Introduccion Al Perfilaje

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Introducción alPerfilaje.

Ing. Renato D. Alvarez V.

Introducción alPerfilaje.

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IntroduccionIntroduccion al al PerfilajePerfilaje


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MODELOSMODELOS

Modelo Modelo GeológicoGeológicoPropiedades Propiedades Físicas de las Físicas de las

RocasRocas

Modelo Modelo AmbientalAmbiental

InvasiónInvasiónTipo de LodoTipo de Lodo

Modelo de Modelo de HerramientasHerramientasMediciones de: Mediciones de:

Litología, Litología, Resistividad y Resistividad y

PorosidadPorosidad

Modelo Modelo MatemáticoMatemáticoArcillosidadArcillosidadPorosidadPorosidad

Saturación de Saturación de AguaAgua

Resultados Resultados de la de la

EvaluaciónEvaluaciónCalidad de la Calidad de la

RocaRocaPetróleo en Petróleo en

SitioSitio


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MODELO GEOLÓGICOMODELO GEOLÓGICO


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Propiedades Físicas de las RocasPropiedades Físicas de las RocasTodas las rocas que cubren la tierra de acuerdo con la forma comTodas las rocas que cubren la tierra de acuerdo con la forma como o ellas han sido formadas, se agrupan en tres clases principales: ellas han sido formadas, se agrupan en tres clases principales: ígneas, metamórficas y sedimentarias.ígneas, metamórficas y sedimentarias.

Rocas Ígneas: Se forman del enfriamiento y solidificación del material de roca que se encuentra debajo de la corteza terrestre en estado líquido. Pueden ser formadas debajo de la superficie por enfriamiento muy lento o formadas en la superficie cuando el material fundido es forzado hacia la superficie de la tierra. En esta categoría se encuentran granitos, dioritas, lavas, basaltos, etc. Rocas Metamórficas: Originalmente pueden ser ígneas o sedimentarias, sus características originales han sido cambiadasgrandemente por las acciones de presión, temperatura y otros factores que actuaron sobre ellas dentro de la corteza de la tierra. Ejemplo de estas rocas son: filitas, esquistos, etc.


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Propiedades Físicas de las RocasPropiedades Físicas de las Rocas

Rocas Sedimentarias: Estas rocas provienen de la consolidación de sedimentos formados sobre la superficie de la tierra o ambientes marinos, originados por descomposición mecánica de fragmentos de rocas pre-existentes por efecto de meteorización, erosión y transporte (depositaciónmecánica), también por precipitaciones químicas de soluciones o por secreción de organismos vivientes (depositación química). Frecuentemente, fueron depositados en capas o estratos.

En su mayoría todo el petróleo producido en el mundo proviene de rocas sedimentarias. Para localizar los yacimientos que contienen petróleo, se requiere del conocimiento de la naturaleza de los sedimentos.

Las rocas sedimentarias, están en su mayoría formadas por minerales que permanecen estables sometidos a condiciones normales de esfuerzos y temperatura derivados de procesos y pueden ser divididas en dos grandes grupos mecánicos y químicos.


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Rocas Clásticas: Están formadas de restos provenientes de la alteración y descomposición de rocas pre-existentes que pueden ser transportadas, frecuentemente a distancias considerables, por elviento, agua o hielo desde el sitio de erosión hasta el sitio de depositación. Estos sedimentos, los cuales se asientan bajo la acción de la gravedad a distancias desde sus orígenes son denominados “Exógenos”“Exógenos”. Las partículas están usualmente unidas por un cemento de origen químico o bioquímico formando posteriormente la despositación. Ejemplo: Areniscas.

Las rocas sedimentarias se clasifican según su composición en:

Rocas Carbonáticas: Son formadas por carbonatos de calcio y de magnesio precipitados en las aguas marinas por procesos químicosy bioquímicos. Ejemplo: Calizas y dolomitas.


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AreniscasAreniscasConglomeradosConglomerados

LutitaLutita

Calizas Calizas Lutitas DiatomeasLutitas Diatomeas

FosforitasFosforitasDolomitasDolomitas

EvaporitasEvaporitas(Algunas Calizas)(Algunas Calizas)

EvaporitasEvaporitas(Algunas Calizas)(Algunas Calizas)

PrecipitacionesPrecipitaciones

Restos Biológicos yRestos Biológicos yPrecipitacionesPrecipitaciones

Restos Biológicos yRestos Biológicos yPrecipitacionesPrecipitaciones

Carbón OrgánicoCarbón OrgánicoCarbón OrgánicoCarbón Orgánico

Restos OrgánicosRestos Orgánicos SolucionesSolucionesSolucionesSoluciones

DescomposiciónDescomposiciónMecánicaMecánica

Roca FuenteRoca FuenteRoca FuenteRoca Fuente

Fuente: Fuente: IntroductionIntroduction toto WirelineWireline loglog analysisanalysis W.AW.A..

Minerales PreexistentesMinerales PreexistentesMinerales PreexistentesMinerales Preexistentes

Descomposición Descomposición QuímicaQuímica

Descomposición Descomposición QuímicaQuímica

Clasificación de las Rocas Sedimentarias Clasificación de las Rocas Sedimentarias


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SIMPLESIMPLE

ARCILLOSASARCILLOSAS

COMPLEJACOMPLEJA

ARENASARENAS CALIZASCALIZAS DOLOMITASDOLOMITASLUTITALUTITA

ARENAARENA

MICAMICA

LUTITALUTITA

Fuente: Fuente: AvancedAvanced FormationFormation EvaluationEvaluation. . SchlumbergerSchlumberger SurencoSurenco S.A.S.A.

SIMPLESIMPLE


COMPLEJACOMPLEJA


ARENAARENA

MICAMICA

LUTITALUTITA

SIMPLESIMPLE


COMPLEJACOMPLEJA


ARENAARENA

MICAMICA

LUTITALUTITA

SIMPLESIMPLE


COMPLEJACOMPLEJA


ARENAARENA

MICAMICA

LUTITALUTITA

Fuente: Fuente: AvancedAvanced FormationFormation EvaluationEvaluation. . SchlumbergerSchlumberger SurencoSurenco S.A.S.A.


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Propiedades físicas de las rocasPropiedades físicas de las rocas

Porosidad es el volumen de poros por unidad de volumen de formación; es decir, la fracción del volumen de una muestra que está ocupada por poros o vacíos. El símbolo para la porosidad es φ. Una sustancia densa y uniforme, semejante a un pedazo de vidrio, tiene porosidad cero; una esponja, tiene una muy alta porosidad.

Las Porosidades de formaciones de superficie pueden ser muy variadas. Carbonatos densos (calizas y dolomitas) y evaporitas (sal, anhidrita, yeso, etc.) pueden mostrar prácticamente porosidades cero; pozo con arenas consolidadas pueden tener porosidades del 10 al 25 %; arenas no consolidadas pueden tener 25 % o más.

PorosidadPorosidad


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Propiedades físicas de las rocasPropiedades físicas de las rocasPorosidadPorosidad

Arcillas o Lutitas pueden contener por encima del 40% de porosidad llena de agua, pero los poros individuales son usualmente tan pequeños que la roca es impermeable al flujo de fluidos.

Las Porosidades están clasificadas de acuerdo a la colocación física del material que rodea los poros y a la distribución y forma de los poros. En una arena limpia, la roca matriz está formada por granos de arena individuales, mas o menos en forma esférica, empacados juntos de la misma forma en que los poros están entre los granos.


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Propiedades físicas de las rocasPropiedades físicas de las rocasPorosidadPorosidad

MATERIAL MATERIAL CEMENTANTECEMENTANTE

GRANO DE GRANO DE ARENAARENA

POROSIDAD POROSIDAD EFECTIVAEFECTIVA

25%25%POROSIDAD POROSIDAD NO EFECTIVANO EFECTIVA

5%5%POROSIDAD POROSIDAD TOTAL 30%TOTAL 30%


GRANO DE GRANO DE ARENAARENA

POROSIDAD POROSIDAD EFECTIVAEFECTIVA

25%25%POROSIDAD POROSIDAD NO EFECTIVANO EFECTIVA

5%5%POROSIDAD POROSIDAD TOTAL 30%TOTAL 30%


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Propiedades físicas de las rocasPropiedades físicas de las rocasPermeabilidadPermeabilidad

La Permeabilidad es una medida de la facilidad con la cual los fluidos pueden fluir a través de la formación. Para una muestra de roca dada y para cualquier fluido homogéneo, la permeabilidad será una constante con tal y los fluidos no tengan contacto con la misma roca.

La unidad de Permeabilidad es el darcy, la cual es muy grande, tanto que la parte de mil es generalmente utilizada: el milidarcy (md). El símbolo para la Permeabilidad es k.

Una roca, para ser permeable, debe tener algunos poros interconectados, capilares o fracturas. De aquí que existe una relación aproximada entre la Porosidad y la Permeabilidad. Las Permeabilidades más grandes, en general, corresponden a grandes Porosidades, pero esto esta lejos de ser una regla absoluta.


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Las Arcillas y algunas arenas tienen altas porosidades, pero los granos son mas pequeños que el camino disponible para el movimiento del fluido, ya que es bastante restringido y tortuoso; así que, sus permeabilidades pueden ser muy bajas.

Otras formaciones, tales como calizas, pueden estar compuestas de una roca densa partida, por un poco de fisuras pequeñas o fracturas de gran proporción. La Porosidad de cada una de las formaciones puede ser baja, pero la permeabilidad de una fractura puede ser enorme. Por lo tanto, las calizas fracturadas pueden tener baja porosidad pero una permeabilidad extremadamente alta.


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POROSIDAD POROSIDAD 40%40%

Permeabilidad Permeabilidad Horizontal 1500 Horizontal 1500 mdmd

Permeabilidad Permeabilidad Vertical 1000 mdVertical 1000 md

POROSIDAD POROSIDAD 40%40%

Permeabilidad Permeabilidad Horizontal 1500 Horizontal 1500 mdmd

Permeabilidad Permeabilidad Vertical 1000 mdVertical 1000 md


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Propiedades físicas de las rocasPropiedades físicas de las rocasSaturaciónSaturación

La Saturación de una formación es la fracción del volumen de poros ocupados por el fluido considerado. La Saturación de Agua, es entonces, la fracción (o porcentaje) del volumen de poros que contiene agua de la formación. Pero si nada mas existe agua en los poros, una formación tiene una Saturación de Agua del 100 %. El símbolo para la Saturación es S; varios subíndices son utilizados para denotar saturación de un fluido en particular (Sw para Saturación de Agua, So para Saturación de Petróleo, Sh para Saturación de hidrocarburos, etc.).

La Saturación de Petróleo, o Gas es la fracción del volumen de poros que contiene petróleo o gas. Los poros deben estar saturados con algún líquido. Así, la sumatoria de todas las saturaciones en una roca de formación dada debe ser un total del 100 %.


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Propiedades físicas de las rocasPropiedades físicas de las rocasSaturaciónSaturación

GRANOS DE GRANOS DE ARENAARENA


PETROLEOPETROLEO

AGUAAGUA

GASGAS

GRANOS DE GRANOS DE ARENAARENA


PETROLEOPETROLEO

AGUAAGUA

GASGAS


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Propiedades físicas de las rocasPropiedades físicas de las rocasPresión CapilarPresión Capilar

Cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto dentro de los poros, una superficie curvada se forma entre los dos. La presión en el lado del fluido no-mojante de la interfase (Pnw), es mayor que la presión para el lado del fluido mojante (Pn). Esta diferencia de presiones se define como presión capilar (Pc).

Pc=Pnw-Pw

Cuando dos o más fluidos están presentes en una formación porosa a la misma elevación (por ejemplo, respecto del nivel del mar), y aun cuando los fluidos estén a la presión de equilibrio, estos no se encuentran a la misma presión. Esta situación se genera debido a que la atracción mutua entre la roca y el fluido (tensión de adhesión) es diferente para cada fluido. La diferencia en la presión entre las dos fases en equilibrio a la misma elevación se denomina presión capilar entre las fases. El fluido con la mayor tendencia a mojar la roca reservorio tendrá la presión más baja


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Cuando un capilar se sumerge en la interfase de dos fluidos puede producirse un ascenso o un descenso de la interfase. En el primer caso se produce el denominado "ascenso capilar", y en el segundo caso se habla de "descenso capilar". Estos movimientos ocurren como consecuencia de los fenómenos de superficie que dan lugar a que la fase mojante invada en forma preferencial el medio poroso. En términos generales, el ascenso o descenso capilar se detiene cuando la gravedad contrarresta (en función de la altura y de la diferente densidad de los fluidos) la fuerza capilar desarrollada en el sistema. La diferencia de presión entre los puntos de interés (A y B) es exactamente la diferencia de presión correspondiente al cambio de un fluido por otro en el capilar.


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FWL = Nivel de agua libre ("Free Water Level"). Es el nivel en el que se presentaría la interfase agua petróleo en ausencia de medio poroso.

WOC = Contacto Agua-Petróleo ("Water OilContact). Es el nivel más bajo en que se puede detectar petróleo. La diferencia entre el WOC y el FWL corresponde al ascenso capilar generado por los poros de mayor "diámetro" de la red poral.

Swirr = Saturación de agua irreductible. Es la mínima saturación de agua obtenida por desplazamiento capilar. En los capilares cilíndricos la Swirr es nula (no hay fases residuales), pero en los medios porosos naturales toma valores, en general superiores al 10 ó 15 % , siendo frecuentes Swirr superiores al 25% . Este tema se discute con detalle en otras páginas de este sitio.

Zona de Transición Capilar: Es la zona que incluye todos los niveles en que la Sw varía entre el 100 % y la Swirr.


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SERIE DE CURVAS DE PRESION CAPILAR EN FUNCION DE LA PERMEABILIDAD


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MODELO AMBIENTALMODELO AMBIENTAL

InvasiónInvasión


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MODELO AMBIENTALMODELO AMBIENTALInvasiónInvasión

Para la perforación de pozos, el lodo es utilizado con el propósPara la perforación de pozos, el lodo es utilizado con el propósito de evitar ito de evitar derrumbes en las paredes del hoyo, evitar aportes de fluidos de derrumbes en las paredes del hoyo, evitar aportes de fluidos de la formación la formación hacia el pozo durante la perforación, para controlar arremetidashacia el pozo durante la perforación, para controlar arremetidas, etc. Esto se , etc. Esto se logra preparando el lodo de manera tal, que la presión ejercida logra preparando el lodo de manera tal, que la presión ejercida por la por la columna hidrostática del fluido, sea mayor que la presión de la columna hidrostática del fluido, sea mayor que la presión de la de la de la formación. Este diferencial de presión permite que el filtradoformación. Este diferencial de presión permite que el filtrado del lodo del lodo penetre dentro de las formaciones permeables, quedando depositadpenetre dentro de las formaciones permeables, quedando depositadas las as las partículas sólidas del lodo en la pared del pozo, formándose de partículas sólidas del lodo en la pared del pozo, formándose de esta manera esta manera el revoque, el cual por ser de baja permeabilidad reduce consideel revoque, el cual por ser de baja permeabilidad reduce considerablemente rablemente el proceso de invasión de filtrado hacia la formación.el proceso de invasión de filtrado hacia la formación.


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MODELO AMBIENTALMODELO AMBIENTALRwRw


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MODELO AMBIENTALMODELO AMBIENTALRwRw


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MODELO DE HERRAMIENTASMODELO DE HERRAMIENTAS

Mediciones de Litología, Resistividad y PorosidadMediciones de Litología, Resistividad y Porosidad


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Los registros de pozos representan uno de los métodos más importantes de adquisición de las medidas de las propiedades físicas del material de la roca matriz y los fluidos que ocupan los poros. Estos datos también son obtenidos por análisis de núcleos y análisis de muestra de pared.

Los datos de núcleos y registros son comparados y usados en conjunto para definir las propiedades del yacimiento.

Cuando no hay núcleo disponible, los datos de registros son frecuentemente usados extrapolando la información de análisis de núcleo y registros de pozos vecinos. Las medidas de registros pueden definir o al menos inferir propiedades petrofísicas tales como porosidad, volumen de arcilla, litología, saturación de agua, gas y petróleo, estimar permeabilidad, predecir cortes de agua, determinar zonas de sobre presión y cálculos de petróleo residual.

Registros de pozosRegistros de pozosRegistros de pozos


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Pocos de los parámetros petrofísicos pueden ser medidos directamente. En lugar de esto, ellos pueden ser derivados o inferidos de las mediciones de otros parámetros petrofísicos de la formación. Estos incluyen, entre otros, la Resistividad, la Densidad, el Tiempo de Tránsito, el Potencial Espontáneo, la Radioactividad Natural y el contenido de Hidrógeno de la roca.

La interpretación es el proceso por el cual estos parámetros medidos son traducidos a parámetros petrofísicos necesarios para evaluar un yacimiento: Porosidad, Saturación de Hidrocarburo, Permeabilidad, Espesor, Litología, Arcillosidad, etc.


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Las mediciones de Registros de Pozos, a cualquier profundidad enLas mediciones de Registros de Pozos, a cualquier profundidad en el el hoyo, corresponden a las propiedades de las rocas, fluidos o gahoyo, corresponden a las propiedades de las rocas, fluidos o gas, y s, y espacio espacio poralporal. Las respuestas de los registros están también en función . Las respuestas de los registros están también en función de las características de las de las características de las faciesfacies de las rocas. Los parámetros de las rocas. Los parámetros petrofísicospetrofísicos específicos tienden a ocurrir en ambientes específicos y en específicos tienden a ocurrir en ambientes específicos y en variaciones de variaciones de faciesfacies particulares. La mayor ventaja de los registros con particulares. La mayor ventaja de los registros con guaya es la caracterización de un registro continuo en superficiguaya es la caracterización de un registro continuo en superficie de toda e de toda la unidad estratigráfica penetrada. Las mediciones de profundidala unidad estratigráfica penetrada. Las mediciones de profundidad, d, espesor, y comparaciones cualitativas de capas permeables e espesor, y comparaciones cualitativas de capas permeables e impermeables son rápidamente identificadas.impermeables son rápidamente identificadas.


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El análisis de registro es primeramente usado para describir un sólo pozo. Sin embargo, cuando hay una serie de registros corridos en varios pozos representativos en un área geográfica específica, esto puede ser usado como una herramienta geológica para describir estructura local, estratigráficas, facies, ambientales de depositación y geometría de yacimiento.


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PROFUNDIDAD

PPRROOFFUUNNDDIIDDAADD

FORMACIONFORMACIONFORMACION

TOPESTOPESTOPES

LUTITALUTITALUTITA

LITOLOGIALITOLOGIALITOLOGIA

ARENAARENAARENA

LUTITALUTITALUTITA

CALIZACALIZA

FRACTURAS ?FRACTURAS ?FRACTURAS ?

POROSIDAD ?PERMEABILIDAD ?FLUIDOS ?

POROSIDAD ?POROSIDAD ?PERMEABILIDAD ?PERMEABILIDAD ?FLUIDOS ?FLUIDOS ?

TIPO ?TIPO ?TIPO ?

POROSIDAD ?PERMEABILIDAD ?FLUIDOS ? TIPO ?CANTIDAD ?

POROSIDAD ?POROSIDAD ?PERMEABILIDAD ?PERMEABILIDAD ?FLUIDOS ? TIPO ?FLUIDOS ? TIPO ?CANTIDAD ?CANTIDAD ?

CONTINUO ALPROXIMO POZO ?

CONTINUO ALCONTINUO ALPROXIMO PROXIMO POZO ?POZO ?

Interpretación de Registros a Hoyo AbiertoInterpretación de Registros a Hoyo Abierto


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ProblemasProblemas

Capa de roca

Capa de Gas

Contacto Gas-Petróleo

Contacto Petróleo-Agua

Columna Litológica

Agua

Petróleo


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LitologíaLitologíaEspesorEspesor

PorosidadPorosidadCantidadCantidadTipoTipoDistribuciónDistribución

SaturaciónSaturaciónPermeabilidadPermeabilidadProductividadProductividad

DepositaciónDepositaciónTipo de FluidoTipo de FluidoContactos de FluidoContactos de FluidoLitologíaLitología

Tipo de RocaTipo de RocaContenido de ArcillaContenido de ArcillaTipos de ArcillaTipos de Arcilla

Etc.Etc.

Información Obtenida a partir de Registros a Hoyo AbiertoInformación Obtenida a partir de Registros a Hoyo Abierto


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Un estimado de la cantidad total de hidrocarburos en sitio puedeUn estimado de la cantidad total de hidrocarburos en sitio puede ser ser obtenida a partir de los análisis/evaluaciones de los Registros.obtenida a partir de los análisis/evaluaciones de los Registros. El El producto de Porosidad y Saturación de Hidrocarburos, producto de Porosidad y Saturación de Hidrocarburos, φφ x (1 x (1 -- Sw), es Sw), es la fraccila fraccióón de la formacin de la formacióón que contiene hidrocarburos. El espesor de n que contiene hidrocarburos. El espesor de la formacila formacióón productora, (h) (ft), puede ser determinado a partir de n productora, (h) (ft), puede ser determinado a partir de los registros. los registros.

PetrPetróóleoleo NN = 7,758 * = 7,758 * φφ *(1 *(1 -- Sw) * h * ASw) * h * A

Donde:Donde:N:N: Volumen de Barriles de PetrVolumen de Barriles de Petróóleo en Sitioleo en Sitioφφ: Porosidad Efectiva: Porosidad EfectivaSwSw:: SaturaciSaturacióón de Aguan de Aguah:h: Espesor de la formaciEspesor de la formacióón con hidrocarburon con hidrocarburoA:A: AreaArea en Acresen Acres

Hidrocarburos en SitioHidrocarburos en Sitio


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Hidrocarburos en SitioHidrocarburos en Sitio

GasGas G = 43,560 * φ *(1 - Sw) * h * A

Donde:Donde:GG: Volumen de pies c: Volumen de pies cúúbicos de Gas en Sitiobicos de Gas en Sitioφφ: Porosidad Efectiva: Porosidad EfectivaSwSw:: SaturaciSaturacióón de Aguan de Aguahh: : Espesor de las formaciEspesor de las formacióón con hidrocarburon con hidrocarburoA: A: AreaArea en Acresen Acres


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Mediciones de RegistrosMediciones de Registros

Mediciones de LitologíaMediciones de LitologíaGamma Gamma RayRaySP SP

Mediciones de Resistividad Laterales (de Mediciones de Resistividad Laterales (de contacto) e inductivos.contacto) e inductivos.

ProfundaProfundaMediaMediaSomeraSomera

Mediciones de PorosidadMediciones de PorosidadDensidadDensidadNeutrónNeutrónSónicoSónicoResonancia MagnéticaResonancia Magnética


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Mediciones de RegistrosMediciones de Registros


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Mediciones de LitologíaMediciones de Litología

El valor de un registro con el cual se pudiera determinar directamente la litología, seria incalculable.

Desafortunadamente no existe. Sin embargo, uno de los primeros registros que se utilizó, el del potencial espontáneo o curva SP, suministra información de la cual se puede deducir la litología, además de proveer una indicación de la permeabilidad.

La curva de rayos gamma también puede usarse para determinar lalitología. Normalmente, cuando las condiciones en el pozo no son las apropiadas para un registro SP, se corre uno con rayos gamma.

Registro de Potencial Espontáneo SPRegistro de Potencial Espontáneo SP


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El SP es una medida de las corrientes eléctricas que se producen dentro del pozo, debido al contacto entre diversos fluidos con salinidad diferentes; Este registro se usa normalmente en pozos perforados con lodos cuya base es agua dulce.

El filtrado del lodo de perforación invade aquellas zonas que exhiben alguna permeabilidad y, en consecuencia, se generan corrientes. Si la zona es impermeable, como es el caso de lutitas, no habrá invasión por los filtrados y no se generaran “corrientes SP”; por lo tanto, el trazo de la curva será relativamente recto sin caracteres distintivos.



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Si las condiciones son de arenas con agua salada, la curva SP se desplaza hacia la izquierda en las zonas permeables. Si las condiciones son contrarias, como en el caso de arenas con agua dulce, la curva SP se desplaza hacia la derecha de la línea base al encontrar una zonapermeable.

Cuando el agua en el lodo y la formación son de la misma salinidad, no se genera curva SP y el trazo es relativamente recto y sin caracteres distintivos.



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La curva SP generalmente se registra en la columna 1 (la de la izquierda) del registro. La magnitud de la deflexión se determina mediante la relación entre la resistividad del filtrado de lodo y la resistividad del agua presente en la formación, lo que constituye una curva litológica.

Debido a que la SP no es una curva que empieza con un valor de cero, la deflexión se mide a partir de una “línea base para lutita” cuya posición la determina el ingeniero que corre el registro y no afecta la interpretación de la curva SP. La polaridad de la deflexión es negativa a la izquierda de la línea base y positiva a la derecha de la misma. Ello significa que cuando el lodo de perforación es mas dulce que el agua de la formación, la curva SP se desplaza hacia la izquierda en las zonas permeables.



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Espesor (h) y Resistividad (Rt) de la capa permeable

Resistividad (Ri) y diámetro (dj) de la zona invadida

Resistividad (Rs) de las formaciones vecinas

Resistividad (Rm) del lodo y diámetro (dh) del pozo

Factores que influyen en la curva SPFactores que influyen en la curva SP



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LIN

EA B

ASE

DE

LIN

EA B

ASE

DE

LUTI

TALU

TITA RRMFMF = R= RWW

RRMFMF > R> RWW

RRMFMF >> R>> RWW

RRMFMF < R< RWW

Interpretación básica de la curva SPInterpretación básica de la curva SP



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El registro de Rayos Gamma es una medida de la radioactividad naEl registro de Rayos Gamma es una medida de la radioactividad natural de la tural de la formación. La medición se realiza con un detector de rayos gammformación. La medición se realiza con un detector de rayos gamma y a y normalmente se registra simultáneamente con otro registro. Los normalmente se registra simultáneamente con otro registro. Los materiales materiales radioactivos están asociados normalmente con las rocas de grano radioactivos están asociados normalmente con las rocas de grano muy fino. muy fino. Estas rocas generalmente son arcillas y, de menor nivel de radiaEstas rocas generalmente son arcillas y, de menor nivel de radiación, limos. ción, limos. La radioactividad se origina en los elementos radioactivos naturLa radioactividad se origina en los elementos radioactivos naturales: potasio, ales: potasio, torio y uranio contenido en las rocas.torio y uranio contenido en las rocas.

El registro de rayos gamma naturales se puede interpretar como uEl registro de rayos gamma naturales se puede interpretar como un registro n registro de de arcillosidadarcillosidad. Los niveles altos de radiación ocurren frente a las arcillas . Los niveles altos de radiación ocurren frente a las arcillas mientras que en las formaciones limpias tales como arenas, calizmientras que en las formaciones limpias tales como arenas, calizas, dolomitas, as, dolomitas, anhidritas, anhidritas, etcetc, la radioactividad es normalmente baja., la radioactividad es normalmente baja.

Registro de Rayos GammaRegistro de Rayos Gamma


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El registro de Rayos Gamma sufre muy pocos efectos provenientes El registro de Rayos Gamma sufre muy pocos efectos provenientes de factores externos (tal como diámetro de pozo, densidad de lodde factores externos (tal como diámetro de pozo, densidad de lodo, o, etc.). El perfil se registra en unidades API. Unidad arbitrarietc.). El perfil se registra en unidades API. Unidad arbitraria a Standard utilizada por la mayoría de las compañías de servicios.Standard utilizada por la mayoría de las compañías de servicios. La La referencia patrón son los pozos de API en Houston, Texas.referencia patrón son los pozos de API en Houston, Texas.

Las lecturas de registro de Rayos Gamma naturales deben ser Las lecturas de registro de Rayos Gamma naturales deben ser promediadas dado de que se trata de una medición estadística Lospromediadas dado de que se trata de una medición estadística Loslímites de capa se ubican en la mitad entre los extremos de la límites de capa se ubican en la mitad entre los extremos de la deflexión. La resolución vertical del registro de rayo gamma deflexión. La resolución vertical del registro de rayo gamma naturales es de 1.96 pies. Es decir que se pueden obtener buenonaturales es de 1.96 pies. Es decir que se pueden obtener buenos s valores de radiación natural en capas de hasta ese espesor. En valores de radiación natural en capas de hasta ese espesor. En este este caso particular no es la configuración de la herramienta la que caso particular no es la configuración de la herramienta la que fija fija esta limitación sino el hecho de que los rayos gamma son muy esta limitación sino el hecho de que los rayos gamma son muy dispersos y no se confinan solo a la capa donde se han originadodispersos y no se confinan solo a la capa donde se han originado. .


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La velocidad de La velocidad de perfilajeperfilaje debe ser baja, en caso contrario, las amplitudes y debe ser baja, en caso contrario, las amplitudes y los límites de capa se ven distorsionados. Se debe tener un conlos límites de capa se ven distorsionados. Se debe tener un conocimiento ocimiento previo de la zona para una buena interpretación, dado que en algprevio de la zona para una buena interpretación, dado que en algunas unas áreas las calizas y dolomitas son radioactivas y pueden ser confáreas las calizas y dolomitas son radioactivas y pueden ser confundidas con undidas con tramos arcillosos.tramos arcillosos.


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Determinación del Determinación del IndiceIndice de de ArcillosidadArcillosidad IshIsh de la Curva de GRde la Curva de GR


Ish=(GRm-GRcl)/(GRsh-GRcl)


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Mediciones de ResistividadMediciones de Resistividad

RtRt, , RxoRxo


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La resistividad se define como la capacidad que una sustancia tiene de impedir el flujo de una corriente eléctrica. Es una propiedad física de la sustancia, independiente de su tamaño o forma.

En el registro de pozo frecuentemente se utilizan los términos resistividad y conductividad, siendo uno inverso del otro; por lo tanto, a una resistividad alta corresponde una conductividad baja y viceversa.

La unidad de resistividad que se usa en los registros es el ohmio-metro2/metro, que puede abreviarse a ohmio-metro.

La conductividad eléctrica se expresa en mhos por metro, con el objeto de evitar fracciones decimales.

ResistividadResistividad


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En los registros eléctricos la conductividad se expresa en milimhos por metro, o simplemente en milimhos. Por consiguiente, la relación entre resistividad y conductividad es :

Resistividad (ohmios) = Resistividad (ohmios) = 10001000

Conductividad (Conductividad (milimhosmilimhos))


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Los minerales que conforman la matriz de una roca en yacimientos no conducen corrientes eléctricas y se llaman “no conductores”; porconsiguiente, el flujo de corriente en las rocas sedimentarias esta asociado con el agua contenida dentro de los poros.

Casi todas las aguas en los poros contienen cloruro de sodio (NaCI) en solución; por lo tanto, la corriente la transportan los iones (cada uno tiene una carga eléctrica) de sal disuelta en el agua. Es decir, la conductividad es proporcional a la concentración de la sal en el agua. Aunque cada uno de los iones solo puede transportar una cantidaddefinida de electricidad, un aumento en la temperatura de la formación produce una mayor velocidad de su movimiento, lo cual origina unincremento en la conductividad.


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El cálculo de saturación en agua (y en consecuencia, la saturación de hidrocarburos) se basa en los valores de la resistividad de la formación (o su reciproca, la conductividad) que se miden en los registros de pozos.

La mayor parte de los registros de resistividad presentan mas de una clase de medición de la misma. Por lo general, estas diferentesmediciones se combinan con la información de otros instrumentos de registro, a fin de obtener una visión total de las formaciones y de los fluidos en cuestión.


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La resistividad se mide fundamentalmente con dos tipos de registros. Los instrumentos de inducción consisten en una o mas bobinas transmisoras que inducen corrientes en la formación las cuales son luego detectadas por las bobinas receptoras. Se usan varias bobinas para lograr un enfoque de la medición de tal forma que el material que se encuentra en el pozo, en la zona invadida y en las formaciones adyacentes no afecte significativamente la medida. El otro sistema de medición de resistividad utiliza electrodos. Estos electrodos están conectados a fuentes de potencial y la corriente fluye desde las mismas a través del fluido del pozo y de la formación hacia un electrodo remoto en referencia.


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Ejemplos de este sistema de métodos son la Normal Corta (Short Normal), Normal Larga (Long Normal) lateral y Laterolog (o Enfocado). Los dos sistemas que utilizan el principio de inducción son los registros de Inducción Electroperfilaje y Doble Inducción Enfocado. Este último se emplea cuando la invasión es tan profunda que la curva de Resistividad Profunda (Inducción) se ve afectada y necesita ser corregida por la influencia, precisamente, de esta zona invadida. Cuando hablamos de medición profunda nos referimos hacia la formación (en una dirección perpendicular a la del pozo) mientras que una medición superficial es una medición cercana a la pared del pozo.


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El registro eléctrico consiste en una curva del potencial espontáneo (SP) y una combinación de curvas de resistividad que reciben el nombre de normal o lateral, según la configuración de los electrodos.

Registro EléctricoRegistro Eléctrico

La Curva Normal CortaLa Curva Normal CortaLa curva normal se obtiene utilizando dos electrodos pozo abajo, uno de corriente y otro receptor. Los valores de la resistividad se obtienen mediante la caída de voltaje entre los dos electrodos. Se utiliza una normal corta (con 16 pulgadas de espaciamiento entre los electrodos) para correlación, definición de los bordes de los estratos y para medir la resistividad cerca del pozo.


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La curva lateral se obtiene utilizando tres electrodos pozo abajo, uno de corriente y dos receptores. El radio de investigación es aproximadamente igual al espaciamiento entre los electrodos, el cual se mide entre el electrodo de corriente y el punto medio entre los dos electrodosreceptores; este espaciamiento varía por lo regular entre 16 y 19 pies. Las curvas laterales no son simétricas y presentan distorsiones como resultado en estratos adyacentes delgados, pero son muy efectivas en la medición de la resistividad real en formaciones gruesas y homogéneas.

La Curva LateralLa Curva Lateral


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El Registro de Inducción Eléctrica (IEL), como su nombre lo indica, es una combinación de curvas eléctrica y de inducción; mide la conductividad de la formación y es muy efectivo en formaciones con porosidad intermedia.El IEL incluye una curva SP y/o curva de rayos gamma, la normal de 16 pulgadas y la curva de inducción, tanto en la columna de resistividad como en la conductividad. En aquellas áreas donde la resistividad es baja, es común registrar una curva normal de 16 pulgadas amplificada.En el registro de inducción se hace circular una corriente alterna constante por una bobina transmisora aislada. El campo magnético alterno de la bobina induce una corriente alterna en la formación, la cual origina un campo magnético secundario, que a su vez induce una corriente en una bobina receptora.

Inducción Eléctrica / IELInducción Eléctrica / IEL


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Este registro muestra una curva SP y/o curva de rayos gamma además de tres curvas de resistividad con penetraciones diferentes. La curva de penetración poco profunda se obtiene con un instrumento corto y mide la resistividad de la zona lavada (Rxo).

La curva intermedia mide las resistividades combinadas de la zona lavada e invadida (Ri), en tanto que la curva profunda mide principalmente la resistividad de la zona no contaminada (Rt).

Las relaciones entre las curvas poco profunda y profunda, y entre la intermedia y la profunda permiten calcular di, Rxo y Rt.

Registro de Inducción DobleRegistro de Inducción Doble


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El Registro de Lateroperfil se obtiene mediante un instrumento que enfoca una corriente; su utilidad principal es en lodos conductivos, estratos delgados y formaciones con alta resistividad.

Los electrodos de enfoque se colocan arriba y debajo del electrodo de corriente y se mantienen con el mismo potencial, a fin de enfocar la corriente de la formación en un disco delgado, la cual fluye perpendicularmente al pozo. El radio de investigación es aproximadamente igual a tres veces la longitud del electrodo de enfoque.

El registro enfocado define muy bien los bordes de los estratos y se afecta poco con las resistividades de los estratos adyacentes.

LateroperfilLateroperfil EnfocadoEnfocado


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Mediciones de ResistividadMediciones de ResistividadRegistro Resistivo en escala logarítmicaRegistro Resistivo en escala logarítmica


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LATEROLOGLATEROLOG INDUCCIONINDUCCION

NONO

SISI

POSIBLEPOSIBLE

SISI

NONO

POSIBLEPOSIBLE

SISI

CON SALINIDADES CON SALINIDADES NO MUY ALTASNO MUY ALTAS

SISI

NONO

SISI

SISIBAJA BAJA RESISTIVIDADRESISTIVIDAD

HOYO LLENO DE HOYO LLENO DE AIREAIRE

ALTA ALTA RESISTIVIDADRESISTIVIDAD

LODO FRESCOLODO FRESCO

LODO SALADOLODO SALADO

LODO EN BASE LODO EN BASE A PETROLEOA PETROLEO

Si Rt < RxoINDUCCION (NO

CONDUCTIVO)

Si Rt > RxoLATEROLOG(CONDUCTIVO)


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Los Registros de Resistividad de pared se utilizan para determinar la resistividad de la zona lavada adyacente a la pared del pozo y / o para detectar revoque y así ayudar a ubicar las zonas permeables. Todos estos sistemas tienen poca profundidad de investigación. Se los considera generalmente registros auxiliares y suman datos para la interpretación de los registros de Rt y porosidad.

MicroresistivosMicroresistivos


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El Microperfil es el sistema más viejo de las herramientas de resistividad de pared. Combina dos medidas de resistividad. La R1” x 1” (espacio corto) que mide aproximadamente hasta 1.5 pulgadas (4 cm) alejándose del patín y la R2” mayor espaciado mide hasta 4 pulgadas (10 cm) desde el patín. Cuando el patín se apoya contra un revoque (que cubre una zona permeable) la curva superficial lee principalmente revoque y la curva profunda la parte de la formación. La separación entre las curvas, con la curva R2” leyendo mas resistividad que la curva R1” x 1”, se llama “Separación Positiva” y es indicativa de la presencia de revoque o de una zona permeable. Las arcillas normalmente no tienen separación positiva. Las zonas no porosas (sin revoque) tienen una muy alta resistividad.

MicroperfilMicroperfil


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Normalmente se registra una curva de calibre del pozo, del tipo de dos brazo, junto con el Microperfil.La curva de calibre nos indicará los tramos de cavernas y pozo muy irregular donde el patín no hace buen contacto con la formación. En estos casos habrá una separación positiva en el perfil, pero una rápida inspección de la curva de calibre nos señalará que el origen de esta separación, es la adherencia del patín a la pared del pozo. En muchos casos las lecturas de las curvas de resistividad del Microperfil se ven muy afectadas por el revoque y de allí que los valores no sean generalmente aceptados para una evaluación cuantitativa.Los espaciamientos de 1.5 y 2 pulgadas le confieren al Microperfil una resolución vertical superior a los que se puede apreciar en una grilla convencional.


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MicroperfilMicroperfil


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El Micro-Laterolog es principalmente un dispositivo de medición de resistividad de pared para lodos salados. Es esencialmente un laterologpequeño con una profundidad de investigación muy limitada. La resistividad medida es la de la zona lavada cercana a la pared del pozo. Este registro se puede utilizar conjuntamente con un laterolog u otro dispositivo Rt para determinar el “Petróleo Móvil”.La medición se ve afectada por revoques muy gruesos (mayores que 1/4 de pulgada (7mm) de espesor) o por grandes irregularidades en el pozo donde el patín no asienta contra la formación. El registro tiene gran detalle, con una resolución vertical aun mayor que la del Microperfil. Las lecturas se promedian, a menos que se quiera efectuar un análisis por computadoras muy detallado.

Micro - LaterologMicro Micro -- LaterologLaterolog


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El registro Proximity es el equivalente del Micro-Laterolog para lodos dulces. Tiene un mayor enfoque y mayor profundidad de investigación dentro de la formación. Se mide la resistividad de la zona invadida y/o lavada. La resolución vertical no es tan fina como la del Microperfil pero anda en el orden de algunas pulgadas.El registro Proximity se utiliza junto con el Doble Inducción enfocado para completar el análisis de registro, de resistividades y lograr así una buena corrección por invasión. Se utiliza también para determinar la resistividad de la zona lavada y ayudar en la ubicación de zonas invadidas y/o permeables. La presentación del registro Proximity es la misma que la del Micro-Laterolog a excepción que normalmente se registra en forma simultánea un Registro de Microperfil.

Registro ProximityRegistro Registro ProximityProximity


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Registro ProximityRegistro Registro ProximityProximity


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Mediciones de PorosidadMediciones de Porosidad

φφ


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El Registro de Densidad es un Registro continuo de las variaciones en la densidad de la columna litológica atravesada por el pozo. El término “densidad total” se aplica al peso total de una unidad de volumen de la roca. En caso de rocas porosas, dicho término incluye la densidad del fluido en el espacio poroso como así mismo la densidad del grano de la roca. Debe existir una relación entre el fluido alojado en los poros de la roca, que contribuye a la densidad total, y la porosidad de la roca. Esta relación constituye la base para el cálculo de la porosidad mediante el

registro de Densidad.

Registro de DensidadRegistro de Densidad


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Determinación de la Porosidad de Registros de DensidadDeterminación de la Porosidad de Registros de Densidad

ρρmama -- ρρbb

φφ TT = = ρρmama -- ρρff

ρρmama--ρρb (b (ρρmama--ρρsh) sh)

φφ E E = = -- VshVsh

ρρmama--ρρf (f (ρρmama--ρρf)f)

Donde:Donde:φφ TT: Porosidad Total: Porosidad Totalφφ EE: Porosidad Efectiva: Porosidad Efectivaρρma:ma: densidad de matrizdensidad de matrizρρf: f: densidad del fluidodensidad del fluidoρρsh: sh: densidad frente a la arcilladensidad frente a la arcillaVshVsh: Volumen de Arcilla: Volumen de Arcilla

2.87 2.87 DolomitaDolomita2.71 Caliza2.71 Caliza2.65 Areniscas2.65 Areniscas

1.0 Lodo Fresco1.0 Lodo Fresco1.1 Lodo Salado1.1 Lodo Salado

Lectura de Registro Lectura de Registro frente a la Arcillafrente a la Arcilla

Arenas LimpiasArenas Limpias Arenas ArcillosasArenas Arcillosas


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Mediciones de PorosidadMediciones de PorosidadRegistro Tipo DensidadRegistro Tipo Densidad


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Los Registros Neutrónicos son usados principalmente para ubicar formaciones porosas y determinar su porosidad. Ellos responden, en primer lugar, a la cantidad de hidrógeno presente en la formación. Así, en formaciones limpias cuyos poros está llenos de agua o petróleo, el Registro Neutrónico nos da el valor real del espacio poral lleno de fluidos.

Las zonas gasíferas pueden frecuentemente identificarse comparando el registro neutrónico con otro de porosidad o con los valores de porosidad obtenidos de testigos o núcleos. Una combinación del Registro Neutrónico con uno o dos registros de porosidad, da valores aun más exactos de porosidad y la identificación litológica, incluyendo la evaluación del contenido de lutita.

Registro NeutrónicoRegistro Neutrónico


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Donde:Donde:φφNENE: Porosidad Neutr: Porosidad Neutróón Efectivan EfectivaφφDEDE: Porosidad Densidad Efectiva: Porosidad Densidad EfectivaφφNT:NT: Porosidad NeutrPorosidad Neutróón Totaln TotalφφDT: DT: Porosidad Densidad TotalPorosidad Densidad TotalφφNSH: NSH: Porosidad NeutrPorosidad Neutróón frente a la Arcillan frente a la ArcillaφφDSHDSH: Porosidad Densidad frente a la Arcilla: Porosidad Densidad frente a la ArcillaVshVsh: Volumen de Arcilla: Volumen de Arcilla

φφNE NE = = φφNT NT --(Vsh * (Vsh * φφNSH)NSH)

φφDE DE = = φφDT DT --(Vsh * (Vsh * φφDSH)DSH)

φφ = = ((φφDE + DE + φφ NE)NE) / 2

((φφDEDE22 + + φφNENE22))

φφ = = 2

HidrocarburoHidrocarburo Zona de GasZona de Gas

Determinación de la Porosidad de la Combinación NeutrónDeterminación de la Porosidad de la Combinación Neutrón--DensidadDensidad


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Mediciones de PorosidadMediciones de PorosidadRelación Densidad NeutrónRelación Densidad Neutrón


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GRÁFICO DE DENSIDAD-NEUTRON

Gráfico de DensidadGráfico de Densidad


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El registro Acústico mide el tiempo más corto requerido por la onda del sonido para viajar a través de un pie vertical de la formación adyacente a la pared del pozo. Este tiempo de tránsito (la inversa de la velocidad) puede ser relacionada a la porosidad de la formación. El tiempo total que una onda acústica emplea para recorrer un pie de la roca, se le adicionan los tiempos proporcionales representados a través de los poros llenos con fluido y de la matriz, la cual representa la parte sólida de la roca. De ello resulta que para la porosidad la relación es:

ΔΔtlog tlog -- ΔΔtmatmaφφ = =

ΔΔ tf tf -- ΔΔtmatma

Registro AcústicoRegistro Acústico


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Registro AcústicoRegistro Acústico


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IntroduccionIntroduccion al al PerfilajePerfilajeRegistro IdealizadoRegistro Idealizado

Date post:	29-Nov-2015
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Introduccion Al Perfilaje

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