios sistemáticos de la resistividad eléctrica de la roca y la distribución de corrientes eléctricas en el subsuelo. Se dedicó a medir la resistividad de un varias muestras de roca.

En el año de 1927 se realizó el primer registro eléctrico en el pequeño campo petrolero de Pechelbronn, Alsacia, provincia del noreste de Francia. Este registro, una gráfica única de la resistividad eléctrica de las formaciones rocosas atravesadas por el pozo, se realizó por el método de "estaciones". El instrumento de medición de fondo (llamado sonda), se detenía en intervalos periódicos en el agujero, se hacían mediciones y la resistividad calculada se trazaba manualmente en una gráfica. Este procedimiento se repetía de estación en estación hasta que se grabara todo el registro. Una parte de este primer registro se muestra en la Figura 1.1.

En el año de 1929, el registro de resistividad eléctrica se introdujo comercialmente en Venezuela, Estados Unidos y Rusia y un poco más tarde, en las Indias Orientales Holandesas. Rápidamente se reconoció en la industria petrolera la utilidad de la medición de la resistividad para propósitos de correlación y para la identificación de las capas potenciales portadoras de hidrocarburo.

En 1931, la medición del potencial espontáneo (SP) se incluyó con la curva de resistividad en el registro eléctrico. En ese mismo año, los hermanos Schlumberger, Marcel y Conrad, perfeccionaron un método de registro continuo y se desarrolló el primer trazador gráfico.

La cámara con película fotográfica se introdujo en 1936. En ese entonces, el registro eléctrico consistía en la curva de la SP y en las curvas de resistividad normal corta, normal

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larga y lateral larga. Esta combinación predominó en el campo de los registros desde 1936 hasta finales de los años cincuenta. Un poco después de 1946, estas curvas se registraron simultáneamente.

El registro de buzamiento comenzó a desarrollarse a principios de los años treinta con la herramienta de echados anisótropa. El instrumento de echados con tres brazos, junto con un fotoclinómetro, se introdujo en 1943; permitía a la vez la determinación de la dirección y el ángulo de la inclinación de la formación. Cada brazo tenía un sensor de SP. En 1946, los sensores de SP fueron reemplazados por instrumentos de resistividad corta; esto hizo posible la medición del echado en pozos en los que la SP proporcionaba pocos datos correlacionables.

La primera sonda de buzamiento eléctrica de registro continuo, que usaba tres arreglos de microresistividad y contenía una brújula de inducción terrestre, apareció a mediados de los años cincuenta. Desde entonces, numerosos desarrollos han refinado todavía más la medición del echado de la formación. Hoy en día, una herramienta de echados de cuatro brazos registra 10 curvas de microresistividad simultáneamente y un acelerómetro triaxial y magnetómetros nos proporcionan información exacta sobre la desviación y el acimut de la herramienta. El procesamiento de estos datos para obtener la información sobre el echado de la formación, actualmente se efectúa exclusivamente con computadoras electrónicas.

Las herramientas de rayos gamma (GR) y neutrónica representaron el primer uso de las propiedades radioactivas en el registro de pozos y el primer uso de la electrónica de pozos. A diferencia de la SP y de las herramientas de resistividad, ellas son capaces de hacer registros de formaciones a través de la tubería de acero, así como en agujeros llenos de gas o de aire o en lodos a base de aceite. Pontecorvo describió el registro neutrónico en 1941.

En combinación con el registro de GR un registro neutrónico mejora las interpretaciones litológicas y las correlaciones estratigráficas de pozo a pozo. Poco después de 1949, se le dio importancia al registro neutrónico como un indicador de la porosidad. No obstante los primeros registros neutrónicos fueron fuertemente influenciados por el ambiente del pozo. No fue sino hasta la introducción de la herramienta de medición de porosidad neutrónica SNP en 1962 y de la herramienta de registro neutrónico compensado, CNL*, en 1970, que el neutrón fue aceptado como medición de la porosidad.

La herramienta neutrónica de doble porosidad combina estas dos mediciones neutrónicas en una sola herramienta.

Los primeros intentos por determinar la porosidad se hacían mediante mediciones de la microresistividad. La herramienta Microlog, introducida a principios de los años 1950, utiliza un arreglo lineal miniatura de tres electrodos incrustados en la superficie de un cojín aislador que se aplica en la pared del pozo. El brazo que lleva el patín del electrodo y un brazo opuesto de apoyo proveen el calibre del agujero.

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El registro Microlog es útil también para delinear las capas permeables, y otros instrumentos de microresistividad ayudan a establecer el perfil de resistividad desde la zona invadida cerca del pozo hasta la formación virgen no invadida. La herramienta Microlaterolog se desarrolló para lodos salinos en 1953. El registro de Microproximidad y el registro de MicroSFL* aparecieron más tarde.

En 1951 se introdujo la herramienta laterolog, el primer aparato enfocado que medía la resistividad profunda. Este utiliza un sistema enfocado para mantener la corriente de medición (emitida desde un electrodo central) esencialmente en un plano horizontal hasta cierta distancia de la sonda. Los registros de resistividad enfocados se adaptan bien a la investigación de capas delgadas perforadas con lodos de baja resistividad. El aparato laterolog reemplazó rápidamente a los registros de resistividad convencionales en lodos salinos y formaciones de alta resistividad.

A través de los años, se desarrollaron y se usaron comercialmente varias herramientas laterolog. En la actualidad la herramienta de registro doble laterolog, DLL* que realiza mediciones laterolog profundas y somera, es el estándar. Se corre por lo general aunada a una herramienta MicroSFL.

En los lodos de agua dulce, el registro eléctrico original ha sido reemplazado por un registro de inducción. Este se desarrolló en 1949 como resultado del trabajo realizado en tiempo de guerra con los detectores de minas, para usarse en lodos a base de aceite. Sin embargo, pronto se reconoció su superioridad sobre los registros eléctricos en lodos de agua dulce.

En 1956 un aparato de inducción con cinco bobinas se combinó con una curva de SP y con una normal de 16 pulgadas para formar la herramienta eléctrica de inducción. En 1959, el aparato de cinco bobinas fue sustituido por uno con un arreglo de seis bobinas capaz de realizar mediciones a mayor profundidad.

El registro de doble inducción DIL* introducido en 1963, es ahora el estándar. Efectúa mediciones de inducción profunda, inducción media y resistividad somera. El aparato de medición de resistividad somera es hoy en día un dispositivo de resistividad enfocado un Laterolog 8 en la herramienta de 1963 y un aparato SFL en las herramientas actuales. Un nuevo registro de doble inducción, la inducción Phasorial*, proporciona una respuesta mejorada en lechos delgados, una investigación a mayor profundidad y un intervalo dinámico de resistividad más amplio.

CUADRO HISTORICO DE LOS PERFILES

1927 Primer registro eléctrico (Francia)

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1929 Registro de resistividad eléctrica (comerciable USA, RUSIA Y VENEZUELA)

1931 SP y registro continuo con trazador gráfico.1936 Cámara con película fotográfica.1937 Saca muestra de pared.1943 Registro de dipmeter.1946 Curvas de resistividad normal corta, larga y lateral.1949 Perfil Neutrónico.1950 Microlog.1951 Laterolog.1955 Dipmeter.1957 Probador de formaciones.1958 Registro Sónico.1959 Inducción.1964 Densidad Compensada.1970 Neutrónico Compensado.1978 Introducción de la unidad de registro CSU.1981 Litodensidad.1985 Barrido de formaciones FMS.1989 Introducción de la unidad de registros MAXIS 500.

QUE ES EL PERFILAJE DE POZOS

Las acumulaciones petrolíferas en el subsuelo se encuentran en rocas porosas y permeables, que forman parte de las estructuras geológicas o trampas con condiciones favorables para tal acumulación.

La única manera efectiva de averiguar si dichas rocas contienen hidrocarburos, consiste en perforar un pozo y de ahí surgen las siguientes preguntas:

- Que clase de formación las atravesó el pozo.- Cuales son las profundidades de las formaciones.- Cuales formaciones son porosas y permeables.- Que fluidos contienen las formaciones porosas.- Que volumen de fluidos existen - Si es productivo, vale la pena poner en producción.

Estas preguntas pueden responderse de varias maneras, entre las cuales el perfilaje de pozos ofrece la información en forma más rápida continua y económica, respondiendo a un alto grado de confiabilidad.

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El perfilaje de pozos puede definirse como la técnica de registrar información del subsuelo en forma continua, mediante herramientas que se bajan a través de un pozo perforado hasta la profundidad programada.

El registro continuo de la información obtenida recibe el nombre genérico de perfil o registro de pozo (Log).

El perfilaje se lleva a cabo utilizando equipo convencional.

1. Sonda o herramienta. Que se baja al fondo del pozo tienen instrumentos adecuados para medir la propiedad buscada y transformada en impulsos eléctricos y enviarla a la superficie.

2. Cable aislado eléctricamente formado por varios conductores que además de sostener la sonda conduce la información desde el subsuelo a la superficie, como también sirve para medir la profundidad del pozo y de sostén de la sonda.

3. Equipo de enrollamiento y medición de longitud y tensión del cable.

4. Circuitos de control en la superficie.

5. Sistema de grabación de datos.

Todos estos elementos van ensamblados en una unidad compacta que se lleva al sitio del pozo para cada operación del perfilaje, que se realiza desde el fondo a la superficie, mientras la sonda es levantada por el cable. Existen dos tipos de unidad compacta que se traslada en helicóptero y que se utiliza especialmente en pozos exploratorios donde no entra carretera.

En el otro equipo está montado en un vehículo, equipado con todas las herramientas, sondas etc incluyendo un motor de corriente continua que luego es transformado en corriente alterna que es la utilizada para este operación.

La velocidad de perfilaje depende la propiedad que desea medir del tipo de la sonda usada y del estado de las paredes del pozo y puede variar de 1.200 hasta 5.000 pies por hora o en su equivalente en metros.

La mayoría de los sistemas de perfilaje en uso actualmente se dedican a la industria petrolera en un 90% y el 10% restante en la minería en la detección y evaluación de recursos hidráulicos.

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Un perfil consta esencialmente de:

a. Una sección de encabezamiento en la cual se incluyen datos de identificación de registro, ubicación geográfica del pozo, medidas de referencia, fluidos de perforación, la identificación del operador que tomó el registro, y testigo de la compañía contratante.

b. Una sección de información propiamente dicha que contienen los datos continuos de las mediciones efectuadas. Esta sección esta subdividida en tres carriles o pistas. El carril izquierdo generalmente contiene información relativa a la geología atravesada en el pozos, los carriles central y derecho normalmente contiene la información necesaria para determinar una o más propiedades físicas de la formación y de los fluidos, también incluyen sección de calibración repetida.

Entre el carril izquierdo y central hay un espacio en el cual se registra la profundidad.

Las escalas usadas en sistema decimal

1: 1000 (1 pie de registro representa 1000 pies en pozo)

1: 500 (1 pie de registro representa 500 pies en pozo)

1: 200 (1 pie de registro representa 200 pies de pozo)

Sistema Métrico

1: 1000 (1 metro de registro por 1000 metros en pozo)

1: 500 (1 metro de registro por 500 metros en pozo)

1: 200 (1 metro de registro por 200 metros de pozo)

IMPORTANCIA DE LOS PERFILES

La información y/o utilidad de los perfiles tanto desde el punto de vista cualitativo y cuantitativo y además la información que se obtiene de los perfiles tanto para el ingeniero geólogo, yacimientos y producción.

GEOLOGO Topes y bases de las formacionesEspesor de las formacionesTipo de litologías atravesadasTipo fluidos en los yacimientos

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Ubicación de las discordanciasPresencia de fallasCorrelaciones estratigráficas y estructuralesAmbientes de depositaciónCorrelaciones.

YACIMIENTOS Cuantos capas porosas y permeables. Número de reservorios

Espesor neto y Espesor porosoSaturación de fluidos, gas, petróleo, aguaResistividad de aguaPorosidad efectivaPermeabilidad índiceDeterminación tipo de grado API.

Indice de permeabilidad. Determinación del volumen de hidrocarburos. Rentabilidad del pozo.

PERFORACION Indicios de zonas de sobrepresiónDiseño de tuberíaLodo de perforaciónVolumen de cemento

Tipo de brocas. Tubería de revestimiento (casing).

PRODUCCION Intervalos de pruebas. Disparos por pie. Diseño de completación. Índice producción.

Completación de acuerdo al tipo de yacimientoAnálisis del transporte de fluidosSeparadores de petróleo y gasCapacidad de oleoductos.

LA OPERACION DE CAMPO

Los registros eléctricos por cable se llevan a cabo desde un camión de registros, al que en ocasiones se llama "laboratorio móvil" (Fig. 1.3). El camión transporta los instrumentos de medición de fondo, el cable eléctrico y un malacate que se necesita para bajar los instrumentos por el pozo, así como el equipo de superficie necesario para alimentar las

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herramientas de fondo y para recibir y procesar sus señales, y también el equipo necesario para efectuar una grabación permanente del "log".

Los instrumentos de medición de fondo se componen por lo general de dos elementos. Uno contiene los sensores que se usan para hacer las mediciones, y se denomina sonda. El tipo de sensor depende, desde luego de la naturaleza de la medición. Los sensores de la resistividad usan electrodos o bobinas; los sensores acústicos usan transductores sónicos; los sensores de radioactividad emplean unos detectores sensibles a la radioactividad; etc. La envoltura de la sonda puede ser de acero o de fibra de vidrio.

El otro elemento de la herramienta de fondo es el cartucho; este contiene los elementos electrónicos que alimentan los sensores, que procesan las señales de medición resultantes y que transmiten las señales por el cable hacia el camión. El cartucho puede ser un componente independiente que se atornilla a la sonda para formar así la herramienta completa, o bien puede combinarse con los sensores y las partes electrónicas, así como de los requerimientos de los sensores. La envoltura del cartucho es generalmente de acero.

Actualmente la mayoría de las herramientas de registro pueden combinarse fácilmente. En otras palabras, las sondas y los cartuchos de diversas herramientas pueden conectarse a fin de formar una sola herramienta y con ello realizar muchas mediciones y registros en una sola bajada y subida en el pozo.

La herramienta (o herramientas) se conecta a un cable eléctrico para bajarla y sacarla del pozo. La mayoría de los cables que se usan actualmente en los registros de agujero abierto contienen siete conductores de cobre aislados. Los nuevos cables incluyen conductores de fibra óptica en el centro de seis conductores de cobre.

El cable se cubre con un armazón de acero para darle la fuerza para soportar el peso de la herramienta y jalarla en el caso de que se atore en el pozo. Tanto el cable como las herramientas se meten y sacan del pozo mediante un malacate instalado en la unidad.

Las profundidades del pozo se miden con un sistema de ruedas de medición calibrado. Los registros se realizan normalmente durante el ascenso en el pozo con objeto de asegurar la tensión del cable y un mejor control de profundidad.

La transmisión de las señales por el cable puede hacerse de forma analógica o digital, las tendencias actuales favorecen a la digital. El cable también se usa, por supuesto, para transmitir la corriente eléctrica desde la superficie a las herramientas.

El equipo de superficie (Fig. 1.4) suministra la corriente eléctrica a las herramientas. Pero lo que es más importante es que el equipo de superficie reciba las señales y responda en consecuencia. Las señales deseadas se registran en cinta magnética en forma digital, en tubos catódicos y película fotográfica de manera análoga.

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La película fotográfica se procesa en la unidad y copias de papel impresas se preparan a partir de ella. Esta grabación continúa de las señales de medición se denomina registro o "log".

PRINCIPIOS Y CONCEPTOS BASICOS DE INTERPRETACION DE YACIMIENTOS.

Para comprender la interpretación cuantitativa de los registros, es necesario primeramente conocer algunas nociones fundamentales tales como: porosidad, saturación de fluidos, salinidad, gradiente geotermal, temperatura, resistividad de las soluciones.

Porosidad.- Es una de las propiedades intrínsecas mas importantes de la roca receptora de un yacimiento, ya que es indicativo del volumen en el que pueda encontrarse almacenados los hidrocarburos dentro de los poros. La porosidad puede ser efectiva o absoluta.

Porosidad efectiva (e) se define como la relación entre el volumen de poros comunicados y el volumen total de la roca

Vpc m3 de poros e = ----------------- Vt m3 de roca

Vpc = Volumen de poros comunicadosVt = Volumen total de la roca.

Porosidad absoluta se define como la relación entre el volumen de poros comunicados o no con el volumen total de la roca.

Vpc y no c m3 de poros a = ------------ Vt m3 de roca

De acuerdo al origen la porosidad puede clasificarse en:

Primaria o original

Secundaria o inducida

Primaria o original.- Es aquella desarrolla durante el proceso del depósito de los sedimentos dentro de este grupo quedan comprendidas las porosidades intergranulares de arenas, areniscas y calizas ooliticas.

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Porosidad inducida o secundaria.- Es aquella que se desarrolla con posterioridad al proceso del depósito de los sedimentos y pueden ser producidos por efectos físicos y químicos.

Efectos químicos por disolución del carbonato de calcio u otras sustancias.

Por efectos físicos se producen fracturas, canales, fallas, diaclasas.

FACTORES GEOLOGICOS QUE AFECTAN A LA POROSIDAD

- La consolidación o compactación: es el factor geológico que reduce la porosidad debido a la presión de los sedimentos superpuestos. La arenisca exhiben una compresibilidad muy reducida de 3*10E-7 psi, mientras que la arcilla o lutitas reduce una pequeña fracción de su volumen original al tiempo de sedimentación.

- Cemento: existen tres tipos de cemento: sílice, carbonato y arcilla.

Sílice.- La cementación de sílice altera considerablemente el espacio poral.

Carbonato.- La arenisca se puede formar al mismo tiempo con cemento cacareo, calcita o dolomita, o a la vez pueden venir con la migración de aguas.

Arcilla.- este cemento se deposita al mismo tiempo que las areniscas, y puede estar dentro de la arenisca en tres formas: laminar, dispersa y estructural.

Para calcular la porosidad se puede hacer por dos métodos: directos e indirectos. Los directos por medio de laboratorio. Y los indirectos por medio de registros de porosidad que son densidad, neutrón sónico.

SATURACION DE FLUIDOS

Se llama saturación de fluidos de una roca a la relación de volúmenes de fluidos que se encuentra en los poros entre el volumen total de poros.

Vwf m3 Sw = -----------

Vp m3

SATURACIÓN DE AGUA

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Es la relación del volumen de agua existente entre los poros sobre el volumen poroso.

VwSw = --------

Vp

SATURACION DE PETROLEO

Es el volumen poroso ocupado por hidrocarburos sobre el volumen de poros.

VhSo = ----------

Vp

So + Sw = 1

Esta fórmula significa que el agua y el petróleo están saturados dentro del espacio poral en un 100%.

Problema: Se tienen una arenisca de 10 m de espesor en un pozo en el cual se ha calculado 20% de porosidad y la saturación de agua del 30% se desea conocer cual es el volumen de hidrocarburos a condiciones de yacimientos en una arenisca comprendida en un radio de drenaje de 200n. V = r²h (volumen cilindro) Vt = 3.1416*200²*10 Vt = 12560663 m3 Volumen de poros = Vpc/Vt Vpc = 1256663*0.20 Vp = 251327.41 m3

Volumen de hidrocarburos So = Vhc/Vp Vhc = (1-Sw)Vp Vhc = (1-0.30*251327.41) Vhc = 175840 m3

GRADIENTE GEOTERMAL

La temperatura de la formación varía en relación directa con la profundidad, dependiendo de la ubicación geográfica de la zona. La magnitud de la variación térmica expresada en grados

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F/100''o su relación en grados centígrados por cada 100 m, se define como el gradiente geotérmico. Mediante el gradiente geotérmico se puede estimar la temperatura de la formación a cualquier profundidad siempre y cuando se conozca el gradiente y la temperatura a otra profundidad dada, analíticamente se puede expresar la relación profundidad-temperatura como:

T1 - T2 T1 = temperatura de fondo Gg = ----------- * 100 T2 = temperatura de superficie P1 - P2 P1 = profundidad total P2 = profundidad de superficie.

El gráfico gen-6 de las tablas de Schlumberger permite calcular el gradiente geotérmico y la temperatura a cualquier profundidad.

Tf = Gg * Pf + Ts Tf = temp. de la formación Pf = prof. de la formación Ts = temp. de la superficie

RELACION ENTRE RESISTIVIDAD DE LAS FLUIDOS, SALINIDAD Y TEMPERATURA

La resistividad de los fluidos varía directamente con la temperatura.

El agua de formación, el lodo y el filtrado de lodo se puede considerar un electrólito y la resistividad del agua corresponde a una resistividad equivalente de una solución de cloruro de sodio.

R1 T2---- = ----- R2 = R1* T1/T2 R2 T1

R2 = resistividad cualquier profundidad.R1 = resistividad a temperatura de superficie.T1 = temperatura de superficieT2 = temperatura de la formación.

SALINIDAD

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Se puede decir que la salinidad de las aguas de las formaciones aumenta con la profundidad pero existe muchas excepciones.

Se ha encontrado que las aguas de los yacimientos pueden variar desde 500 ppm ClNa hasta los 3000 ppm ClNa.Los iones que comúnmente se encuentran en las aguas de la formaciones son:

CATIONES ANIONES

NaCaMg

C1SO4

HCO3CO3

La sal que más comúnmente se encuentra en la formación es el cloruro de sodio.

Para obtener la salinidad equivalente de cloruro de sodio de una solución dada cuya composición se conoce basta multiplicar la concentración de cada uno de los iones por su respectivo factor y luego sumamos los productos parciales. La suma será la concentración equivalente de cloruro de sodio. La concentración de iones de una solución se expresa comúnmente en partes por millón (ppm) o sea en microgramos de soluto por gramo de solución.

CATIONES FACTOR ANIONES FACTOR

NaCaMg

10.95

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C1HCO3SO4

10.270.5

Varias veces en el análisis de aguas se reporta únicamente la concentración de iones de cloro para obtener la concentración de iones de cloruro de sodio basta multiplicar por 1.65 el ion Cl.

CONCEPTO DE INVASION DE LA FORMACION

La perforación del pozo casi siempre se lleva a cabo con ayuda de un lodo de perforación, cuyas finalidades principales son: control de presiones, levantamiento y eliminación de ripios hacia la superficie que va rompiendo la broca, enfriamiento de la broca, presión de la columna hidrostática del lodo que debe ser mayor que la presión de la formación.

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En las condiciones anteriores el uso del lodo de perforación, trae como consecuencia que en las formaciones porosas y permeables se produzca una filtración de la fase líquida que compone el lodo, dentro de la formación, que es el filtrado del lodo que inunda la primera zona a continuación de la pared del pozo, denominando esta región como zona lavada que a la vez se puede observar una zona de transición y por ultimo donde no llega este lodo de perforación se denomina zona virgen. Los sedimentos que se quedan en la pared del pozo se llama costra o enjarre (mud cake). Ver figura a continuación:

Para realizar la interpretación de los registros es necesario conocer varios factores que dependen del tipo de lodo.

Rm = Resistividad del lodo.Rmf = Resistividad del filtrado del lodo.Rmc = Resistividad de la costra.Di = Diámetro de invasión.Dh = Diámetro del pozo.

ZONA INVADIDA

El agua de formación se desplaza por el fluido de formación parcial o en su totalidad este desplazamiento ocurre en rocas limpias, ya que en rocas arcillosas el desplazamiento es incompleto debido a que los poros están reducidos por la arcilla. Cuando hay hidrocarburos es similar lo que sucede en formaciones acuíferas el filtrado desplaza al agua de formación y al hidrocarburo dejando en esta zona únicamente la saturación de petróleo residual.

ZONA DE TRANSICION

En este sitio hay una mezcla del filtrado del lodo y del agua de formación.

ZONA VIRGEN

Finalmente hay una zona que no es alcanzado por el filtrado del lodo y únicamente en esta zona se encuentra el agua de formación (Rw).

COSTRA O ENJARRE

La costra o enjarre es característica de las zonas permeables y porosas y se forma debido a los sólidos que se deposita en la pared.

DIAMETRO DE INVASION

Este parámetro es importante en la interpretación de perfiles y en laboratorio se ha

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demostrado que la cantidad del filtrado que puede atravesar la costra es proporcional a la raíz cuadrada del tiempo durante el cual actúa la diferencia de presión que produce la infiltración.

La permeabilidad y porosidad de la costra a su vez son funciones de la diferencia de presión, además del contenido de sales de lodo de perforación, se ha demostrado que a mayor contenido de sales (Cloro y Sodio) mayor es la permeabilidad de la costra, por lo tanto los yodos salinos tendrá mayor pérdida de agua y dará lugar a mayor diámetro de invasión que los lodos dulces.

RESISTIVIDAD DEL LODO

Se obtiene por medida directa de una muestra tomada en el momento de correr los registros, en esta muestra se mide con un resistivimetro la resistividad del lodo a condiciones de superficie, y luego se corrige a cualquier profundidad; se puede determinar en una forma indirecta con las siguientes formulas:

Rmf = 0.75 RmRmc = 1.5 Rm Rmf = Km (Rm)

RESISTIVIDAD DEL FILTRADO DE LODO

Este valor se obtiene en forma directa en el laboratorio, esto es la muestra de lodo se filtra por un papel permeable donde se quedan todos los sedimentos, pasando únicamente el líquido que se denomina filtrado del lodo y se mide la resistividad del filtrado del mismo. *

IMPORTANCIA DE LOS PERFILES

PERFIL ELECTRICO CONVENCIONAL

Este perfil representa la herramienta más usada en décadas pasadas, antes del advenimiento de otras más sofisticadas. Fue diseñado para medir la resistividad de las diferentes zonas de la formación mediante el uso de curvas de espaciamiento variado. Un perfil típico, tal como el que aparece en la figura 8, puede mostrar hasta seis curvas diferentes, a saber:

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- Curva de potencial espontáneo, o SP

- Cuatro curvas normales, de 16", 38", 64" y 16" amplificada

- Curva lateral, de 18'8"

La curva del potencial espontáneo viene en la pista izquierda, las normales en la pista central y la lateral en la pista derecha. En la antigüedad se usaron otras curvas, pero las nombradas son las más usuales.

Curva de Potencial Espontáneo, SP

Esta curva representa el registro continuo de la diferencia de potencial entre un electrodo móvil en el pozo y un electrodo fijo en la superficie, en función de la profundidad y expresada en milivoltios. Para que este potencial pueda desarrollarse, es necesario que el pozo este lleno con un fluido conductor de la electricidad, preferiblemente más resistivo que el agua de formación.

Las variaciones de la curva del potencial espontáneo son el resultado del flujo de corrientes en el lodo y a través de las formaciones, corrientes que son de origen electroquímico y electrocinético. El potencial total obtenido es la suma de los potenciales antes mencionados.

El potencial electroquímico, representado como Ec, esta compuesto a su vez por el potencial de difusión, llamado también potencial de contacto líquido-líquido, y por el potencial de lutita, llamado además potencial de membrana.

- Potencial de difusión, Ed.

Consideramos dos soluciones salinas de diferente concentración, tal que C1 sea mucho mayor que C2. Los iones Na+ y C1- pueden pasar de una solución a la otra, pero como los C1- tiene mayor movilidad, el resultado neto es un flujo de cargas negativas de la solución más concentrada a la menos concentrada. De esta manera, la solución más concentrada queda cargada positivamente (+), y la menos concentrada queda cargada negativamente (-), originándose la diferencia de potencial Ed.

Analíticamente esto se puede expresar como:

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C1Ed = - 11.6 log ----- (5.1)

C2

Se puede demostrar que las resistividades de las soluciones guardan proporcionalidad con su concentración salina, y por tanto:

RmfEd = - 11.6 log ------ (a 77F) (5.2)

Rw

- Potencial de lutita, Esh

Cuando una lutita separa soluciones de concentración diferente, se produce también un flujo de corriente. Debido a su estructura laminar, las lutitas son permeables a los iones Na+ y completamente impermeables a los iones C1-. En este caso, los iones Na+ se mueven a través de la lutita, de la solución más concentrada a la menos concentrada, lo cual constituye un flujo de corriente eléctrica, que corresponde al potencial a través de la lutita y que viene dado por

C1Esh = 59.1 log ------ (5.3)

C2

Análogamente se puede demostrar que:

RmfEsh = 59.1 log ----- (a 77F) (5.4)

Rw

El potencial electroquímico resultante puede representarse como en la figura 9 de las mencionadas tablas.

Convencionalmente, el cero de referencia se coloca en la línea de las lutitas, ya que frente a ellas la deflexión de la curva del potencial espontáneo es más o menos constante y recta. De acuerdo con esto, se expresar que:

Ec = Ed + Esh

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y por lo tanto,

C1Ec = 70.7 log ----- (5.5)

C2

Para temperaturas diferentes de 77F el potencial electroquímico viene dado por la siguiente relación:

RmfEc = -K log ----- (5.6)

Rw

donde K = 70.7 (TF + 460) /537

El potencial electrocinético, representado como EK, se origina por la diferencia de presión existente entre la columna de lodo y la formación, la cual ocasiona movimiento de iones a través del revoque, y por lo tanto, una caída de potencial. Esta caída de potencial es generalmente y en la práctica se considera despreciable. Pirson presenta una relación de tipo empírico, la cual permite estimar la magnitud del potencial electrocinético:

1/2Ek = - 0.0391 P (Rmc.hmc.F1)

Donde Rmc es la resistividad del revoque hmc es el espesor del revoque, pulgadas

F1 es la pérdida de agua en una prueba convencional, en cc/30 min/100 psi

P es la diferencia entre la presión de la columna de lodo y la formación.

Otra manera de evaluar la existencia de potencial electrocinético como componente del SP, se desprende de la fórmula general

SP = Ec + Ek

Por otra parte, F = Ro/Rw = Rxo/Rmf y también, Ro = FRw, y Rxo = FRmf entonces la ecuación (5.6) se puede expresar como: FRmf Rxo

Ec = -K log ------ = - K log ----- FRw Ro

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De esta manera se puede poner

RxoSP = -K log ----- + Ek

Ro

Pero en formaciones acuíferas, Ro = Rt, y por tanto

RxoSP = -K log ------ + Ek

Rt

Si entonces se construye un gráfico de SP vs log (Rxo/Rt), los puntos definirán una línea recta. Para (Rxo/Rt) = 1, la recta debe cortar la escala del SP en el punto de valor 0; en caso contrario, la desviación será debido al potencial electrocinético, Ek.

Potencial Espontáneo Estático, SSP

Las corrientes que originan el SP fluyen en cuatro medios diferentes: el hoyo, la zona invadida, la zona virgen y las lutitas adyacentes. En cada medio, el potencial a lo largo de una línea de corriente cae en proporción a la resistencia encontrada, siguiendo la ley de Ohm; la caída total de potencial de esa línea de flujo es igual a la de f.e.m. total.

El SSP es un concepto ideado por Doll y no es más que la f.e.m. mencionada anteriormente. Haciendo una analogía eléctrica se puede decir:

SSP = IRm + IRsd + IRsh

La componente IRm esta representada por el SP, y por lo tanto,

SSP = SP + I(Rsd + Rsh)

Si el valor del término I(Rsd + Rsh) es pequeño comparado con el SP, entonces:

SSP = SP

Esta circunstancia se presenta cuando se tiene una arena de gran espesor saturada con agua salada, pues en ese caso la influencia de la lutita vecina es despreciable. Si además se considera que no existe componente electrocinético, finalmente se tiene:

TF + 460 RmfSSP = -70.7 ----------- log -----

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537 Rw

Algunos autores consideran que esta relación no se mantiene para todos los rangos de salinidad ni para todo tipo de eletrolitos y han sugerido la modificación más usada generalmente:

TF + 460 RmfeSSP = -70.7 ----------- log ------

537 Rwe

Esta ecuación esta resuelta en forma gráfica en el Libro de Gráficos, en la Carta (SP-1).

Factores que afectan la Curva del Potencial Espontáneo

La pendiente de la curva del SP a cualquier nivel, es proporcional a la intensidad de las corrientes que circulan en ese nivel. Esa intensidad tiene su valor máximo en los bordes de la capa permeable, por lo cual, la pendiente del SP es máxima en esos puntos, y determina un punto de inflección en la curva y una manera de ubicar los límites de capas permeables.

La forma y amplitud de la deflexión de la curva del SP frente a una capa permeable, depende de varios factores entre los cuales se puede destacar:

i. Espesor, h, y resistividad verdadera de la capa permeable, Rt.

ii. Resistividad de las capas adyacentes, Rs

iii. Resistividad del lodo, Rm y diámetro del hoyo, d.

iv. Resistividad, Rxo, y diámetro de invasión, Di.

v. Presencia de arcillas dentro de la capa permeable.

Los cuatro primeros factores están directamente interrelacionados, y su efecto principal es reducir la amplitud de la deflexión. Las Figuras 10, 11, 12, 13, 14 y 15, son suficientemente explicativas de los efectos de estos factores sobre la curva del SP.

La presencia de arcilla dentro de la capa permeable, hace disminuir la amplitud de la deflexión de la curva del SP, hasta un valor que depende de la proporción de arcilla presente. A este valor se le denomina potencial seudo-estático, PSP, que está relacionado con el SSP, mediante el llamado factor de reducción " "

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Vsh =1- (PSP/SSP)

En arenas limpias, no hay reducción y por lo tanto, = 1, mientras que en arcillas no hay deflexión del SP, y = 0. La Figura 16, muestra el efecto de la presencia de lutitas intercaladas dentro de una formación permeable.

En general, el valor leído frente a un estrato en el perfil del SP, se denomina ASP. Este valor requiere correcciones por los factores antes mencionados para obtener el potencial estático espontáneo, SSP. El factor de corrección se determina mediante el gráfico SP-3, en función de h, d, Rt, Rm, Rxo y Di.

Aplicaciones de la Curva de Potencial Espontáneo

La curva del potencial espontáneo se registra en la pista izquierda del perfil eléctrico convencional. Frente a lutitas, las lecturas del SP son bastante uniformes y tienden a seguir una línea base de lutitas.

Frente a estratos permeables, el SP se desvía de esta línea, en capas suficientemente gruesas, las lecturas tienen a seguir una línea recta de deflexión, esencialmente constante, que define la línea base de arena. Esta deflexión es generalmente a la izquierda de la línea base de lutita y depende de la salinidad relativa del filtrado y el agua de formación, lo cual nos permite:

- Establecer correlaciones geológicas de los horizontes atravesados.

- Diferenciar entre lutitas y capas permeables, permitiendo a la vez medir los espesores de éstas.

- Obtener cualitativamente el contenido de arcillas de las capas permeables.

- Determinar valores de la resistividad del agua de formación, para lo cual se utilizan los gráficos Sp-1, SP-2 y SP-3 de las tablas de Schlumberger.

DETERMINACION DE LA RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACION

Para determinar el agua de formación por medio de la fórmula que se obtiene por medio del Potencial Electrocinético mas el petencial Electroquímico de la siguiente manera:

SSP= Pe+Pq

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Pe= tiende a un valor muy bajo cerca de la unidad por lo que

SSP=Pq

RmfRw=--------------- K=61+0.133(Tf)

-SP/K10

Anomalías del SP debidas a ruidos

En ocasiones, la curva del SP se ve afectada por señales super puestas procedentes de factores externos a la medición. Entre estos factores se encuentran:

- Magnetización del equipo (tambor, cable, etc). La señal se ve afectada por la superposición de una onda sinusoidal a lo largo del perfil si el causante es el cable, o periódica si el responsable es el tambor.

- Corrientes continuas que fluyen a traves de las formaciones, cerca del electrodo de superficie. Esto puede ser causado por desequilibrio de la corriente de medición o por bimetalismo (dos piezas de metales diferentes rodeadas de lodo se tocan y forman una batería débil). Estas corrientes normalmente son pequeñas y no afectarán la curva del SP, salvo en caso de formaciones altamente resistivas.

- La proximidad del Pozo a líneas de alto voltaje, motores eléctricos en funcionamiento, máquinas de soldar, etc.

- Tormentas eléctricas con caída de rayos a tierra, en sitios cercanos al pozo.

Muchos de estos problemas pueden minimizarse seleccionado cuidadosamente el lugar de ubicación del electrodo de superficie.

Curvas de Resistividad Normal y Lateral

Para obtener el perfil eléctrico convencional, se envían corrientes a la formación a través de electrodos y se miden los potenciales eléctricos producidos a otros. La medición de estos potenciales permite determinar los valores de resistividad que nos indicarán la presencia o no de hidrocarburos en las formaciones. Para efectuar esta medición es necesario que el pozo esté lleno con un fluido conductor de electricidad.

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De acuerdo con la forma en que se disponen los electrodos, se pueden tipificar dos clases de arreglos o dispositivos, llamados normal y lateral. En el dispositivo normal (Figura 17-a), una corriente I constante circula entre los electrodos A y B. El punto de medición esta ubicado en 0, a mitad del camino entre A y M. La distancia AM es el espaciamiento del dispositivo lateral (Figura 17-b), la corriente I circula entre los electrodos A y B y la diferencia de potencial se mide entre los electrodos M y N, situados sobre dos superficies equipotenciales concéntricas en A. El punto de medición esta ubicado en 0, en el punto medio entre M y N. El espaciamiento A0 es de 18'8".

En el caso de estos dispositivos y de cualquier otro, la corriente tiene un límite práctico de influencia que depende de muchas variables. Este límite se conoce con el nombre de "radio de investigación". Para una formación homogénea e isotrópica, se define como el radio de la esfera que delimita un volumen de formación, cuyo efecto sobre el electrodo de medida es igual al efecto del volumen de formación fuera de la esfera.

Curvas normales (Normal Corta y Normal Larga)

Objetivos.- Para la normal corta (AM-16"), el objetivo de la resistividad de la zona invadida y para la normal (AM = 64"), el objetivo es la resistividad de una zona intermedia entre la zona invadida y la zona virgen. Utilizando ambas normales en la forma combinada, podemos determinar valores aceptables para la resistividad de las zonas invadidas y virgen y el diámetro de invasión mediante el uso de cartas de interpretación. El radio de investigación de las curvas normales es aproximadamente dos veces su espaciamiento.

Características.- La principal característica de las curvas normales es su simetría con respecto al centro de la capa. Las capas resistivas (Rt > Rs) siempre aparentan un espesor menor que el real en una magnitud igual al espaciamiento AM (1/" AM en el tope y en fondo de la capa). Las capas conductivas (Rt < Rs) aparentan un espesor que es mayor que el real en una magnitud igual al espaciamiento AM. La Figura 18 muestra las curvas reales para los casos de formaciones resistivas y conductivas, para espesores de capa mayor y menor que el espaciamiento utilizado en el registro de la curva; se señalan además todas las características en cada caso.

Factores que afectan las curvas normales.- Las curvas normales están afectadas factores inherentes al pozo, a las capas adyacentes, a la capa propiamente dicha y al diámetro de invasión. Estos factores, en general, modifican la definición y forma de las curvas y pueden corregirse mediante el uso de cartas de corrección suplidas por Lane-Wells Company y

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Schlumberger Well Surveying Co.

Aplicaciones.- Las curvas normales pueden usarse como medio para correlación geológica, para lo cual la normal corta es la más adecuada y también para determinar los valores de Rt, Ri y Di.

Para resolver Rt, Ri y Di para valores dados de las curvas de 16" y 64", es necesario emplear el método de Schlumberger mediante el Análisis de Curvas de Desviación (Departure Curve Analysis), documentos 3 y 7, por Guyod y Pranglin en sus Cartas de Interpretación o por Lane-Wells Co. (actualmente Dresser Services) en sus Cartas de Interpretación.

En la práctica el solo uso de las normales es insuficiente para resolver el sistema de tres ecuaciones con res incógnitas, ya que las dos curvas normales solo brindan dos ecuaciones. En este caso es necesario tener información adicional, tal como la porosidad o el factor de formación, o una curva lateral.

El método de las dos normales de Lane-Wells, es el más fácil de aplicar y requiere el uso de gráficos mediante los cuales se puede encontrar valores de Ri/Rm y Rt/Rm que satisfagan el problema para un valor específico de Di/d. Si no hay una curva lateral, entonces es necesario disponer de un valor de porosidad o factor de formación, bien sea de una formación saturada de agua o bien de alguna herramienta de porosidad que proporcione un valor independiente y confiable. El siguiente ejemplo describe la aplicación del método.

Ejemplo N 1

Se tiene una arenisca de 55 pies de espesor, de los cuales los primeros 15 pies son petrolíferos y el resto acuíferos. De los perfiles se tiene:

R16 = 8.1 ohm-mR64 = 4.3 ohm-mRs = 1.2 ohm-mR18'8" = 0.6 ohm-m (en la zona acuífera)SPP = - 115 mv a 155Fh = 15'Rm = 0.6 ohm-m a 155F

Solución

Corrigiendo las normales por espesor la capa y capa adyacentes, se tiene:

R16c = 9.1 ohm-mR64c = 6.3 ohm-m

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Con R16c/Rm y R64c/Rm, y usando los gráficos, se construye la siguiente tabla:

Di/d Ri/Rm Rt/Rm Ri/Rt

251015

301715

18.8

8.08.06.55.0

3.752.132.312.96

Del acuífero, con Ro = 0.6 y del SP, se obtiene Rmfe/Rwe = 26, y como Rmf = 0.42, entonces, Rwe = 0.016 y Rw = 0.026. Por lo tanto, el factor de formación será F = 0.6/0.026 =23 y = 18 (usando Humble). De la Figura 4, Rz/Rw = 7.0 y por lo tanto, Rz = 0.18. Asumiendo un ROS de 30% y aplicando Archie.

2Ri = FRz/(1-ROS) = 8.5

Entonces, Ri/Rm = 14.1. En base a este valor, Di/d es aproximadamente 15 y como Ri = 8.5, se tiene que T¡Rt = 5.0 x 0.6 = 3.0. La saturación de agua calculada según Archie es

1/2Sw = (Ro/Rt) = 0.41 o 41%

La normal corta puede usarse como una herramienta de porosidad debido a su pequeño radio de investigación, siempre y cuando se tenga suficiente invasión y una estimación razonable del petróleo residual en la zona lavada (ROS). En este caso se procede como en el problema anterior.

2F = Ri (1 - ROS) /Rz

Donde Ri es R16 corregida por espesor de capa y capa adyacente y Rz se obtiene mediante la Figura 4. Una vez obtenido F, se calcula la porosidad por la relación mas apropiada al tipo de roca, o mediante la relación de Humble.

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Curva lateral (AO = 18'8")

Objetivos.- La curva lateral fue diseñada para obtener una investigación profunda de las formaciones y como tal(Rt), su objetivo es la resistividad verdadera de la formación. En combinación con las curvas normales, puede usarse además para determinar la resistividad de la zona invadida y el diámetro de invasión, mediante gráficos separados al efecto. El radio de investigación es aproximadamente igual al espaciamiento.

Características.- La principal característica es la asimetría de la curva. Las capas resistivas presentan siempre una garganta inmediatamente por encima del tope de la capa, donde el valor de la resistividad es mínimo, y un pico resistivo en la base de la capa donde el valor es máximo. El verdadero valor de Rt se lee según técnicas apropiadas, que dependen del espesor de la capa. En el caso de capas delgadas, de espesor menor que el espaciamiento, la curva muestra un pico resistivo en frente de la capa, seguido por lecturas bajas en lo que se llama la zona ciega y luego, un pico resistivo falso, llamado de reflexión, situado a una distancia AO medida desde el fondo de la capa. En el caso de capas conductivas (Rt < Rs) la curva tiende a leer el valor de Rt. La capa presente en este caso un espesor aparente mayor que el real, en una cantidad AO por debajo de la capa. Encima del tope de la capa existe un pico falso de resistividad donde el valor es máximo. Las Figuras 19a y 19b muestran las curvas reales e ideales para los casos de formaciones resistivas y conductivas, para espesores de capa mayor y menor que el espaciamiento AO.

Factores que afectan la Curva Lateral

La respuesta del dispositivo lateral está afectada en mayor o menor grado por la resistividad del lodo, el diámetro del pozo, la resistividad y espesor de la capa, la resistividad de la capa adyacente y el diámetro de invasión.

La resistividad y espesor de la capa y la resistividad de la capa adyacente son factores muy importantes en la respuesta de la curva lateral.

El diámetro de invasión tiene poco efecto sobre la curva, a menos que sea muy profunda y haya mucho contraste entre Ri y Rt. En este caso la lectura puede requerir corrección mediante el método Normal-Lateral que será explicado un poco más adelante.

Aplicaciones.- La aplicación de la curva lateral esta dirigida básicamente a obtener el valor de la resistividad verdadera de la formación, Rt. Para obtener el valor de Rt existen reglas simplificadas. Una vez obtenido el valor de R18'8" este se corrige si es necesario, por efectos del pozo, mediante el gráfico Rcor-10. En combinación con las curvas normales, se puede obtener también en forma conjunta los valores de Ri y Di.

Para hacerlo, se recurre al método Normal-Lateral, tal como se muestra en le ejemplo propuesto a continuación:

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Considere una arenisca similar a la del Ejemplo N 1, pero donde el espesor de la capa es mayor, de forma tal que las normales tengan valores iguales a los de dicho ejemplo corregidos por espesor de capa y capa adyacente.

Use como dato adicional un valor de R18'8" = 3.6 ohm-m, en la zona petrolífera.

Solución

Aplicando los gráficos de la Lane-Wells para la combinación Normal-Lateral, se tiene:

R16/Rm = 15.1 y R18'8"/Rm = 6.0

Di/d Ri/Rm Rt/Rm Ri/Rt

251015

4018

15.514.5

5.55.85.75.5

7.273.102.722.64

Los valores de Ri/Rt obtenidos mediante los métodos de las dos normales y el de normal y la lateral, se grafican contra Di/d. Las dos curvas se cortan en un punto donde Di/d aproximadamente 9; el valor más probable de Ri = 9.6 y Rt = 3.45. Usando Rz = 0.18 y ROS = 30%, se consigue que F = 25 y = 17.5%. Con estos valores se obtiene finalmente que Sw = 0.43.

MICROPERFIL-MICROCALIBRADOR, ML

El microperfil es una herramienta diseñada para tener una investigación poco profunda dentro de la formación, sin ser afectada por los fluidos en el pozo. El propósito original fue la estimación del factor de formación y por tanto, de la porosidad, ya que las lecturas se realizan preferentemente en la zona lavada. Las lecturas se efectúan mediante dos dispositivos de espaciamiento muy pequeño; uno normal, de dos pulgadas y otro, lateral, de pulgada y media de espaciamiento. Estos dispositivos trabajan simultáneamente por medio de tres electrodos montados en una almohadilla, la cual se mantiene contra la pared del hoyo,

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por la acción de brazos mecánicos y resortes. El registro producido consta de dos curvas llamadas micronormal (R2") y microinversa (R1" x 1"). La Figura 21 muestra la disposición de los electrodos en la almohadilla y la distribución de las corrientes enviadas a la formación.*

Principio de medición

A través del electrodo A, se envía a la formación una corriente de intensidad conocida, la cual crea diferencias de potencial entre los electrodos M1 y M2 y entre M2 y un electrodo de referencia en al superficie. Con estas diferencias de potencial se efectúan las dos mediciones de resistividad. La combinación AM1M2 es la llamada microinversa y la combinación AM2-superficie, es la micronormal.

El radio de investigación de la microinversa es de 1.5" y el de la micronormal es de 4". Según esto, la primera responde básicamente a la presencia de revoque, y la segunda principalmente a la zona lavada.

La mayoría de las sondas incluyen una segunda almohadilla idéntica y directamente opuesta a la primera. La distancia entre las caras exteriores de las dos almohadillas es registrada en forma contínua mientras se registra el microperfil obteniéndose así el llamado perfil microcalibrador, que no es más que el registro continuo del diámetro del hoyo.

Presentación del Registro Típico

En la pista izquierda, en escala lineal, se registra la curva de calibración y la línea trazada eléctricamente, que representa el diámetro de la broca. La diferencia entre las dos líneas permite conocer el espesor del revoque. Las curvas micronormal (punteadas) y microinversa (continuas) se registran en la pista derecha. La Figura anterior representa un microperfil típico.

Interpretación Cualitativa

El valor de Rmc es en general de una a dos veces el valor de Rm, y casi siempre mucho menor que Rxo. En consecuencia, la micronormal generalmente leerá mayor valor que la microinversa en presencia de una formación permeable. A esto se le llama separación positiva.

La regla de la separación positiva para identificar capas permeables, no es válida cuando el revoque es muy delgado, lo cual sucede con los lodos muy salinos. En este caso, la separación será prácticamente nula. Otra excepción sucede cuando la invasión es muy somera y la formación contiene agua muy salada. En este caso Rmc puede ser mayor que Rxo y la micronormal leerá menor valor que la microinversa, produciéndose por lo tanto, una separación negativa. Esto se puede observar cuando se usan lodos con baja pérdida de agua, en formaciones de porosidad relativamente alta.

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Si la porosidad y la permeabilidad vertical de una formación son muy altas, y la formación contiene agua mucho más salada que el filtrado de lodo, éste tiende a flotar sobre el agua, acumulándose en el tope de la zona porosa; en estas circunstancias, el microperfil mostrará separación positiva en el tope de la formación y ninguna separación (o negativa en algunos casos) hacia la base.

En areniscas limpias de buena permeabilidad, la existencia de un contacto petróleo-agua puede ponerse de manifiesto por una disminución de la magnitud de la separación desde el nivel del contacto hacia la base de la arenisca.

En zonas muy apretadas o duras, ambas curvas tenderán a leer valores altos, indicando ausencia de permeabilidad.

En lutitas, como no hay formación de revoque, ambas curvas deben leer el mismo valor o presentar separación ligeramente negativa. En el caso de derrumbes en zonas de lutitas, si la resistividad de ésta es mayor que Rm y si el derrumbe no es demasiado grande, las curvas pueden presentar eventualmente separación positiva falsa, ya que la microinversa va a leer Rm y la micronormal leerá Rs. El posible error que pueda cometerse, se evita con el uso de una curva de SP o de rayos gamma, o preferiblemente con la curva de calibración.

Factores que afectan las lecturas del Microperfil

Las lecturas del microperfil pueden ser afectadas por la resistividad del lodo, el diámetro del pozo, el espesor y resistividad del revoque y el diámetro de invasión.

La resistividad del lodo únicamente afecta al microperfil cuando no hay buen contacto entre la almohadilla y la pared del hoyo, pues en este caso se producen fugas de corriente.

El diámetro del pozo también tiene efecto, aunque pequeño, sobre las lecturas.

Las compañías de servicio generalmente incluyen esta corrección en sus cartas de interpretación.

El espesor y resistividad del revoque son responsables por los mayores efectos sobre las lecturas. La corrección se efectúa mediante el Gráfico Rxo-1 de las tablas de Schlumberger.

El diámetro de invasión debe ser mayor de 4" para que no afecte directamente las lecturas. También influye notablemente cuando éstas van a usarse para determinar valores de porosidad. En este caso, hay que tener un conocimiento apropiado del valor de ROS antes de usar la carta Por2 .

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Condiciones Optimas y Limitaciones

Para obtener buenos valores de Rxo, se requiere trabajar bajo las siguientes condiciones:

hmc < ½"Rxo/Rmc < 2520 = = 15%Di > 4"

La utilidad del microperfil dependerá mayormente de la precisión en la medición de Rmc. En caso de derrumbes pequeños en zonas permeables, el valor de hmc no podrá ser estimado con propiedad, y esto puede producir errores en la determinación de Rxo. En estos casos, se procede como se indica en el Gráfico Rxo-1 .

Aplicaciones

En la actualidad el mayor uso del microperfil radica en la delimitación de capas permeables y su espesor neto. En casos en que no se disponga de mejores medios, el microperfil puede usarse para obtener Rxo y . Estos valores serán sólo aproximados y poco confiables.

Es usual que mientras se baja la herramienta los brazos de esta vayan cerrados.

Si en estas circunstancias se registran las microcurvas, los valores mínimos de la microinversa darán el límite superior del valor de Rm, a la temperatura de la formación. El perfil registrado en esta forma recibe el nombre de perfil de lodo (mud log).

MICROLATEROPERFIL, MLL

El microlateropefil es una herramienta de pared que posee mecanismos de enfoque de corriente, para tratar de eliminar en su mayor parte el efecto del revoque. El objetivo principal de este dispositivo es la determinación de la resistividad de la zona lavada, Rxo.

Principio de Medición

El sistema de medición comprende un electrodo central Ao de pequeño tamaño y tres electrodos circulares en forma de anillo, M1, M2 y A1, concéntricos en Ao, espaciados en 9/16" entre anillos sucesivos; todos los electrodos van colocados en una almohadilla que se apoya contra las paredes del pozo, mediante un mecanismo de resortes y brazos.

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Una corriente de intensidad constante conocida, es enviada a la formación por medio del electrodo Ao y otra corriente de la misma polaridad fluye a través del anillo exterior A1. la intensidad de esta última, es ajustada de forma tal que la diferencia de potencial entre los anillos M1 y M2 se mantenga básicamente nula. En esta situación, se registra el potencial existente en cualquiera de los electrodos M1 y M2. La resistividad medida es proporcional a un factor que depende de la geometría del sistema y que se determina experimentalmente. La corriente emitida a través del electrodo A1, obliga a la corriente emitida en Ao a penetrar perpendicularmente a la formación en forma de haz, con un diámetro que es aproximadamente el diámetro promedio de los anillos M1 y M2, es decir, aproximadamente 2". Al comienzo, el diámetro del haz aumenta muy lentamente, para luego divergir rápidamente. Se ha demostrado mediante experimentos de laboratorio, que la parte de la formación, situada más allá de 3" desde la pared del pozo, tiene muy poco o ningún efecto sobre la medición del microlateroperfil. En consecuencia, la profundidad de la investigación de la herramienta es de una 3" y como el diámetro del haz es de unas 2", la respuesta del perfil es muy sensitiva a variaciones finas de la litología. La Figura 23 muestra un esquema de la disposición de los electrodos en al almohadilla y la distribución de las líneas de corriente.

Perfil Típico*El perfil típico, tal como el que se muestra en la Figura 24, contiene la curva de resistividad en la pista derecha y el diámetro de la mecha y curva de calibración del hoyo, en la pista izquierda.

Interpretaciones Cualitativas

En formaciones porosas, la curva resistividad da directamente el valor de Rxo, siempre y cuando Di sea mayor de 4". En formaciones duras impermeables se obtienen generalmente lecturas muy altas. En lutitas, si no hay derrumbes y la almohadilla está bien apoyada, se obtiene directamente el valor de Rsh.

Factores que afectan las Lecturas

El principal factor que afecta las lecturas del perfil, es el espesor del revoque. Si éste es mayor de 1/2", las lecturas deben corregirse mediante el gráfico Rxo-2, para obtener el valor de Rxo. Las correcciones son notables para valores altos de Rxo/Rmc. Valores de hmc menores de 3/8" permiten usar directamente el valor de RMLL como Rxo, sin ninguna corrección.

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Condiciones óptimas y limitaciones

Los lodos salados generalmente producen invasión de moderada a profunda y revoques delgados. En estas condiciones, el microlateroperfil es ideal. Si el espesor del revoque es mayor de 1/2" y RMLL/Rmc es mayor de 15, las correcciones requeridas son demasiado elevadas y por tanto, el microlateroperfil no es recomendable en estas condiciones. La gran definición vertical del perfil produce un registro con demasiados detalles y esto dificulta las técnicas de lectura.

Aplicaciones

Además de su aplicación principal a la medición de Rxo, el microlateroperfil es excelente para detectar límites de capas permeables. Como consecuencia de la medición de Rxo, el MLL permite calcular porosidades conocidas Rmf y ROS.

Esto puede hacerse mediante el Gráfico Por-2 (C-12).

PERFIL DE PROXIMIDAD, PL

El perfil de proximidad es otra herramienta de pared diseñada para pedir la resistividad de la zona lavada, pero sin la abundancia de detalles del MLL y menos afectada por el espesor del revoque.

Principio de Medición

El sistema de medición comprende tres tipos de electrodos, electrodo de medida, electrodo monitor y electrodo guarda colocados todos en una almohadilla que se apoya contra la pared del hoyo mediante un sistema de brazos y resortes.

En línea básica, el principio de medición es similar al de MLL, ya que también lleva un sistema de enfoque automático de corriente mediante el electrodo monitor. La Figura 25 muestra la disposición de los electrodos en el perfil de proximidad. El sistema de enfoque del perfil de proximidad es más poderoso que el del microlateroperfil y en consecuencia, la corriente de medida penetra mucho más en la formación, llegando a alcanzar hasta unas 16". En estas circunstancias, la respuesta va a depender del diámetro de invasión de filtrado. La resistividad media puede expresarse como:

Ra = J(Di) Rxo + (1 - J(Di))Rt (5.3)

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donde J(Di) es el factor seudo-geométrico de la zona invadida. El valor de J(Di) es función del diámetro de invasión y viene dado por el Gráfico Rcor-2 (libro de gráficos, Edición 1968).

Perfil Típico

El perfil típico es similar al microlateroperfil con la única diferencia de que la escala de resistividad es logarítmica y comprende 4 ciclos, desde 0.2 hasta 2.000 ohm-m. La Figura 26 muestra un perfil típico.

Interpretación cualitativa

En formaciones porosas, la curva da un valor intermedio entre Rxo y Rt, pero más cerca de Rxo. Las lecturas muy elevadas son típicas de formaciones duras impermeables. En lutitas, si no hay derrumbes, la lectura da directamente Rsh.

Factores que afectan las lecturas

Las lecturas del perfil de proximidad están afectadas básicamente por el revoque y por el diámetro de invasión. La corrección por revoque solo es necesaria cuando hmc es mayor de 3/4" y se efectúa mediante el gráfico Rxo-2 para lo cual es necesario conocer hmc y Rmc. El diámetro de invasión afecta la lectura cuando es menor de 40, pues J(Di) se hace menor de 1.0 y la lectura vendrá afectada por Rt; en este caso es necesario aplicar la ecuación (5.8) para obtener Rxo.

Condiciones Optimas y Limitaciones

Las condiciones óptimas para la aplicación de la curva, van a depender de la invasión del filtrado y del espesor del revoque. Este último, debe ser menor de 1" y Di debe ser mayor de 10", por lo que el perfil es adecuado para formaciones de baja porosidad.

La limitación principal es una consecuencia directa del diámetro de invasión; no debe usarse en formaciones porosidad alta, pues las lecturas estarían muy afectadas por Rt. Por supuesto que cuando Rxo y Rt son casi iguales, la respuesta del perfil de proximidad va ser directamente independiente de J(Di).

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Aplicaciones

La principal aplicación es la obtención de Rxo en los casos en que el microlateroperfil no es adecuado y la obtención de porosidad mediante la aplicación de la ecuación de Archie en la zona lavada. Además, puede usarse para delimitar capas, ya que tiene buena resolución vertical.

PERFIL MICROESFERICO ENFOCADO, MSFL

El perfil microesférico enfocado es una herramienta de reciente aparición en el mercado, diseñada para medir la resistividad de la zona lavada, Rxo, sin los negativos efectos del revoque en el MLL y sin requerir una invasión profunda como el PL. Es una herramienta de contacto, similar en principios y diseño al MLL y PL y como ellos, es también enfocada.

Principio de medición.

La medición se efectúa mediante cinco electrodos (Ao, Mo A1, M1 y M2) colocados sobre una almohadilla que se apoya firmemente contra la pared del hoyo (Figura 27). A través del electrodo central Ao, se emiten dos corrientes Io y Ia, cuya suma se ajusta de forma tal que el voltaje de medida, indicado en la Figura 27, se mantenga igual a un voltaje de referencia constante. La corriente Io se ajusta independientemente de manera que el voltaje monitor V, sea igual a cero. En estas condiciones, la corriente Io es proporcional a la conductividad de una sección de formación situada casi inmediatamente después del revoque. El valor de Io es medido y convertido en resistividad.

El haz de corriente enviado a la formación es inicialmente muy delgado, pero diverge rápidamente. De esta particularidad, resulta que la profundidad de investigación es apenas un poco mayor que la del MLL, pero como el haz es muy concentrado al comienzo, el efecto del revoque es minimizado y es intermedio entre el MLL y el PL.

La corriente de enfoque esférico Ia, fluye mayormente dentro del revoque y es fuertemente influida por él. Esta propiedad se utiliza para registrar una señal proporcional al espesor del revoque.

Perfil Típico

La curva de resistividad se registra en la pista derecha, en escala logarítmica de cuatro ciclos, desde 0.2 hasta 2.000 ohm-m. En la pista izquierda se registra una curva de conductividad,

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que es proporcional al espesor del revoque (Figura 28).

Factores que afectan las lecturas

Las lecturas muy afectadas para valores de hmc mayores de 3/4" y para valores elevados de RMSFL/Rmc. La corrección se efectúa mediante el gráfico Rxo-2. El diámetro de invasión sólo afecta las lecturas cuando es muy pequeño y en este caso, deben corregirse utilizando una ecuación semejante a la (5.8).

Condiciones Optimas y Limitaciones

El espesor del revoque debe ser no mayor de 3/4" y los valores de RMSFL/Rmc deben ser menores de 20", para obtener lecturas poco afectadas por el revoque. La invasión debe ser mayor de 8" para no tener efectos de Rt. Por estas razones, el perfil es adecuado para casi cualquier tipo de formaciones.

La principal limitación estriba en el hecho de que no permite obtener valores representativos del espesor de revoque, ya que la curva indicadora es muy afectada por la rugosidad de las paredes del pozo. En la actualidad, hay la tendencia a eliminar dicha curva, sustituyéndola por una especie de microperfil sintético, que solo se usa como indicador de permeabilidad.

Aplicaciones

El MSFL es adecuado para obtener Rxo en la mayoría de los casos, y valores de porosidad derivados de la ecuación de Archie. También pueden usarse para delimitar capas permeables, pues tiene buena definición vertical.

Resumen General sobre Micro-dispositivos

Todos los micro-dispositivos tienen en común el hecho de ser herramientas de contacto, con profundidad de investigación relativamente baja, y por lo tanto, tienden a leer Rxo directamente.

Los efectos del revoque y de la profundidad de invasión han venido minimizándose cada día, mediante sistemas de enfoque cada vez más sofisticados, por lo cual el ML ha quedado sólo como detector de permeabilidad y como medio para contar arenas. Por otra parte, tanto el MLL como el PL puede correrse simultáneamente con el ML, obteniéndose un perfil ya correlacionado en profundidad. El MSFL puede correrse simultáneamente con e DLL o en combinación con el perfil de densidad, el perfil de neutrones y el perfil de rayos gamma, lo que representa un ahorro sustancial en el tiempo de perfilaje.

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PERFIL DE INDUCCION, IL

El perfil de inducción fue introducido en 1948 con el objeto de perfilar pozos perforados con lodos a base de petróleo, ya que las herramientas de electrodos no trabajan en este tipo de lodo conductivo. Posteriormente a 1952 comenzó a usarse también en lodos dulces y pronto probó sus ventajas sobre el perfil eléctrico convencional. Desde 1960 se le añadió a la sonda un dispositivo para registrar también una curva normal corta, y desde entonces se le conoce como perfil inductivo eléctrico.

Objetivo principal de este perfil, es la medición de la resistividad de la zona no afectada por la invasión de filtrado, es decir, la zona virgen. El perfil responde a la conductividad de la formación y como tal, la unidad de medida es el mho-metro. En la práctica, esta lectura es reciprocada y convertida en resistividad; los valores de resistividad son generalmente mayores de 1.0 y por lo tanto, para evitar usar valores fraccionarios de la conductividad, se utiliza la milésima parte del mho-m, es decir el milimho-m.

Principio de Medición

Una sonda típica de inducción, en su expresión más sencilla, consiste de dos bobinas coaxiales, una trasmisora y una receptora. Mediante un oscilador se envían a la bobina trasmisora corrientes alternas de intensidad constante y de alta frecuencia, lo cual crea en la formación un campo magnético, que a su vez, induce corrientes parásitas o de Foucault en la formación. Estas corrientes producen su propio campo magnético, el cual induce un voltaje en la bobina receptora, proporcional a la conductividad de la formación. Las señales inducidas en la bobina receptora son amplificadas, rectificadas y trasmitidas a la superficie.

Un equipo completo de inducción consta además, de 3 o 4 bobinas adicionales, cuyo objeto es minimizar el efecto del barro y de las capas adyacentes. Según tenga 3 o 4 bobinas extras, el equipo recibirá los siguientes nombres.

6FF40 - 4 bobinas extras, 40" de espaciamiento5FF40 - 3 bobinas extras, 40" de espaciamiento6FF27 - 4 bobinas extras, 27" de espaciamiento5FF27 - 3 bobinas extras, 27" de espaciamiento

El espaciamiento, que puede ser de 40" y 27" es la distancia entre las bobinas receptora y trasmisora. La Figura 29 muestra un esquema del equipo convencional.

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Perfil Inductivo Eléctrico, IEL

El perfil inductivo eléctrico no es más que una sonda convencional de inducción a la cual se le ha añadido una curva normal corta. Su objetivo es también medir la resistividad de la zona virgen, en pozo perforados con fluidos conductores o no conductores.

Perfil Típico

Un perfil típico, tal como el que se muestra en la Figura 30, consta de cinco curvas; una curva litológica, SP o rayos gamma, que se registra en la pista izquierda; una curva de resistividad derivada de la conductividad, una curva normal corta y su amplificada, registradas en la pista central, y una curva de conductividad, registrada en la pista derecha. El uso de las curvas de conductividad y su recíproca, la de resistividad, permite leer con precisión en cualquier tipo de formación. Si la resistividad es baja, se debe leer en al curva de conductividad y luego obtener el valor recíproco; si la resistividad es alta, la lectura debe hacerse en la curva de resistividad.

Factores que afectan las lecturas

La respuesta del perfil de inducción es la suma de los efectos de los cuatro medios que contribuye a ella: lodo, capa adyacente, zona invadida y zona virgen. La conductividad leída, Ca, la podemos expresar como:

Ca = CmGm + CIGI + CsGs + CtGt (5.9)

donde las C representan las conductividades de cada medio y las G representan sus factores geométricos. La suma de los factores geométricos es igual a 1.0. La ecuación (5.9) en términos de resistividad viene dada por:

1 Fm Gi Gs Gt ---- = ---- + ---- + ---- + ---- (5.10) Ra Rm Ri Rs Rt

Cada uno de estos factores tiene su efecto particular y debe considerarse por separado.

Efectos del lodo

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El factor Gm/Rm depende del lodo y del diámetro del hoyo. Su efecto es considerado cuando el lodo es salino y también cuando el diámetro del pozo es mayor de 10". El efecto del pozo, sin embargo, puede minimizarse mediante la colocación de centralizadores en la sonda. El gráfico Rcor-4 permite la corrección, conocidos Rm, d y el stand-off. la señal del pozo debe restarse de la señal total antes de hacer las correcciones subsiguientes.

Efectos de la capa adyacente

El factor Gs/Rs depende de la resistividad de la capa vecina y también del espesor de la capa considerada. Cuando Ra/Rs es menor de 1.0, la corrección es relativamente pequeña, ya que las corrientes tienden a circular en la zona mas conductiva. Para Ra/Rs mayor de 1.0, la corrección puede ser importante si la capa es delgada (h < 5') y resistiva. Para espesores de capa menores de 5' la resolución de la curva es muy pobre. La corrección se efectúa mediante los gráficos Rcor-5 y Rcor-6.

Efectos de la invasión

Cuando la invasión es menor de 5d, su efecto es poco importante sobre las lecturas. En general, si no existe efecto del lodo y la capa es mayor de 5' de espesor, la conductividad aparente viene dada por:

Ca = Cxo G(Di) + Ct[1.0 - G(Di)]

Donde G(Di) representa el factor geométrico radial, función del diámetro de invasión. En términos de resistividad, se tiene:

1 G(Di) 1 - G(Di) ---- = -------- + -------------- Ra Rxo Rt

El valor de Rxo puede obtenerse de cualquiera de los dispositivos microresistivos. El diámetro de invasión puede estimarse conociendo la porosidad de la formación.

Condiciones Optimas y Limitaciones

La herramienta de inducción puede trabajar con cualquier tipo de fluido en el pozo, pero las condiciones óptimas en las cuales debe usarse son:

Rt > 3RxoDi < 5d (5FF40) < 10d (6FF40)Rt/Rm < 10h > 5'

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La limitación de esta herramienta es su incapacidad para trabajar en formaciones de alta resistividad. El cero de la curva de conductividad puede lograrse con una precisión de ± 2 milimho/m, y por lo tanto cuando la resistividad es muy alta (baja conductividad) puede cometerse un error de gran magnitud por esta razón. La herramienta no debe usarse cuando se prevén resistividades mayores de 100 ohm-m.

Aplicaciones

El perfil de inducción se aplica principalmente para determinar Rt, sobre todo en presencia de lodos no conductivos, además, es el único perfil que permite obtener Rt en pozos perforados con aire. En presencia de capas con espesor mayor de cinco pies, tiene muy buena definición vertical.

PERFIL DE DOBLE INDUCCION, DIL

El perfil de doble inducción se registra con una herramienta similar a cualquier otra de inducción, pero en este caso, la herramienta es capaz de registrar tres curvas simultáneamente.

- Inducción profunda, ILd- Inducción media, ILm- Lateroperfil 8, LL-8

El ILd es una curva similar en sus características a la curva 6FF40. Y como tal, permite determinar la resistividad de la zona virgen, Rt. El ILm tiene resolución vertical similar a la curva 6FF40, pero solo cerca de la mitad de la profundidad de investigación. El lateroperfil 8 será estudiado posteriormente.

Perfil Típico

El perfil típico presenta una curva de SP o de rayos gamma en la pista izquierda y las tres curvas de resistividad en al pista derecha, en escala que puede ser logarítmica de 4 ciclos o lineal, según la escala de profundidad que se haya registrado. La Figura 31 muestra la sección típica de un perfil.

Factores que afectan las curvas

Las curvas Ilm y Ild están afectadas por los mismos factores que afectan al perfil de inducción, solo que el efecto de la invasión sobre el Ilm es más notable pro su profundidad de investigación, que es más reducida. Las correcciones se ejecutan de la misma manera que para la curva 6FF40.

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El perfil combinado de doble inducción con lateroperfil tiene una ventaja notable sobre el perfil de inducción normal, ya que permite determinar la existencia de la zona anular y hace posible su evaluación. Esto se explicara más adelante, en conjunto con otros métodos de evaluación mediante perfiles combinados.

HERRAMIENTAS DE ENFOCAMIENTO MEDIANTE ELECTRODOS.

LATEROPERFILES

La primera medición con este tipo de herramientas, fue hecha en 1927, Este tipo de perfilaje fue abandonado hasta 1949, cuando fue reintroducido por la Birdwell y posteriormente por la Schlumberger. El objetivo principal de estas herramientas en la medición de resistividad, usando electrodos que fuerzan la corriente de medida dentro de la formación, en forma de lámina de espesor predeterminado, de tal manera que solo se mide una extensión vertical limitada, sin los efectos del lodo de perforación.

Existen varios tipos de lateroperfiles, a saber:

- Lateroperfil 3- Lateroperfil 7- Lateroperfil 8- Doble lateroperfil

LATEROPERFIL 3

Su objetivo es la medición de Rt, especialmente en capas muy delgadas en presencia de lodos muy salinos. Como utiliza corrientes enfocadas, la medición está casi libre de los efectos de las capas vecinas.

Principio de Medición

La herramienta consta básicamente de tres electrodos alargados A1, Ao y A2. Se envia una corriente constante a través del electrodo de medida, Ao, y al mismo tiempo se envía una corriente de control a través de los electrodos guardas, A1 y A2, de forma tal que la diferencia de potencial entre A1 y Ao se mantenga nula, lo que obliga a la corriente de medida a penetrar horizontalmente en la formación. El perfil registrado resulta de la diferencia de potencial entre Ao y N. La Figura 32 representa un esquema del circuito eléctrico y de la distribución de la corriente.

La longitud de cada electrodo guarda es de 5 a 6 pies. Mientras mayor sea el electrodo,

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mayor será la profundidad de investigación de la herramienta, pero el intervalo del fondo del hoyo correspondiente a la longitud del electrodo, no podrá ser registrado. El radio de investigación de la herramienta es unas tres veces la longitud del electrodo guarda.

LATEROPERFIL 7

El lateroperfil 7 tiene los mismos objetivos que el lateroperfil 3. El principio de medición es similar, solo que en este caso la herramienta consta de un electrodo central Ao y tres pares de electrodos de enfoque M1-M2, M1'-M2' y A1-A2. Los electrodos de cada par están colocados simétricamente con respecto al electrodo Ao, y están colocados en corto-circuito. La diferencia de potencial se mantiene igual a cero entre M1 y M1' y la medición se hace registrando las variaciones de potencial entre M1 y N. La Figura 33 muestra la disposición de los electrodos y la distribución de las líneas de corriente. El radio de investigación es de unas 120".

Perfiles Típicos

El perfil típico es similar para ambas herramientas, excepto por la escala de resistividad, que es híbrida para el LL-3 y logarítmica para el LL-7. En la pista izquierda se registra una curva litológica, generalmente de Rayos Gamma, ya que el SP registrado con estas herramientas es muy defectuoso. La curva de resistividad se presenta en la pista derecha, junto con una curva monitor que registra las variaciones de potencial entre A1 y N. La Figura 34 muestra un perfil típico.

Factores que afectan las curvas

El efecto de las zonas vecinas y de espesor de capa es reducido a un mínimo, ya que la corriente de medida es enfocada y el espaciamiento de los electrodos es pequeño (32" para el LL-7 y 12" para el LL-3).

El efecto del diámetro del hoyo y de la resistividad del lodo puede ser considerable cuando d es grande y Rm es alto. En este caso se requiere corregir las lecturas mediante el Gráfico Rcor-1.

El diámetro de invasión puede tener un efecto considerable sobre las lecturas, si ésta es profunda. En este caso la resistividad aparente viene dada por:

Rll = J(Di)Rxo + (1.0 - J(Di)Rt (5.11)

donde J(Di) es el factor seudo-geométrico de la zona invadida, que puede ser obtenido del Gráfico Rcor-2 (Edición 1968). Si se conocen Rxo y Di, el valor Rt puede estimarse con

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bastante precisión a partir de las lecturas del lateroperfil.

Condiciones Optimas y Limitaciones

En general, los efectos de la invasión se reducen a un mínimo cuando Rxo Rt, y como esta condición se cumple con lodos salinos, el lateroperfil es especialmente adecuado para este tipo de lodos. Las condiciones más apropiadas para el uso del lateroperfil pueden sintetizarse así: Rm/Rw <5; Rxo < Rt; Rt/Rm > 50. El espesor de la capa debe ser mayor de 1' para el LL-3 y de 3' para el LL-7.

LATEROPERFIL 8

El Lateroperfil 8 es una herramienta similar a los lateroperfiles ya estudiados, por cuanto tiene el mismo principio de enfocamiento, pero el espaciamiento entre los electrodos es menor, Por esta razón, tiene un detalle vertical muy fino y más afectado por los efectos del pozo y de la zona invadida. En general el lateroperfil-8 se registra junto con el perfil de inducción doble, representando una mejora con respecto a la normal corta ya conocida.

Factores que afectan las lecturas

Los principales factores que afectan las lecturas son el diámetro del pozo, la resistividad del lodo y el diámetro de invasión. Los efectos del pozo y del lodo se corrigen mediante el gráfico Rcor-1. El diámetro de invasión afecta la lectura cuando es relativamente bajo, ya que en este caso entraría en juego la resistividad verdadera de la formación, Rt. Cuando la invasión es profunda el lateroperfil-8 da el valor de Ri. El espesor de la capa y las zonas vecinas, tienen muy poco efecto ya que la corriente de medida es enfocada.

DOBLE LATEROPERFIL

El objetivo de cualquiera de las herramientas de medición profunda, es obtener un valor de resistividad determinado por la zona virgen. Desafortunadamente, no existe una medición simple que este totalmente desprovista de los efectos de la zona invadida. Una solución para este problema, consistiría en medir la resistividad con varios arreglos que tengan diferente radio de investigación, de forma tal, que el efecto de invasión puede ser eliminado entre ellos. Con este objeto en mente, se creó el doble lateroperfil.

Principio de Medición

El principio de medición es similar al de los otros lateroperfiles, solo que en este caso, se varían la corriente de media y el voltaje de medida, pero manteniendo constante la potencia eléctrica (P = IV).

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El doble lateroperfil utiliza el mismo arreglo de electrodos para obtener dos curvas: el lateroperfil profundo (LLd) y el lateroperfil poco profundo (LLs).

El lateroperfil profundo tiene mayor radio de investigación que todos los lateroperfiles previos. Estos se logra mediante el uso de electrodos guardas más largos.

Al mismo tiempo se le ha mantenido una resolución vertical de 2'.

El lateroperfil poco profundo tiene la misma resolución vertical, pero responde con mayor fuerza a la zona invadida. En este caso, la corriente de medida retorna a electrodos cercanos, para que la corriente diverja más rápidamente, después de haber entrado a la formación. La Figura 35 muestra la disposición de los electrodos en la sonda y la distribución de las corrientes.

Perfil Típico

El perfil típico, tal como el que se muestra en la Figura 36, presenta una curva litológica en la pista izquierda, generalmente la curva de rayos gamma, y las curvas de resistividad en la pista derecha, en escala logarítmica. El LLd aparece a trazos y el LLs en línea contínua.

Factores que afectan las lecturas

Tanto el LLd como el LLs necesitan ser corregidos por los efectos de la resistividad del lodo y del diámetro del pozo. La corrección se aplica mediante el gráfico Rcor-2, para una sonda centrada. La excentricidad tiene poco efecto sobre el LLd, pero si Rt/Rm es alto, el LLs puede ser seriamente afectado.

PERFIL ESFERICO ENFOCADO, SFL

El perfil esférico enfocado es una herramienta de reciente introducción en el mercado, como parte de la combinación Inducción-Esférico enfocado-Sónico, ISF-Sonido, cuyo objetivo es medir la resistividad de la zona invadida, siendo superior en este aspecto a la normal corta y al LL-8.

Factores que afectan las lecturas

Las lecturas del SFI son bastante afectadas por el diámetro del hoyo y por la resistividad del lodo. Las correcciones por estos efectos se realizan mediante el gráfico Rcor-2.

El principio de medición de esta herramienta es exactamente igual que para el perfil microesférico enfocado, y en efecto, el MSFL no es más que una versión miniaturizada de SFL, montada en una almohadilla.

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CALCULO DE PARAMETROS PETROFISICOS

La herramienta utilizada principalmente son los registros eléctricos, tales como:

- Inducción- Microresistivos- Densidad, Neutrón y Sónico

El cálculo se realizó de la arenisca "U" principal ya que es la productora de petróleo de 18 a 20API promedio y no de la arenisca "U" superior que no es productora.

Las lecturas se registraron cada 2 pies de profundidad y se encuentran tabulados en las tablas de la 1 a la 16 de cada uno de los pozos.

PERFIL DE RAYOS GAMMA

El perfil de Rayos Gamma la radioactividad natural de las formaciones, es por lo tanto útil en la detección y evaluación de minerales radioactivos como potasio, uranio y torio y en formaciones sedimentarias el perfil de Rayos Gamma generalmente refleja el contenido de lutita en las formaciones, esto es por que elementos radioactivos tienden a concentrarse en arcillas y lutitas.En formaciones limpias tienden un nivel bajo de radioactividad a menos que estén contaminados de ceniza volcánica, rodados graníticos radioactivos; y en las aguas de formación contienen sales disueltas de potasio.El perfil de Rayos Gama puede ser registrado en pozos entubados, lo que hace muy útil en la determinación y reacondicionamiento es frecuente como sustituto del Potencial Espontaneo, también se usa en ubicación de capas arcillosas, y para correlaciones.

LA TRASFORMACION DE LA MATERIA

Por lo general va acompañado de ciertas manifestaciones de la energía siendo de tres tipos básicos de radiación que un átomo emite al desintegrarse y se conoce comúnmente como rayos Alfa, Beta y Gama.

RAYOS ALFA son de alta energía y poca penetración consisten en átomos de helio, tienen carga eléctrica positiva, debido a su carga eléctrica y a su masa relativamente grande, son detenidos y no llegan a los instrumentos de medida con poca velocidad y poca penetración.

RAYOS BETA. Son electrones libres emitidos por el núcleo del átomo y son de menor energía que los rayos alfa, no son detenidos fácilmente pues se necesitaría algunos milímetros de acero o cierto espesor de agua para detenerlos también son absorbidos antes de llegar a la

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sonda.

RAYOS GAMA Son los que interesa para el registro, no son partículas de tamaño definidoLos Rayos Gama son erupciones de ondas electromagnéticas, de alta energía que son emitidas espontáneamente por algunos elementos radioactivos, similares a al de radio, al de la luz y de los rayos X ( auque no de proceso continuo sino de brotes) Casi toda la radiación gama de la tierra es emitida por el isótopo radioactivo del Potasio (K) de peso atómico 40 y por la serie radioactivos de la serie del Torio (Th) y Uranio (U).

PROPIEDADES.

Al pasar a través de la materia los rayos gama experimentan sucesivas coaliciones con los átomos de la formación de acuerdo al efecto Compton de dispersión; perdiendo energía en cada colisión, después del que el rayo gama gama ha perdido suficiente energía, un átomo de la formación lo absorbe por medio de un factor foto eléctrico, por consiguiente, los rayos gama naturales se absorben gradualmente y sus energías se degradan, al pasar a través de la formación.La tasa de absorción varía con ala densidad de la formación dos formaciones que tengan la misma cantidad de material radioactivo por volumen de unidad, pero con diferentes densidades, mostraran diferentes niveles de radioactiviadad, las formaciones menos densas aparecerán algo mas radiactivas.

Los elementos radioactivos emiten diferentes energías de Rayos Gama así el Potasio 40 K emite un solo nivel de 1.46 MEV, la serie del Torio y del Uranio emiten RG de diferente energías. La respuesta del registro de GR después de la correcciones es proporcional a la concentración de peso del material radioactivo en la formación:

SUMA DEN.*Vi *AiGR=----------------------------

DEN. FOR.

DEN. Son las densiades de los minerales radioctivos Vi Son los factores de volumen total del mineral Ai Son los factores de proporcionalidad correspondientes a la radioactividad del mineral.DEN: FOR. Densidad total de la formación.

En formaciones sedimentarias la profundidad de investigación del registro de GR es cerca de un pie o (30 cm)

APLICACIONES

Unidades antiguas unidades nuevas

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RG equipo GNT-F-G 1mico gr Ra-eq/ton 16.5 APIRG equipo GNT- J-K-GLD 1micro gr Ra-equ7ton 11.7 API Valores Típicos para las formaciones:

Areniscas limpias GR= 15-30 API.CarbonasDolomitasCalizas GR= 10-20 API.Arcillas GR= 80-140 API.

USOS

1- Definición de capas arcillosas.2- Indicador del contenido de arcilla.3- Detección de minerales radioactivos y no radioactivos.4- Identificación de topes formacionales.5- Identificación de la litología.

Si la radioactividad del contenido de arcilla es constante y ningún otro mineral en la formación es radioactivo las lecturas del GR podrán ser expresadas como en función del volumen de la arcilla.

GR log-GR limpiaVsh =----------------------

GR Sh-GR limpia

Usando solo los componentes de Torio y Uranio de la señal de GR el elemento radioactivo no asociado con las arcillas se eliminará. El mismo método se aplicará entonces al NGT como para un RG normal.

Gamma Ray deflexión

GR-GR limpioX= -------------------------

GRsh- GR limpio

Vsh= 1.7- 3.38-(x+7)**2

0.5XVsh=---------------

1.5-X

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La herramienta de Rayos Gama consta básicamente de;

a- Detector de RG, contador Centelleo.b- Equipo electrónico de control.c- Trasmisión de Datos.

FACTORES QUE AFECTAN EL PERFIL DE RAYOS GAMMA

- Tipo de detector contador Centelleo Geiger y Muller - Velocidad de perfilaje- Diámetro del hueco- Presencia del revestidor (casing)- Fluctuaciones estadísticas la desintegración y absorción radioactiva son

procesos de ocurrencia variable debido a esto depende de fluctuaciones estadísticas.El número de RG por unidad de tiempo que llega al detector será variable dentro de cierto rango así un buen promedio en zonas de bajo contraste se utiliza ana constante de 7 a 10 segundos.

.

CALCULO DE POROSIDAD

Definición de porosidad.- Es la relación entre el volumen de poros y el volumen total de la roca expresada por lo regular en porcentaje.

REGISTROS DE DENSIDAD.

Los registros de densidad se usan principalmente como registros de porosidad, identificación de minerales en depósitos de evaporitas, detección de gas , densidad de hidrocarburos, evaluación de arenas arcillosas, litologías complejas, producción en arcillas, cálculo de presión de sobrecargo y propiedades mecánicas de las rocas.

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PRINCIPIO DE MEDIDA

Una fuente radiactiva, se aplica a la pared del pozo en un patín deslizable, emite a la formación rayos gamma de mediana energía .Se puede considerar a estos rayos gamma como partículas de alta velocidad que chocan con los electrones en la formación. la profundidad de investigación es de aproximadamente 6"(15cm). Con cada choque, los rayos gamma pierden algo de su energía aunque no toda, la ceden al electrón continuo con energía disminuida. Esta clase de interacción se conoce como efecto Compton los rayos gamma dispersos que llegan al detector que está a una distancia fija de la fuente, se cuentan para indicar la densidad de la formación.

El número de colisiones en el efecto Compton está directamente relacionado con el número de electrones de la formación. la respuesta de la herramienta está determinada por la densidad de electrones (número de electrones por centímetro cúbico),la densidad de electrones está relacionada con el volumen de la densidad real ( b), que a su vez depende de la densidad del material de la matriz de roca, de la porosidad de la formacióny la densidad de los fluidos.

Equipo.- Las principales herramientas que tienen el mismo principio físico son las siguientes:

Density log (Dl). Registro de densidad.Formation density Log.(FDC) registro de densidad compensado.Litho-Density Log. Registro de lito-densidad.

POROSIDAD A PARTIR DEL REGISTRO DE DENSIDAD.

Para una formación limpia con una matriz de densidad conocida ma, que tenga una porosidad , que tenga un fluido f, la densidad total b será:

ma-b b = * f+ (1-) ma = --------- ma-f

MATRIZ FORMULA b

Cuarzo SiO2 2.65 Calcita CaCO3 2.71Dolomita CaCo3MgCO3 2.87Anhidrita Ca SO4 2.96Agua dulce H2O 1.0Agua salada H2O 1.1

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REGISTRO LITHO-DENSIDAD

Es una versión mejorada y aumentada del registro FDC además de la medición de la densidad total la herramienta mide el factor fotoeléctrico de la formación (Pe).

El factor fotoeléctrico puede relacionarse con la litologíabasada en factores fotoeléctricos conocidos y experimentados en el laboratorio. El patín se mantiene contra la pared del pozo , los rayos gamma emitidos por la fuente con una energía de 662 KeV se dispersa por la formación y pierden energía hasta que son absorbidos por medio del factor fotoeléctrico. Para determinar la litología es necesario determinar el valor de la curva y comparar con el cuadro adjunto Pe.

MINERAL FORMULA PESO MOLE. Pe

CalcitaBaritaAnhidritaCorindónDolomitaMagnesitaCuarzoPirita

CaCO3BaSO4CASO4AL2o3

Caco3MgCo3MgCO3

Si02FEs2

136.146 233.366 136.146

191.9 184.420 84.33 60.09 119.98

5.084266.8

5.055 1.552 3.142 0.829 1.806 16.97

REGISTROS NEUTRONICOS

Sirven para determinar la porosidad, litologías complejas,zonas gasiferas, volumen de arcilla en las areniscas en base a la cantidad de hidrógeno presente en los poros por lo que nos da el valor real del espacio poral lleno de fluido.

Principio.- Los neutrones son partículas electricamente neutras, cada una tiene una masa casi idéntica a la masa de un átomo de hidrógeno. Una fuente radioactiva en la sonda emite constantemente neutrones de alta energía. Estos neutrones chocan con los núcleos de los materiales de la formación en lo que podría considerarse como colisiones elásticas de bolas de billar. Con cada colisión el neutrón pierde algo de su energía.

La cantidad de energía perdida por colisión depende de la masa relativa del núcleo con el que choca el neutrón. La mayor pérdida de energía ocurre cuando el neutrón golpea un núcleo con una masa prácticamente igual, es decir un núcleo de hidrógeno. Las colisiones con núcleos pesados no desaceleran mucho al neutrón, por lo tanto la desaceleración de neutrones

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depende en gran parte de la cantidad de hidrógeno de la formación.

Debido a las colisiones sucesivas en unos cuantos microsegundos los neutrones habrán disminuido su velocidad a velocidades térmicas, correspondientes a energías cercanas 0.025 eV. Entonces, se difunden aliatoriamente, sin perder más energía hasta que son capturados por los núcleos de átomos como cloro, hidrógeno o silicio.

El núcleo que captura se exita intensamente y remite un rayo gamma de captura de alta energía. Dependiendo del grupo de herramienta de neutrones, un detector en la sonda capta estos rayos gamma de captura o los neutrones mismos.

Cuando la concentración de hidrógeno del material que rodea a la fuente de neutrones es alta, la mayoría de éstos son desacelerados y capturados a una corta distancia de la fuente. Por el contrario, si hay poca concentración de hidrógeno, los neutrones se alejan de la fuente antes de ser capturados. De acuerdo con esto, la tasa de conteo en el detector aumenta para bajas concentraciones de hidrógeno y viceversa.

Equipo.- Existen tres herramientas que tienen el mismo principio y que son las siguientes:

- Herramienta GNT que usa instrumentos no direccionales que emplean un solo detector sensible, tanto a rayos gamma de captura de alta energía como a neutrones térmicos. Puede correrse en pozos entubados o abiertos, aunque esta muy influenciado por la salinidad del fluido, temperatura, presión, tamaño del pozo, espesor de la costra, tipo del lodo y en pozo entubados por el acero y el cemento,

- Herramienta SNP, tiene muchas ventajas sobre la GNT, que son las siguientes:

. Se aplica contra la pared del pozo y se minimizan los efectos del mismo.

. Se mide neutrones epitérmicos, lo cual minimiza los efectos alterados de elementos que absorben neutrones térmicos en las aguas y en la matriz de la formación.

. La mayoría de las correcciones requeridas se realizan automáticamente.

. Proporciona buenas mediciones en pozos a hueco abierto.

- La herramienta CNL, es de tipo mandril y esta especialmente diseñada para combinarse con el registro de densidad y proporcionar un registro de neutrones simultáneo.

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Tiene una mayor profundidad de investigación que la herramienta CNP, la herramienta es sensible a la arcilla de la formación, ya que esta generalmente tiene pequeñas cantidades de boro y de otros elementos raros que tienen secciones transversales de captura de neutrones térmicos, particularmente altas.

RESPUESTA DE LA HERRAMIENTA

La respuesta de la herramienta de neutrones refleja principalmente la cantidad de hidrógeno en la formación, como el aceite y el agua contienen la misma cantidad de hidrógeno por unidad de volumen la respuesta refleja la porosidad de la formación limpia saturada de fluido.

Por lo tanto la lectura de neutrones depende en su mayor parte del índice de hidrógeno.

Hw = 1 - 0.4P

P = Concentración de cloruro de sodio en partes por millón.

Hw = w (1 - P)

La herramienta GNT es muy antigua y las unidades es en API. Mientras que el SNP y CNL nos da directamente la porosidad neutrónica.

REGISTRO SONICO

La herramienta sónica consiste de un trasmisor que emite impulsos sónicos y un receptor que capta y registra los impulsos. El registro sónico es simplemente un registro en función del tiempo, t, que requiere una onda sonora para atravesar un pie de la formación, que es conocido como tiempo de tránsito t, que es el inverso de la velocidad de la onda sonora. El tiempo de tránsito para una formación determinada depende de su litología y de su porosidad.

Cuando se conoce la litología esta dependencia de la porosidad hace que el registro sónico sea muy útil como registro de porosidad, los tiempos de tránsito sónicos integrados también son útiles al interpretar registros sísmicos. El registro sónico puede correrse simultáneamente con otros registros.

Principio.- La propagación del sonido en un pozo es un fenómeno complejo que esta regido por las propiedades mecánicas de ambientes acústicos diferentes. Estos incluyen la formación, la columna de fluido del pozo y la misma herramienta de registro.

El sonido emitido del trasmisor choca contra las paredes del pozo, esto establece ondas de comprensión de cizallamiento, dentro de la formación ondas de superficie a lo largo de la

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pared del pozo y ondas dirigidas dentro de la columna de fluido.

Las principales ondas que se registran para un arreglo de 8 receptores localizados a 8 y 11 pies del trasmisor son las siguientes:

- El primer arribo u onda compresional es la que ha viajado desde el trasmisor a la formación, como una onda de presión de fluido, se refracta en la pared del pozo, viaja dentro de la formación y regresa al receptor como una onda de receptor de fluído.

- La onda de cizallamiento es la que viaja del trasmisor a la formación como una onda de presión del fluído, viaja dentro de la formación a la velocidad de onda de cizallamiento de la formación y regresa al receptor como una onda de presión de fluído.

- Onda de lodo, es la que viaja directamente del trasmisor al receptor por la columna de lodo, a la velocidad de la onda de compresión del fluído.

- Onda de Stoneley, es de gran amplitud y viaja del trasmisor al receptor con una velocidad menor a la de las ondas de compresión en el fluído del pozo, la velocidad de la onda Stoneley, depende de la frecuencia del pulso del sonido, el diámetro del pozo de la velocidad de cizallamiento de la formación, de las densidades de la formación, del fluído y de la velocidad de la onda de compresión del fluído.

Equipo.- Actualmente existe tres herramientas sónicas en uso:

- El Bore-Hole Compensated (BHC)

- Long Spacing Sonic (LSS)

- Array Sonic (AS)

Principio de medida.- El sistema BHC utiliza un trasmisor superior, otro inferior y dos pares de receptores sónicos. Por los trasmisores se envian pulsos anternativamente y los valores de t se leen en pares alternados de receptores. Una computadora en la superficie promedia automáticamente los valores de t de los conjuntos de receptores para compensar los efectos del pozo. También integra las lecturas de tiempo de tránsito para obtener tiempos de viajes totales. Algunas veces la primera llegada aunque sea lo suficientemente fuerte para activar al receptor más lejano cuando lo alcanza. En lugar de esto, una llegada posterior diferente en el tren de ondas sónicas puede activar al receptor lejano y entonces el tiempo de viaje medido en este ciclo de pulsos será muy prolongado.

Cuando esto ocurra la curva sónica muestra una excursión muy grande y abrupta hacia un

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valor t más alto; esto se conoce como salto de ciclo.

DETERMINACION DE LA POROSIDAD

Para areniscas compactas y consolidadas, Wyllie propuso para formaciones limpias y consolidades con pequeños poros distribuidos de manera uniforme una relación lineal promediada en tiempo, que es la siguiente:

t log = tf + (1 - ) tma

ó tlog - tma

= ------------- tf - tma

Como para el estudio del reservorio es necesario conocer la porosidad efectiva que esta definida como la relación entre los espacios que ocupa los poros comunicados y el volumen total de la roca. Se calculó esta mediante los registros de densidad, neutrón y sónico utilizando la fórmula:

DC2 + NC2 + SC2 = --------------------

3

Donde:

DC =Porosidad de densidad corregidaNC =Porosidad de neutrón corregidaSC = Porosidad de sónico corregida.

Fórmula utilizada cuando en el pozo se han corrido los tres registros antes enunciados y se ha podido calcular sus respectivas porosidades. Para el caso cuando uno o dos componentes de la fórmula no existe la fórmula quedaría de la siguiente manera: La raíz cuadrada de la suma de los componentes al cuadrado dividido para el número de sus componentes.

Cálculo de los componentes de la fórmula:

Cálculo de Porosidad de densidad corregida.- Se realizó la corrección debido a la arcillosidad presente en el yacimiento y se utilizó la fórmula:

DC = D-Vsh(Pm-Prsh)/(Pm-Pf)

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donde:

D = (pm - pR)/(pm - pf)

Vsh = (RGr - RGmin) / (RGmax - RGmin)

p = Porosidad de densidadPr = Densidad del registroPf = Densidad del fluido cuyo valor es 1g/cc

Cálculo de la porosidad de neutrón corregida.- El valor leído es directamente el valor de la porosidad sin la presencia de arcillosidad, pero de la misma forma que el anterior se corrigió para lo cual se utiliza la fórmula:

nc = n - Vsh nsh

donde:

nc = Porosidad de neutrón corregidan = Valor leído directamente del registroVsh = Volumen de arcilla cuyo valor se calcula de la misma forma que se utilizó

para el cálculo de la porosidad de densidad.

nsh = Valor leído directamente del registro de una arcilla.

Cálculo de porosidad del sónico corregida.- La fórmula utilizada ya que de la misma manera se considera la presencia de arcillosidad es:

sc = s - Vsh ssh

donde:

sc = Porosidad del sónico corregidas = Porosidad del sónico cuyo valor es:

TR - Tm 1s = ---------------- * -------

Tf - Tm Cp

TR = Valor de tiempo de tránsito leído del registro Tm = Valor de tiempo de tránsito de la matriz cuyo valor es 55.5 s/pie Tf = Valor de tiempo de tránsito del fluido cuyo valor es 189 s/pie1/Cp = Valor de arcillosidad cuyo valor es igual al calculado en la porosidad de

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densidad

Vsh = Valor de arcillosidad cuyo valor es igual al calculado en la porosidad de densidad

ssh = Valor de porosidad del sónico obtenido de una arcilla limpia.

CALCULO DE LA RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACION

Por su definición resistividad es la oposición del paso de la corriente eléctrica a través del fluido, puede ser determinada por medio del uso de las cartas Schlumberger, especialmente con la tabla GEN-9 la cual se obtiene por medio de los valores de salinidad y de temperatura de fondo, también se puede determinar por medio de la fórmula:

RmfRW = ---------------

10 - (sp/k)

RW = Resistividad del agua de formaciónRmf = Resistividad del filtrado de lodoSP = Potencial espontáneoK = Constante K = 61 + (0.133 * Tf)Tf = Temperatura de fondo

CALCULO DE LA SATURACION DEL AGUA

La saturación de agua no es más que el contenido de agua que existe en los poros de la unidad estratigráfica, se lo expresa en porcentaje, puede ser determinada en base a los registros eléctricos como también por análisis de núcleos en condiciones especiales, pero no es muy confiable, la determinación para este caso se realizó por medio de registros eléctricos, la fórmula utilizada es:

F * RwSw2 = -----------------

Rt

Sw = Saturación de aguaF = Factor de formación cuya fórmula es F= 0.81/zRt = Resistividad de la formación

CALCULO DE LA SATURACION DE PETRÓLEO EN LA ZONA LAVADA

De forma similar a la saturación de agua de formación, la saturación de petróleo es el

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contenido de petróleo existente en la zona porosa y permeable, se lo expresa en porcentaje y se lo evalúa por una fórmula con datos de los registros eléctricos.

F * RmfSox = -------------

Rxo

Sox = Saturación de petróleoRmf = Resistividad del filtrado de lodoRxo = Resistividad de la zona de transición

Otra de las formas utilizadas es mediante la concepción de que la suma de los fluidos es el 100%.

SW + So + Sg = 100%

Donde:

Sg = Saturación de gas

Como Sg = 0, entonces So = 100% - Sw

APLICACIONES PRINCIPALES DE LOS PERFILES DE POZO

Uno de los aspectos más importantes en la industria petrolera es el estudio detallado de los yacimientos de los que se extrae los hidrocarburos. Hay muchas interrogantes que resolver durante estos estudios pero una de las principales es sin lugar a dudas la cuantificación de las reservas de petróleo y gas.

El estudio de las reservas proporciona al ingeniero de yacimientos un conocimiento amplio de las formaciones productoras, pues para efectuar los cálculos correspondientes necesita conocer la extensión de la acumulación, las características físicas y químicas de las rocas y de los fluidos, la facilidad con que los fluidos pueden desplazarse hacia la superficie y un conjunto de elementos que le permitirán resolver en el futuro, con relativa facilidad, otros problemas relacionados con los mecanismos y previsiones de producción que serán la base para la determinación de la rentabilidad de exploraciones.

BASE TEORICA PARA EL CALCULO DE RESERVAS

La interpretación de perfiles de pozos nos da como resultado los siguientes parámetros petrofísicos: porosidad, saturación de petróleo, espesor neto saturado de petróleo y movilidad.

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Para determinar el volumen de hidrocarburos igual a N, expresado en acre-pie es igual a:

N = (7758 bl/acre-pie * h * A * e * So) / Bo

en donde:

h = espesor neto saturado de petróleo.A = área saturada de petróleo.Bo = factor volumétrico del aceite, es la relación entre un volumen de aceite a condiciones de yacimiento y el mismo volumen de aceite a condiciones de superficie.

METODOS PARA CALCULAR EL VOLUMEN ORIGINAL DE HIDROCARBUROS DE UN YACIMIENTO.

Los métodos para el cálculo de volúmenes de hidrocarburos se clasifican en:

1. Métodos volumétricos:

a. Método de cimas y bases.b. Método de isópacas.c. Método de isovolúmenes porosos.d. Método de isohidrocarburos.

2. Método de balance de materiales.

Método de cimas y bases.

Consiste en determinar el volumen de roca de yacimientos mediante la siguiente diferencia:

VOLUMEN DE ROCA VOLUMEN DE ROCA EXISTENTE ENTRE EXISTENTE ENTRE LA BASE DEL - LA CIMA DEL = VOLUMEN DE ROCA YACIMIENTO Y YACIMIENTO Y DEL YACIMIENTO UN PLANO DE UN PLANO DE REFERENCIA REFERENCIA

Los datos necesarios para llegar a determinar por este método son los siguientes:

a. Plano de localizaciones o coordenada de cada pozo.

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b. Profundidad de las cimas y bases de la profundidad de los yacimientos que han sido atravezados en cada pozo con respecto a un plano de referencia que es el nivel del mar.

c. Límites de yacimiento.

d. Porosidad y saturación de agua promedios.

e. Factor volumétrico de aceite y gas.

PROCEDIMIENTO

a. Se elaboran los contornos de la cima y la base del yacimiento.

b. Se miden las áreas dentro de los contornos estructurales trazados anteriormente.

c. Se grafican en coordenadas cartesianas los valores de profundidad vs áreas.

d. Se mide el área encerrada entre las dos curvas, esta área representa el volumen total de la roca del yacimiento.

Método de Isópacas.

Isópacas son curvas que unen puntos de igual espeso, para el caso del cálculo de volumen original de hidrocarburos estos espesores deben ser los intervalos del yacimiento que han sido atravesados por los pozos.

Datos Necesarios

a. Plano de localización o coordenadas de cada pozo.

b. Espesores porosos e impregnados de hidrocarburos en cada pozo.

c. Límites de yacimiento.

d. Porosidad y saturación de agua promedia.

e. Factor volumétrico.

Se calcula el volumen de roca saturada de hidrocarburos a partir de las áreas encerradas dentro de las curvas isópacas ya sea graficando en coordenadas cartesianas, espesor vs áreas de las isópacas.

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Método de Isovolumen poroso.

Está formado por puntos que unen puntos de igual porosidad vs pie ( pe * h ), la roca de yacimiento esta compuesto de matriz y espacio poroso, al perforar un pozo este atravesará en el yacimiento el espesor matriz y espacios poroso que uniendo puntos de igual espesor de poros se obtienen la curvas de isovolumen poroso.

Se construye el plano isovolumétrico con los valores resultantes del producto del espesor con la porosidad efectiva, de los datos de cada pozo.

Se miden las áreas de isovolumen.

El volumen de poros del yacimiento es obtenido a partir de las áreas encerradas dentro de las curvas isovolumétricas.

Método de Isoindice de hidrocarburos.

Este método representa la fracción del espesor neto poroso de una roca que está ocupado por los hidrocarburos tal como para el método de isovolumen poroso, sino que aquí se utiliza una variable más que es el espesor neto saturado de petróleo ( h * e * Sw ).

METODO DEL BALANCE DE MATERIALES

Se basa en el principio de conservación de masa y hace un balance entre los volúmenes de hidrocarburos originales, producidos y remanentes en el yacimiento.

Para comprender más fácilmente su teoría es necesario revisar conceptos tales como: solubilidad del gas en el aceite, relación gas aceite de producción, etc.

Solubilidad del gas - Rs - representa la solubilidad del gas en el aceite crudo a condiciones de Presión y Temperatura del yacimiento y se define como el número de pies cúbicos de gas, medidos a condiciones estandard, que están en solución, a la temperatura y presión del yacimiento, en un barril de aceite a condiciones atmosféricas.

Relación gas-aceite de producción- Rp - es la relación que existe entre el volumen de aceite y el volumen de gas producido a un tiempo determinado.

Factor Volumétrico de las dos fases - Bt - es el volumen ocupado en el yacimiento por un barril a condiciones atmosféricas, más el gas libre que estaba originalmente disuelto en él. Expresado en forma matemática:

Bt = Bo + (Rsi - Rs) Bg (17)

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Donde:

Bo = Volumen que ocupa en el yacimiento un barril a condiciones atmosféricas.

Rsi = Solubilidad del gas a la presión inicial del yacimiento.

Rs = Solubilidad del gas a una presión determinada después de cierta producción.

Bg = Volumen que ocupa en el yacimiento un pie cúbico estandard de gas.

(Rsi - Rs) = Número de pies cúbicos estandard de gas que han salido de la solución.

(Rsi - Ts)Bg = Volumen que ocupa en el yacimiento el número de pies cúbicos estandard de gas que han salido de la solución.

Con la ayuda de estos conceptos puede derivarse la ECUACION GENERALIZADA DE BALANCE DE MATERIALES, representando en forma ideal una roca que contenga gas, aceite y agua distribuidos de acuerdo a sus densidades

* Fig. 17

En este caso se ha tomado como ejemplo un yacimiento cuya presión original - Pi - tiene un valor inferior a la presión de Saturación del aceite - Ps -. Como podrá notarse se entiende por yacimiento únicamente la porción de roca saturada de hidrocarburos. Llamando:

We = Entrada de agua acumulativa en el yacimiento en barriles

Wp = Producción acumulativa de agua en barriles.

We - Wp = Entrada de agua neta en el yacimiento en barriles. Este valor representa el decremento del volumen del yacimiento, por efecto de la entrada de agua.

Vg Bgi Volumen de la capa de gas originalm = -------- = -------------------------------------------- N Boi Volumen original de aceite en el yacimiento

La ecuación fundamental de balance de materiales dice:

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HIDROCARBUROS HIDROCARBUROS HIDROCARBUROS REMANEN-ORIGINALMENTE EN = PRODUCIDOS + TES EN EL YACIMIENTO (18)EL YACIMIENTO

Si esta ecuación se aplica únicamente para el gas existente en el yacimiento:

GAS LIBRE GAS EN GAS LIBRE GAS LIBRE GAS ENORIGINAL EN + SOLUCION = PRODUCIDO + REMANENTE + SOLUCION (19)EL YACIMIEN. ORIGINAL REMANENTE

Expresado en forma matemática cada uno de estos términos:

GAS m N Boi LIBRE = Vg = ---------ORIGINAL Bgi

GAS EN SOLUCION ORIGINAL = N Rsi

GAS LIBRE PRODUCIDO = Gp = Np Rp

Según la Figura 11, el GAS LIBRE REMANENTE será:

GAS LIBERADO A ENTRADA DE VOLUMEN DE VOLUMEN DE ALTA PRESION + AGUA NETA = ACEITE - ACEITE (20) "p" ORIGINAL REMANENTE

Es decir:

GAS LIBERADOA LA PRESION + (We - Wp) = N Boi - (N - Np) Bo, entonces: "p"

GAS LIBERADOA LA PRESION = [N Boi - (N - Np) Bo] - (We - Wp) "P"

CASQUETE DE CASQUETE DE GAS GAS LIBERADO GAS A LA = ORIGINAL + A LA PRESION P

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PRESION P

m N Boi + [N Boi - (N - Np) Bo] - (We - Wp) = --------------------------------------------- Bg

GAS EN SOLUCION REMANENTE = (N - Np) Rs

Reemplazando estos valores en la ecuación (19) y resolviendo para N se obtiene la ECUACION GENERALIZADA DE BALANCE DE MATERIALES:

Np [Bo + Bg (Rp - Rs)] - (We - Wp)N = ------------------------------------------------- (21) m Boi (Bg/Bgi - 1) + Bg (Rsi - Rs) - (Boi - Bo)

o también:

Np [Bt + Bg (Rp - Rsi)] - (We - Wp)N = -------------------------------------- (22) m Bti (Bg/Bgi - 1) + (Bt - Bti)

Como se puede apreciar el factor m está incluido en las ecuaciones (21) y (22) lo que indica que es necesario conocer N con anterioridad. Para esto se utilizan los métodos volumétricos.

Haciendo las consideraciones necesarias se puede eliminar términos en esta ecuación y derivar la fórmula adecuada para cualquier tipo de yacimiento, de acuerdo a su contenido de fluidos, condiciones de presión, etc.

Los datos necesarios para calcular el volumen original de hidrocarburos por el método de balance de materiales, es decir aplicando la ecuación (21) o (22), son (Ver Figura 12).

1. Presión y temperatura del yacimiento

2. Análisis presión, volumen, temperatura (PVT) de los fluidos del yacimiento.

3. Datos de producción confiables

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4. Volumen original de aceite y casquete e gas por métodos volumétricos.

CONCEPTO DE AMBIENTE SEDIMENTARIO

Un ambiente sedimentario está definido por un conjunto de condiciones físicas y químicos que corresponden a una unidad geomórfica de tamaño y forma establecida. (Potter 1967)

Un complejo de condiciones físicas, químicas y biológicas bajo las cuales se acumulan los sedimentos (Krumbein y Sloos 1963).

El ambiente sedimentario controla la geometría y comportamiento de los cuerpos arenosos. Por lo tanto importantes factores como:

1. Energía del ambiente en el que fueron depositados los sedimentos.

2. Los cambios deposicionales dentro de la roca como resultado de la litificación; controlan los valores de porosidad y permeabilidad.

CLASIFICACION DE AMBIENTES SEDIMENTARIOS

Los ambientes sedimentarios pueden clasificarse según varias bases, dependiendo de las peculiaridades que han de recibir énfasis. Una clasificación físico-química puede estar basada en el predominio de ciertos factores o elementos ambientales. La naturaleza del medio de depositación, como el aire, el agua, el hielo glacial, puede usarse también como base. Una clasificación puede depender del agente geológico principal que dio origen al depósito, como los ríos, olas o corrientes. Una base común para clasificar los medios marinos es la profundidad del agua. Aunque puede predecirse que la clasificación ambiental ha de estar basada en último término en modelos.

A continuación se expone la clasificación clásica de los ambientes sedimentarios.

CLASIFICACION DE LOS AMBIENTES SEDIMENTARIOS(Según Twenhofel)

! ! Desértico! Terrestre !! ! Glacial!

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! ! AnastomosadoAmbientes ! ! Fluvial ! Continentales ! ! ! Meandroso

! !! !! Acuosos ! Lacustre! !! ! Pantanoso (Paludial)! ! Cavernoso (Espeleano)

! Deltaico!

Ambientes de ! LagunalTransición !

! De litoral

! Nerítico!

Ambientes ! BatialMarinos !

! Abisal

DESCRIPCION GENERAL DE LOS PRINCIPALES AMBIENTES

AMBIENTE FLUVIAL

Se trata de un ambiente continental, cuyo medio de transporte es el agua, que acarrea en su interior los sedimentos.

Los diseños fluviales pueden dividirse de acuerdo a la relación existente entre la sinuosidad y el patrón de canal, (monocanal o multicanal). Por lo tanto:

A. MEANDRIFORME Monocanal alta sinuosidad

B. ENTRELAZADO Multicanal alta sinuosidad

C. ANASTOMOSADO Multicanal alta sinuosidad

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D. RECTO Monocanal baja sinuosidad

Los ríos en meandros presentan zonas características como punto de barra aluvial (point bar), albardones (levées).

En las zonas intercanales se encuentran los abanicos de desembalse (crevasse splay) la llanura de inundación.

IMPORTANCIA ECONOMICA

Los depósitos de los ríos entrelazados pueden constituir potencialmente buenas rocas reservorios con una porosidad de hasta 30% y altas permeabilidades. Las lutitas son de expansión área limitada y no constituyen un obstáculo importante en la migración de fluidos. Por lo tanto en estos depósitos no son comunes las trampas estratigráficas.

AMBIENTE DELTAICO

Se trata de un ambiente de transición, caracterizado por sedimentos que han sido transportados por corrientes fluviales hasta la desembocadura, donde los ríos entran en océanos, mares o lagunas, formando protuberancias costeras discretas, al aportar sedimentos más rápidamente de lo que pueden ser redistribuidos por los procesos cuencales.

A medida que se acumulan sedimentos, el delta prograda hacia el mar, adquiriendo así una organización morfológica característica con tres medios principales, que son de arriba hacia abajo, llanura deltaica, el frente deltaico y el prodelta.

La planicie o llanura deltaica.- Es una llanura aluvial baja, que constituye el tope emergido del edificio deltaico. La llanura deltaica está cortada por una red de brazos fluviátiles más o menos bifurcados, llamados canales distributarios, que irradian desde el río principal. Transportan el agua y los sedimentos fluviátiles hacia las desembocaduras del delta y están caracterizados por depósitos arenosos cuyo espesor alcanza el espesor del canal. Dichos canales erosionan más o menos profundamente los depósitos fluviales subyacentes y se sobreponen a los sedimentos más antiguos y marinos del frente deltaico.

Frente deltaico.- Es una plataforma marina somera que bordea la llanura deltaica, donde se acumula gran parte de los sedimentos llevados por los ríos distributarios. En las zonas de desembocadura, los sedimentos son generalmente arenosos y forman barras de desembocadura que progradan sobre las arcillas más externas del prodelta. Las facies y

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geometría de dichas barras varia con el tipo e intensidad de los procesos sedimentológicos costeros dominantes. Hacia el mar y entre las desembocaduras, los sedimentos se vuelven más finos y arcillosos.

El prodelta.- Constituye la parte más externa y profunda del delta. La sedimentación está caracterizada por depósitos finos (limolitas y arcillas) con carácter marino. El prodelta forma la base del edificio deltaico y descansa sobre la plataforma continental. Cuando un delta prograda mucho, el prodelta descansa sobre el talud continental. (Mississipi actual).

IMPORTANCIA ECONOMICA

Este tipo de deposito es quizá uno de los de más importantes desde el punto de vista económico, ya que en él se conjugan los factores de generación (pelitas del prodelta, frente deltaico, bahía interdistributaria), como también buenas rocas para actuar como reservorios tales como las areniscas de canal y de barra de desembocadura.

Las areniscas deltaicas constituyen generalmente buenas rocas almacén, con porosidades de hasta 30%, con muy altas permeabilidades en las barras de desembocadura.

Debido a la secuencia granocreciente, las características del reservorios están mejor desarrolladas hacia el techo de cada depósito marino. Por el contrario, en los depósitos fluviales se desarrollan mejor hacia la base de cada secuencia granodecreciente.

Estos depósitos constituyen una multitud de reservorios de extensión lateral y vertical limitada. Tienen la ventaja de encontrarse en íntima vinculación con la roca potencialmente generadora. En este ambiente, son comunes las fallas de crecimiento y abundantes las trampas tectónicas y estratigráficas.

AMBIENTE MARINO

Este ambiente está relacionado con procesos típicamente de influencia del mar, que es en donde se desarrolla todo el proceso de depositación, donde generalmente se depositan sedimentos clásticos muy finos y arcillas; y está dividido en: zona nerítica que se extiende desde el nivel de baja marea hasta una profundidad de 600 pies. Zona batial, que se extiende desde los 600 pies hasta profundidades de 13.500 pies y la zona abisal, que abarca todas las profundidades mayores a 13.500 pies.

ADQUISICION DE DATOS DE LOS REGISTROS

La tecnología de registro está cambiando debido a los rápidos avances de la electrónica

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digital y en los métodos de manejo de datos. Estos nuevos conceptos han cambiado nuestra manera de pensar acerca de las técnicas de registro prevalecientes y han modificado nuestras ideas con respecto al rumbo de los nuevos descubrimientos.

Se han mejorado los sensores, la electrónica de fondo, el cable, la telemetría de cable y el procesamiento de las señales en la superficie.

Mediciones de registro básicas pueden contener grandes cantidades de información. Anteriormente, no se registraba parte de dichos datos debido a la falta de sensores y de electrónica de fondo de alta velocidad, a la incapacidad de transmitir los datos por el cable y a la incapacidad de grabarlos en la unidad de registro.

Del mismo modo, dichas limitaciones han evitado o retardado el uso de nuevas mediciones y herramientas de registro. Con la telemetría digital, se ha presentado un importante aumento en la cantidad de datos que pueden enviarse por el cable de registro. Las técnicas de registro digital dentro de la unidad de registro proporcionan un aumento substancial en la capacidad de grabación de los datos. El uso de señales de registro por radio, satélite o línea telefónica a centro de cómputo u oficinas centrales.

En el Cuadro 1.1 se compara la velocidad de transmisión de datos de una de las herramientas más antiguas, la combinación inducción-sónico, con los requisitos de trasmisión de datos de algunas de las nuevas. Esto muestra el gran aumento en la cantidad de datos que pueden manejar los más recientes sensores, el cable de registro y los instrumentos de tierra; todo como resultado de las técnicas digitales.

AMBIENTES SEDIMENTARIOS DE LA CUENCA ORIENTE

ANTECEDENTES

La Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana, ante la necesidad de aumentar las reservas hidrocarburíferas, motivó que los programas exploratorios sean incrementados, siendo uno de ellos, el Proyecto Conambo-Bobonaza, (Anexo 1) que se halla cerca de la línea limítrofe con el Perú, en donde hasta la actualidad se han perforado cuatro (4) pozos exploratorios, dos (2) de ellos con resultados positivos en los niveles de las arenismas "M-1" y "U" de la formación cretácica Napo. La Subgerencia de Producción se vio en la necesidad de desarrollar un programa exploratorio documentado, organizándose un análisis geológico-geofísica, con el fin de definir zonas prospectivas para la perforación de nuevos pozos; además el hecho de que el país vecino del sur posee campos que se hallan en producción en los intervalos antes

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indicados hizo que se lleve adelante este programa.

ESTUDIOS EXISTENTES

En realidad, en esta área poco se conoce sobre las condiciones estructurales, sedimentológicas, micropaleontológicas y de influencia de aguas meteóricas relacionadas con la oxidación de los hidrocarburos livianos. Para este estudio se contó con estratos de informaciones peruanas, trabajos que han sido presentados en Congresos y otros eventos análogos. Los documentos básicos que nos sirvieron para esta investigación fueron: los registros de pozos, núcleos de corona y secciones sísmicas.

ESTUDIOS REALIZADOS

La distribución de los hidrocarburos hasta ahora conocidos en la Cuenca Oriental, fue la que sugirió la realización de este trabajo, con el propósito de analizar las posibilidades de entrampamiento de crudo en el sur oriente, de modo que para ello fue necesario investigar bajo otras consideraciones geológicas como son: las condiciones estructurales, sedimentológicas, estratigráficas y acción de aguas superficiales infiltradas por la degradación de los hidrocarburos livianos, al mismo tiempo para aclarar la acumulación, dirección de migración de los hidrocarburos en el área se efectuaron estudios de correlaciones estratigráficas, análisis de los registros de buzamiento, estudios de litofacias, estudios sedimentológicos en los tres (3) reservorios principales "T", "U" y "M-1", investigaciones que fueron las que ayudaron en la determinación de los ambientes sedimentarios ajustados a un modelo geológico determinado.

ASPECTOS ESTRUCTURALES

Del análisis de las secciones sísmicas CP-653 y 522, (Anexo 2), se puede inferir la presencia de paleorelieves que sería del basamento cristalino, hacia el cual se acuñaron los horizontes precretácicos además de ciertos grabens formados en él, han sido rellenados con los sedimentos señalados. El paleorelieve, según el análisis visual, se halla relacionado a la presencia de varios altos estructurales de morfología bastante suave y con cierres estructurales pequeños. (Anexo 3). El paleorelieve parece ser una de las causas para el desarrollo de las estructuras Conambo, Rumiñahui, Porvenir, Huito y Marañón, algunas de las cuales fueron ya perforadas. En el mapa isópaco, Tope Napo - Tope Tiyuyacu, (Anexo 4), se verifica la influencia del basamento cristalino (paleorelieve) por los adelgazamientos existentes en el eje indicado de dirección SSE a NNO.

La estructura del campo Amazonas, según el mapa estructural al nivel Arenisca "U" (Anexo

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3), e isópaco ya mencionado, se encuentra dentro del otro eje de dirección SSO a NNE, convergiendo con el anterior fuera de la influencia del paleorelieve; esta estructura parece que tendría otro origen para su formación, pudiendo ser el tectónico, que junto con el del Campo Balsaura y estructura Misión (Amazonas), constituyen ejes promisorios para la exploración. Hasta el momento se han realizado varias tentativas para explicar el porqué de la acumulación de los hidrocarburos en determinadas estructuras y en otras no, siendo necesario un análisis más detallado para poder orientar la exploración con un conocimiento más cabal del proceso sedimentario y de los ambientes de sedimentación.

De éste análisis se desprende que en el área y en los tres reservorios "T", "U" y "M-1", tiene la siguiente explicación para su acumulación, la cual está relacionada con los aspectos estructurales y de subsidencia de la cuenca.

ARENISCA "T"

El espesor de la zona arenisca "T", tiende a incrementarse hacia el sur y disminuir gradualmente al oeste, como lo hace también la porosidad, la cual es decreciente por la presencia de niveles arcillosos. El gran espesor que en el área presenta esta arenisca hace suponer la presencia de un depocentro con un eje de dirección actual SSo a NNE. (Anexos 5, 6 y 7).

Del análisis de algunas secciones sísmicas, en los pozos Marañón 1, Huito 1, Conambo 1, se observa la presencia del paleorelieve ya mencionado, el cual parece que motivó el desarrollo de un alto estructual de relieve moderado, a este nivel, produciéndose además como consecuencia de ello la probable formación de trampas estratigráficas-sedimentarias por compactación diferencia.

Observando el mapa isópaco del tope de la formación Napo al de la Tiyuyacu, se nota que los espesores de los pozos exploratorios Marañón 1 al Amazonas 1, es ascendente, es decir, que del SSE al NNO de la estructura Conambo-Marañón hay un aumento ligero de espesor (Pozo Marañón 1, 2.002'; Conambo 1, 2.020'; Huito 1, 2.090'; Amazonas 1, 2.118').

Del análisis de los registros de buzamiento de los pozos exploratorios: Amazonas 1, Marañón 1 y Cancrio 1, se observa que el buzamiento regional antes de la deposición de la Arenisca "T" está hacia el oeste para luego de la deposición de la arenisca que varía hacia el sur como se ve en el Anexo 5-A, buzamiento que parece que influenció para que en los pozos perforados hasta ahora en el área no hayan dado

resultados positivos, debido a que el buzamiento regional permitió la migración de los hidrocarburos de sur a norte, hallándose producción en esta arenisca ("T") en el norte y centro de la cuenca.

ZONA ARENISCA "U"

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Este yacimiento esta compuesto por más de dos cuerpos, siendo dos de ellos los principales productores de hidrocarburos en los campos: Shushufindi, Lago Agrio, Auca, Fanny, Secoya, etc, notándose que la distribución de la zona Arenisca "U" en más de dos cuerpos se halla hacia el norte y centro de la cuenca, con espesores variables entre 100 a 200'. En tanto que hacia el sur y este se define como un sólo cuerpo con espesores menores de 50 a 100' como se observa en los Anexos 6, 7 y 11.

En el mapa isópaco, Anexo 8, se observa la presencia de dos depocentros cuyos ejes tienen dirección norte-sur y otro menor de oeste a este con un punto de convergencia en el área de los campos Tiguino y Vista.

En el área motivo de este estudio se nota la presencia de un eje menor de dirección paralela al eje mayor con convergencia hacia la Cuenca Santiago en el Perú.

La porosidad en los pozos Balsaura 1, Amazonas 1, Conambo 1, Marañón 1 y Huito 1, es de 17.5%, valor promedio para esta zona. (Anexo 14), disminuyendo la porosidad hacia el oeste, (Pozo Bobonaza 1,9%). Este decrecimiento se debe a la disminución del espesor poroso y aumento de las intercalaciones arcillosas.

El buzamiento regional que se encontraba hacia el sur después de la deposición de la zona Arenisca "T", cambia paulatinamente hacia el oeste, consecuencia de que en la Napo Medio se produjeron basculamientos del eje de la cuenca, siendo más intensos en el sur-oeste de la cuenca Oriente. Es probable que la acumulación de los hidrocarburos tengan un proceso de migración corta de oeste a este, como consecuencia del buzamiento regional.

ZONA ARENISCA M-1

La deposición de la zona Arenisca "M-1", está localizada como una granja norte-sur del eje de la cuenca hacia el oeste, con espesores que fluctúan entre 196' (pozo Tiputini 1) y 25' (pozo Gabaron 1), siendo la distribución creciente hacia el noreste de la cuenca y decreciente hacia el centro de la misma.

En el área de estudio los espesores se encuentran en el orden de los 90' disminuyendo hacia el este y oeste y aumentando hacia el sur (Anexos 6, 7 y 8) (Pozo Shiviyacu 1, 100').

Las porosidades varían entre 11 y 18%, dependiendo los valores de porosidad de la ubicación en el espacio dentro de los ambientes sedimentarios.

La presencia de los hidrocarburos en esta zona podría obedecer a un proceso migratorio corto y relacionado con el buzamiento regional que se halla hacia el oeste antes de la depositación de la zona Arenisca "M-1", considerándose la presencia de roca generadora subyacente y cuerpos arenosos aislados tipo lenticular. Además podría haberse producido migración

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secundaria en otro tipo de depósitos como serían los canales de origen flucio deltaico.

AMBIENTES DEPOSICIONALES

De la evaluación de los siguientes registros de pozos: inducción, rayos gamma, registros de porosidad, registro de buzamiento, que junto con ciertos análisis sedimentológicos y geofísicos, ayudarán a determinar los ambientes de deposición enmarcados dentro de un modelo geológico preestablecido. Las investigaciones se realizaron con datos obtenidos de los pozos exploratorios y de avanzada de la Cuenca Oriente.

En la definición de los cuerpos arenosos se utilizó la curva del potencial espontáneo y con el registro de buzamiento se precisó la geometría de los cuerpos y la dirección de transporte de los sedimentos.

Los ambientes deposicionales establecidos son:1. Ambiente fluvio deltáico2. Ambiente transicional3. Ambiente Marino - Anexos 10, 11, 12

AMBIENTE FLUVIO DELTAICO

Geográficamente esta situado en la planicie superior deltaica, caracterizada por un cambio substancial de facies, debido a la presencia de subambientes tales como: canales, bordes de canal, barras de media luna y pantanos. Como consecuencia de la presencia de estos subambientes, las respuestas y consideración del potencial espontáneo es variable pero sobre todo se nota una forma definida parecida a un barril, dependiendo esta de la presencia del cuerpo arenoso, la limpieza del mismo y la localización de los pozos en donde fueron perforados y además de los sedimentos terrígenos relacionados con materiales de origen continental como es el carbón y los óxidos de hierro.

En consecuencia, después del análisis de las curvas se delimitó el área de influencia de este ambiente, notándose que en la depositación de las areniscas "T", "U" y "M-1", se tienen dos formas definidas de lóbulos deltaicos, siendo el superior el más claro en los tres yacimientos, mientras que en la arenisca "T" el segundo lóbulo es más pequeño, en la "U" aparecen dos pequeños lóbulos y en la "M-1" se define como un lóbulo mayor. Este proceso de conformación de los lóbulos superior e inferior parece que está relacionado con los arcos del Aguarico y del Cononaco, siendo este último de formación más reciente, programando más acentuadamente al oeste al iniciarse la sedimentación de la arenisca "M-1".

La geometría de los cuerpos arenosos corresponden a canales distributarios definidos por el análisis de los registros de buzamiento de los cuales se obtuvieron también la dirección de transporte, la cual es de este a oeste, el engrosamiento del cuerpo arenoso y la presencia de estructuras sedimentarias.

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Estas areniscas en los yacimientos "T", "U" y "M-1", tienen porosidades entre 12 y 24% (Anexos 10, 11 y 12) y la permeabilidad esta oscilando alrededor de los 1.500 md. Las areniscas "T", "U" y "M-1" son las que tienen hidrocarburos en este ambiente, con gravedad específica de 18 a 26 API.

AMBIENTE TRANSICIONAL

Este ambiente está constituido por la parte media e inferior del delta, en las cuales están englobados los subambientes siguientes: Canales, bordes de canal, barras de desembocaduras, planicies y canales de marea, de donde se deduce que las curvas del potencial espontáneo presentan una forma irregular, la misma que se debe a la variación litológica controlada por las variaciones del nivel del mar. Este ambiente esta caracterizado por la presencia de intercalaciones arcillosas en los cuerpos arenosos, disminuyendo el espesor poroso de la arenisca.

La disposición del ambiente transicional, en los anexos presentados, se observa que la distribución de los yacimientos "T" y "U", guardan una similitud por las condiciones climáticas que controlaron el aporte de los sedimentos terrígenos. Mientras que en el yacimiento "M-1" el área de acción es más restringido hacia el este por cuanto al oeste hubo un proceso más fuerte.

Las características porosas oscilan entre el 10 y 20% (Anexos 10, 11 y 12) y la permeabilidad se mantiene alrededor de los 500 a 1.500 md, en los tres yacimientos.

En este ambiente se hallan los mejores reservorios para las areniscas "T" y "U" de los campos Shushuqui, Sacha, Auca, Lago Agrio, Shuara, Secoya, Tetete, etc, en donde se tienen hidrocarburos medianos o livianos de 25 a 32 API. No obstante, en la arenisca "M-1" la porosidad se mantiene en los valores antes indicados, no así el grado API que corresponde a crudos pesados. (Cuyabeno 8, 5API, Sansahuari 8, 7 API) en el norte y en el sur, de gravedad tiende a mejorar obteniéndose en el pozo Balsaura 1-C, un crudo de 25 API.

AMBIENTE MARINO

Los sedimentos se depositaron en la plataforma continental en un mar poco profundo, en donde las facies de sedimentos más finos se hacen presentes, además de los arrecifes que se depositaron en el borde superior del talud continental, en las zonas areniscas "T" y "U", se observa que los cuerpos arenosos, han disminuido notablemente su espesor poroso.

La delimitación del ambiente marino se encuentra, (Anexos 10, 11 y 12) dispuesta paralelamente al límite del ambiente fluvio deltaico y transicional, para lo cual se consideró el cambio lateral de facies, es decir, el reemplazamiento de cuerpos arenosos por sedimentos arcillosos y calcáreos, notándose claramente en las irregularidades de la curva del potencial

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espontáneo en esta zona.

Como es natural la arenisca se vuelve más arcillosa con porosidades inferiores al 10% en la zona "U" y "T". No hay hidrocarburos en este ambiente.

La arenisca "M-1" no se halla presente en este ambiente, pudiendo deberse el proceso erosivo o a la no sedimentación.

CONDICIONES SEDIMENTOLOGICAS

El estudio de las estructuras sedimentarias, con análisis granulométricos, con estudios macro y microscópicos de los testigos, han ayudado a la definición de un conocimiento más claro del proceso sedimentológico y de su ambiente de sedimentación.

En el área del sur-oriente, la investigación sedimentológica fue realizada en las areniscas "T" y M-1" de los pozos Marañón 1 y Amazonas 1, de donde se han obtenido los siguientes resultados:

ARENISCA "T"

Es una arenisca que presenta las siguientes características, en términos generales:

Tamaño del grano Muy fina, fina a mediaForma SubredondeadaSelección Buena a regularComposición 80% cuarzo aproximadamenteCemento Arcilla, glauconitaPorosidad BuenaMinerales accesorios Glauconita, pirita, muscovita, materia orgánica.Marcas Nódulos, gilsonita, pirita,

bioturbación rizaduras, erosión y relleno.Estratificación Lenticular, subhorizontal

Además la estratigraficación es en general de tipo lenticular es decir depósitos que se distinguen por estar en conjunto limos arenosos y arcillas, depositados en períodos alternados de mayor y menor energía; también se encuentran depósitos, subhorizontales y paralelos, que definirían a un ambiente de bahía.

Analizando el registro de buzamiento con la forma de la curva del potencial espontáneo, de los pozos Marañón 1, Conambo 1, Amazonas 1, se determina que este depósito arenoso correspondería a un ambiente transicional, en una zona de mediana energía y profundidad, pudiéndosele definir por su geometría en una barra de corriente de marea, en la parte superior y en la inferior como de canal subacuoso. El pozo Balsaura, se halla en este ambiente y correspondería a una barra costera.

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ARENISCA "U"

En la zona de estudio, no se han realizado análisis sedimentológicos, por carecerse de testigos de corona, por lo cual se ha realizado una extrapolación de características petrográficas y sedimentológicas de esta arenisca, ellas son:

Tamaño del grano Fino - medio (0.15 - 041 mm)Forma Subangular a subredondeadaSelección BuenaComposición CuarzoCemento Arcilloso, arcilloso-calcáreoPorosidad BuenaMinerales accesorios Materia orgánica, mica blanca, óxidos de

hierro, yeso y ambarMarcas Bioturbación,

erosión-relleno, rizaduras, nódulos, estructuras de carga

Estratificación Estratificación cruzada, subparelela

Al observar el registro del potencial espontáneo y de buzamiento, se tiene una respuesta característica de depósitos de barras costeras y de canales de corriente de marea, sedimentos depositados en un medio de mediana profundidad e intervalos de tranquilidad y actividad de corrientes de marea (Marañón 1, Amazonas 1 y Balsaura 1-C).

ARENISCA "M-1"

En los pozos exploratorios Marañón 1 y Amazonas 1, se tomaron núcleos y en ellos se realizaron análisis granulométricos, obteniéndose los siguientes resultados:

Tamaño del grano Fino a grueso (0.20-4.00 mm)Forma SubangularSelección Mala a pobre (mala gradación)Composición 90-95% CuarzoCemento Limolita, calcedonia, arcillaPorosidad BuenaMinerales accesorios Biotita, zircón, feldespatos, opacos,

materia orgánicaMarcas Nódulos

arcillosos, erosión y relleno, bioturbaciónEstratificación Cruzada, inclinada,

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subhorizontal, paralela

Al analizar el registro de potencial espontáneo con el de buzamiento, la configuración de la curva en el pozo Amazonas 1, se precisó que esta arenisca corresponde probablemente a un depósito de barra de canal distributario, notándose que hacia los pozos Marañón 1, Conambo 1 y Balsaura 1-C, las condiciones sedimentológicas cambian a un ambiente de influencia marina y quizá sea una barra costera depositada en una profundidad ligera de alta energía.

CONDICIONES DE GENERACION Y ENTRAMPAMIENTO DE CRUDOS LIVIANOS

Es de conocimiento general que el origen de los hidrocarburos está relacionado a la vida orgánica y a su preservación durante el período de la formación Napo y de formaciones paleozoicas, en un ambiente reductor.

Evidentemente que las rocas carbonatadas y lutitas organógenas de la formación Napo, constituyen la principal roca madre en la cuenca oriental, pero también no es de olvidarse que según datos de campo y de algunos análisis geoquímicos de rocas de la formación Santiago y Macuma, también constituyen rocas generadoras de hidrocarburos, sobre todo gaseosas. (Análisis Geoquímicos). CEMPES-PETROBRAS, julio 1982).

Al estudiar la relación arenisca-lutita-caliza, de la Formación Napo, la primera, tiene predominio del centro hacia el este de la cuenca y la lutita más caliza se hallan distribuidas con buenos espesores del centro hacia el oeste, lo cual manifiesta la presencia de un ambiente marino de aguas poco profundas al oeste y continental al este, determinándose que las condiciones de generación y preservación de los hidrocarburos es menos probable al oriente que hacia el occidente, de allí justamente viene la explicación de la presencia de los crudos más livianos en el oeste y centro de la cuenca y los pesados en el flanco oeste que podría ser producto de una oxidación.

De la observación de los mapas estructurales hasta ahora elaborados, sean estos al Tope Pre-Hollín, Napo, Tena, Tiyuyacu, etc, se observa que el proceso de subsidencia de la cuenca hacia el oeste y sur-oeste es mayor, manifestándose desde el Cretácico Superior-Eoceno y Mioplioceno, subsidencia que esa relacionada con la sedimentación, es decir que en las áreas en donde existe mayor aporte de sedimentos calcáreos y arcillosos, el proceso es más objetivo, teniendo este fenómeno mucho que ver inclusive con la formación de trampas estructurales, además que la presión y temperatura juegan un papel muy importante en el proceso de generación y destilación de los hidrocarburos.

Al hablar de una primera subsidencia hacia el sur-oeste, ella sería el elemento motriz para la obtención de crudos livianos, en el nivel Hollín y reservorio "T" y "U" hacia el norte y centro de la cuenca, lo cual evidenciaría la presencia de este fenómeno y el papel que desempeñó en el proceso migratorio de los hidrocarburos y la diferenciación gravitacional de ellos en las

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estructuras.

Hacia el este, el proceso de degradación está vinculado con la contaminación por aguas superficiales, fenómeno que se encuentra en el área del sur oriente, en donde el proceso de subsidencia también tiene importancia en la generación, pero además consideramos que en la migración intervienen otros factores, como es la cercanía de la zona generadora y de los ambientes deposicionales, de acuerdo al modelo geológico que se ha establecido y almacenamiento de los hidrocarburos por diferenciación de la gravedad API y localización estructural, como se observó en el pozo Amazonas 1 y Balsaura 1-C, que se probó la existencia de hidrocarburos en la arenisca "U" y "M-1", de 18, 9.6, 16 y 25 API (Anexos 16 y 27), respectivamente, en tanto que el Huito 1, que es la localización más alta, en la arenisca "M-1" hay petróleo de 10.5 API, notándose la diferencia gravitacional y la influencia de las aguas meteóricas en los dos reservorios de

los pozos indicados que corresponden a ambientes fluvio-deltaicos (M-1) y transicional en el reservorio "U" del pozo Amazonas 1 y Balsaura 1-C (M-1 y U) (Anexos 10, 11 y 12).

CONCLUSIONES

- En la cuenca Oriental hay tres principales ambientes sedimentarios, que son: Fluvio deltaico transicional y marino. Los mejores reservorios con hidrocarburos se encuentran dentro del ambiente transicional para las areniscas "U" y "T" y la Arenisca "M-1" tiene su principal reservorio en el ambiente fluvio deltaico.

- Que en el ambiente marino, no se han hallado hidrocarburos por no existir roca reservorio de buenas características.

- El conocimiento de los ambientes sedimentarios abren la pauta para la localización de nuevas áreas con trampas estratigráficas.

- Los pozos perforados al sur-este de la se hallan localizados dentro del ambiente fluvio deltaico a transicional.

- El crudo encontrado en los cuerpos arenosos "U" y "M-1" de los pozos del sur-oriente, fueron degradados por aguas superficiales infiltradas, por encontrarse en el ambiente fluvio deltaico. La exploración por perforación debe estar encaminada hacia el oeste de las estructuras perforadas y dentro del ambiente transicional para las areniscas de la Formación Napo.

- La porosidad y permeabilidad tienden a disminuir al oeste, en tanto que la presencia

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de roca generadora es más alentadora, los nuevos prospectos localizados al oeste mejoran las posibilidades de entrampamiento en estructuras anticlinales y en trampas estratigráficas (Pozo Balsaura 1-C).

- El grado API, tenderá a mejorar hacia el oeste de las estructuras ya mencionadas, cerca del límite de truncación de la arenisca "M-1", a las que se las considera como cuerpos arenosos rodeados de sedimentos arcillosos y calcáreos que hicieron de sello.

- Los pozos perforados en el sur-oriente: Amazonas 1, Huito 1, Marañón 1 y Balsaura 1-C y los nuevos prospectos Shionayacu, Victoria, Misión y otros son estructuras anticlinales localizadas en esta área al momento por lo que los estudios futuros deberán enfocarse hacia la localización de trampas estratigráficas - estructurales correspondiente a barras costeras ubicadas dentro del ambiente transicional.

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