Date post: | 15-Jan-2016 |
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INSTITUTO UNIVERSITARIO DE TECNOLOGIacuteADE ADMINISTRACIOacuteN INDUSTRIALIUTA ndash SEDE NACIONAL ANACO
TECNOLOGIacuteA PETROLERA
Profesora Autor Magdelys Hernaacutendez Alfonzo Materan
CI V-24230456
Anaco Abril de 2015
Introduccioacuten al Perfilaje de Pozos
INDICE
Introduccioacuten
Introduccioacuten al Perfilaje de Pozos
Perfilaje de Pozos
iquestQueacute es un registro de perfilaje de pozo
Importancia de los Perfiles de Pozo
Proceso de Invasioacuten
Perfiles resistivos e Inductivos
Tipos de perfiles de Resistividad
Perfil Potencial Espontaneo
Perfiles de Porosidad
Perfiles Especiales
Conclusiones
Recomendaciones
Referencias Bibliograacuteficos
Anexos
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5
5
6
8
15
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30
32
33
34
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INTRODUCCIOacuteN
Conocer las caracteriacutesticas de las formaciones atravesadas por los
pozos tanto en su naturaleza litoloacutegica como en lo relativo a su contenido de
fluidos (agua gas y petroacuteleo) es motivo de profundo intereacutes Del
conocimiento de los diferentes paraacutemetros que tal informacioacuten proporciona
dependeraacute la extraccioacuten eficiente de los hidrocarburos
Para ello se cuenta con el muestreo de los pozos es decir del registro
de lo que la tuberiacutea de perforacioacuten atraviesa Este muestreo se hace en
forma directa estudiando muestras de la formacioacuten o mediante el anaacutelisis
continuo del fluido de perforacioacuten y por la introduccioacuten mediante cables con
conductores eleacutectricos de dispositivos medidores de los distintos paraacutemetros
caracteriacutesticos de las formaciones atravesadas y de su contenido De estos
meacutetodos de muestreo el que mayor avance tecnoloacutegico ha reportado es el
originalmente conocido como registro eleacutectrico Actualmente a este se le ha
sumado una serie numerosa de registros de otros paraacutemetros y se les
denomina geneacutericamente y se denomina registros geofiacutesicos
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Los registros de pozos son los dispositivos de perfilaje que se bajan al
pozo y son disentildeados para medir las propiedades eleacutectricas acuacutesticas y
radioactivas de la formacioacuten y presentan las respuestas en forma continua
presentando una fotografiacutea a lo largo de todo el pozo
El objetivo del registro de pozos es proveer un viacutenculo vital y
proporcionar el eslaboacuten faltante entre las interpretaciones geoloacutegicas y de
ingenieriacutea de yacimientos La evaluacioacuten de formaciones mediante perfiles
de pozo abarca una amplia variedad de mediciones y teacutecnicas analiacuteticas que
involucran varias disciplinas Sin embargo todas las mediciones estaacuten
enfocadas a precisar los liacutemites de un reservorio capacidad de almacenaje
contenido de hidrocarburos productividad y valor econoacutemico
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INTRODUCCIOacuteN AL PERFILAJE DE POZOS
PERFILAJE DE POZOS
Teacutecnica que permite la medicioacuten a lo largo del pozo de las
caracteriacutesticas petrofiacutesicas de las formaciones geoloacutegicas y de los fluidos
contenidos en ellas logrando mediante su interpretacioacuten un pronoacutestico sobre
el potencial hidrocarburiacutefero Es controlada desde la superficie y su
informacioacuten ayuda en la toma de decisiones en las operaciones de
completacioacuten y reacondicionamiento El producto a obtenerse es un perfil o
registro del pozo
iquestQUEacute ES UN REGISTRO O PERFIL DE UN POZO
Un registro o perfil de pozo quiere decir ldquouna grabacioacuten contra
profundidad de alguna de las caracteriacutesticas de las formaciones rocosas
atravesadas hechas por aparatos de medicioacuten (herramientas) en el hoyo del
pozordquo
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IMPORTANCIA DE LOS PERFILES DE POZO
A traveacutes de los perfiles de pozos medimos un nuacutemero de paraacutemetros
fiacutesicos relacionados a las propiedades geoloacutegicas y petrofiacutesicas de los
estratos que han penetrado Ademaacutes los registros nos dan informacioacuten
acerca de los fluidos presentes en los poros de las rocas (agua petroacuteleo o
gas) Por lo tanto los datos de los perfiles constituyen una descripcioacuten de la
roca
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La interpretacioacuten de los perfiles puede ser dirigida a los mismos
objetivos que llevan los anaacutelisis de nuacutecleos convencionales Obviamente
esto solo es posible si existe una relacioacuten definida entre lo que se mide en
los registros y los paraacutemetros de roca de intereacutes para el Ingeniero Geoacutelogo
el Petrofiacutesico o el Ingeniero de Yacimientos
La principal funcioacuten del perfilaje de pozos es la localizacioacuten y
evaluacioacuten de los yacimientos de hidrocarburos
Validacioacuten de los Perfiles
Se realiza para verificar la calidad de los datos y la velocidad de perfilaje
Cada herramienta posee una velocidad de perfilaje oacuteptima a la cual la
calidad de los datos obtenidos es la mejor
Normalizacioacuten de las Curvas
La normalizacioacuten de los perfiles es realizada por un petrofiacutesico El perfil
que necesita ser normalizado con mayor frecuencia es la curva SP
Digitaslizacioacuten de los Perfiles
Existen perfiles de pozos antiguos que no se encuentran en formato
digital Estos pueden vectorizarse mediante el programa LogDB
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- PROCESO DE INVASIOacuteN
Es la que se genera cuando la columna de lodo de perforacioacuten forza el
filtrado a penetrar en la formacioacuten permeable debido a la diferencia de
presioacuten entre esta y la formacioacuten
Efecto de la Invasioacuten
En la figura (a) se muestra la situacioacuten de los alrededores del pozo
durante la corrida de registros El pozo ha penetrado una serie de estratos de
roca de variada composicioacuten fiacutesica y quiacutemica Se presenta una secuencia de
areniscas y lutitas que son muy comunes en un campo petroliacutefero Como se
habiacutea mencionado anteriormente debido a la presioacuten diferencial que existe
entre la columna del lodo y el fluido de la formacioacuten origina una continua
infiltracioacuten del liacutequido barroso en las zonas porosas y permeable formaacutendose
asiacute raacutepidamente una torta de barro o revoque en la pared de la formacioacuten lo
cual limita la velocidad de las subsecuentes invasiones del filtrado La
resistividad del barro es Rm y la del revoque es Rmc y su espesor es tmc La
resistividad del filtrado acuoso es Rmf En la regioacuten que se halla
directamente detraacutes del revoque la inundacioacuten del filtrado de lodo es
bastante completa casi todo el agua de formacioacuten y una parte de los
hidrocarburos son desplazados por el filtrado
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Figura (a) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten
Es imposible desplazar todos los hidrocarburos a traveacutes de este
proceso de inundacioacuten debido a que la permeabilidad relativa del petroacuteleo
llega a ser nula cuando todaviacutea existe alguna saturacioacuten de petroacuteleo La
resistividad de esta zona lavada es Rxo y la saturacioacuten de agua
(principalmente filtrado de lodo) es Sxo y en el caso de tener la presencia de
alguacuten hidrocarburo la saturacioacuten del hidrocarburo residual es Shr que es
igual a 1-Sxo Maacutes allaacute de esta zona lavada se halla una regioacuten en la cual la
inundacioacuten no es tan completa la invasioacuten del filtrado se reduce en la medida
que aumenta la distancia desde el pozo La resistividad promedio de esta
zona transicional de invasioacuten es Ri mientras que el promedio de la
saturacioacuten acuosa (agua de la formacioacuten y filtrado de lodo) es Si El diaacutemetro
promedio de la zona invadida es Di Maacutes allaacute de esta zona invadida se
encuentra una seccioacuten de la formacioacuten en la cual los fluidos no han sido
perturbados por la operacioacuten de perforacioacuten Esta seccioacuten tiene una
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resistividad verdadera de formacioacuten de Rt y una saturacioacuten de agua (agua de
formacioacuten) de Sw La resistividad de esta agua de formacioacuten es Rw la figura
(b) ilustra esquemaacuteticamente las saturaciones de estas tres zonas
Figura (b) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten
En la figura (c) se muestran las resistividades relativas que pueden
esperarse en una arenisca permeable saturada de agua 100 que ha sido
invadida por un filtrado de lodo La resistividad del revoque es ligeramente
mayor que la del barro La resistividad Rxo de la zona lavada es mayor la del
revoque Rmc y es por lo menos tres veces de Rm y a veces
considerablemente mayor dependiendo de la porosidad Por ser una
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arenisca de 100 agua la resistividad de la zona virgen Rt es igual a Ro Si
el agua de formacioacuten es maacutes salina que el filtrado entonces Rt = Ro es
menor Rxo En Cambio si Rw es mayor que Rmf entonces Rt = Ro gt Rxo
Entre ambas zonas existe una transicioacuten gradual de la resistividad seguacuten el
caso
Figura (c) Distribucioacuten de las resistividades en un intervalo saturado de agua
En la figura (d) se representa las situaciones despueacutes de la invasioacuten
cuando la arenisca estaacute saturada parcialmente de petroacuteleo previa a la
invasioacuten Tambieacuten aquiacute se forma una zona completamente inundada (Zona
lavada) pero en este caso la zona contiene algo de petroacuteleo residual Debido
a eso la resistividad de Rxo es maacutes alta de lo que era en el caso anterior La
resistividad Rt es tambieacuten bastante alta por la presencia del petroacuteleo y en
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muchos casos es auacuten mayor que Rxo Durante la invasioacuten la tendencia es
que el filtrado de lodo vaya empujando delante de siacute el agua de formacioacuten
conjuntamente con el petroacuteleo Si la saturacioacuten de petroacuteleo es alta tendraacute
una permeabilidad relativa mayor que el agua y ser retiraraacute maacutes
raacutepidamente Esto da como resultado un incremento de la saturacioacuten del
agua de formacioacuten directamente en frente del filtrado de lodo lo que
ocasiona el desarrollo de un banco de agua de formacioacuten La movilidad del
agua de formacioacuten en ese banco es del mismo orden que la movilidad del
petroacuteleo
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Figura (d) Distribucioacuten de la resistividades en una formacioacuten petroliacutefera
Este banco conforma la denominada zona anular que contiene agua y
petroacuteleo pero con una mayor saturacioacuten de agua y una menor resistividad
que la formacioacuten no invadida Esto genera un perfil de resistividad que pasa
por una disminucioacuten de la resistividad entre Rxo y Rt La existencia de esta
zona anular ha sido determinada tanto en el campo como en el laboratorio
Aun cuando el conocimiento de los factores que intervienen en su desarrollo
es aun incompleto se pueden no obstante adelantar algunas conclusiones
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El miacutenimo que ocurre en el valor de la resistividad en la zona anularse hace
menos pronunciado en la medida en que aumenta la saturacioacuten de agua
connata en la zona no invadida y se desaparece casi totalmente cuando la
saturacioacuten de agua estaacute por encima de 60 El espesor del banco de agua
que comprende el anillo estaacute entre el 15 y el 25 por ciento del diaacutemetro de
invasioacuten Di Esto significa que el anillo se expande gradualmente en la
medida en que aumenta el diaacutemetro de invasioacuten La presencia del anillo no
afecta significativamente a la mayoriacutea de los registros de resistividad Sin
embargo su presencia si afecta notoriamente a la lectura de los registros de
Induccioacuten Esto es debido a que este tipo de dispositivo se basa en el
principio de circulacioacuten de una corriente inducida por el espacio donde se
desarrolla precisamente la zona anular Si esta zona tiene un miacutenimo que es
anormal en su resistividad este miacutenimo afectariacutea en la lectura del dispositivo
Profundidad de la invasioacuten en el momento del registro
Depende fundamentalmente de cuatro factores
Tiempo
Presioacuten diferencial entre el lodo y los fluidos de la formacioacuten
Caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo
Porosidad de la formacioacuten
El factor tiempo es importante porque mientras mayor sea el tiempo de
exposicioacuten de la formacioacuten mayor seraacute la profundidad de la invasioacuten
La caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo tiene importancia pues el
revoque es el factor que controla el movimiento del filtrado de lodo hacia el
interior de la formacioacuten Cualquier formacioacuten capaz de producir cantidades
comerciales de hidrocarburos posee una permeabilidad mayor que 1 md
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pudiendo llegar hasta varios darcys La permeabilidad del revoque formada
por el lodo con baja peacuterdida da agua puede ser de 001 md Esto significa
que el revoque constituye una importante barrera a la penetracioacuten del filtrado
en la formacioacuten si la peacuterdida de agua del lodo es baja Si la peacuterdida de agua
del lodo es alta este formaraacute un revoque de mayor permeabilidad ademaacutes
de que aportaraacute una mayor cantidad de filtrado
Siendo el revoque el factor que controla la tasa volumeacutetrica de invasioacuten
de la formacioacuten la profundidad de la invasioacuten dependeraacute del tamantildeo del
espacio poroso disponible para contener el fluido invasor Por lo tanto a
mayor porosidad menor seraacute el diaacutemetro de invasioacuten (requiere menor
volumen de roca para alojar el filtrado) y viceversa
En realidad no es posible llegar a una definicioacuten exacta del diaacutemetro de
invasioacuten Di es el ldquodiaacutemetro eleacutectricamente equivalente de invasioacutenrdquo Este
corresponde al diaacutemetro de un cilindro cuya superficie se localiza a medio
camino entre la zona completamente lavada y el anillo (o la zona
contaminada en una arena acuiacutefera sin anillo) Por lo general en los caacutelculos
cuantitativos se usa un valor aproximado de Di
Para el propoacutesito de la interpretacioacuten de los registros se aproxima el valor
de Di entre 2d para las formaciones de alta porosidad y de 10d para las de
baja porosidad
- Perfiles resistivos e inductivos
Es un registro inducido La resistividad es la capacidad que tienen las
rocas de oponerse al paso de corriente eleacutectrica inducida y es el inverso de
la conductividad La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos
presentes en los poros de las rocas Proporciona evidencias del contenido de
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fluidos en las rocas Si los poros de una formacioacuten contienen agua salada
presentaraacute alta conductividad y por lo tanto la resistividad seraacute baja pero si
estaacuten llenos de petroacuteleo o gas presentaraacute baja conductividad y por lo tanto la
resistividad seraacute alta Las rocas compactas poco porosas como las calizas
masivas poseen resistividades altas
TIPOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD
Existen dos tipos principales de perfiles resistivos el Perfil Lateral
(Laterolog) y el Perfil de Induccioacuten (Induction Log) El perfil lateral se utiliza
en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de induccioacuten se utiliza en lodos
resistivos (lodo fresco o base aceite)
Dentro de los Perfiles de Induccioacuten tenemos
a) SFL = Spherical Induction Log Para profundidades someras (05 ndash 15rsquo)
Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo)
b) MIL =LIM = Medium Induction Log Para distancias medias (15 ndash 30rsquo)
c) DIL =ILD = Deep Induction Log Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden
la resistividad de la formacioacuten (Rt)
Dentro de los Perfiles Laterales tenemos
a) MSFL = Microspheric Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo) Lee la
resistividad de la zona lavada (Rxo)
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b) MLL = LLM = Micro Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo)
c) SLL =LL S = Someric Laterolog Para profundidades someras (05 y 15rsquo)
d) DLL =LL D = Deep Laterolog Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden
resistividad de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha en escala
logariacutetmica La unidad de medida es el ohm-m con un rango de valores que
va desde 02 hasta 2000 omh-m
Se lee de izquierda a derecha en escala logariacutetmica La unidad de
medida es el ohm-m con un rango de valores que va desde 02 hasta 2000
omh-m
El registro de resistividad tambieacuten se utiliza para estimar contactos
agua ndash petroacuteleo para calcular la resistividad del agua de formacioacuten (Rw) y la
resistividad verdadera de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha
- PERFIL POTENCIAL ESPONTANEA
Es un registro no inducido El SP de los materiales del subsuelo se
origina en las ceacutelulas electroquiacutemicas formadas por el contacto entre las
arcillas las arenas y el lodo de perforacioacuten y como consecuencia del efecto
electrocineacutetico de los fluidos que se mueven a traveacutes de la zona permeable
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El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras
que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y
lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo
base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados
por el registro de GR
El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten
de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada
comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se
realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea
base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea
base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es
mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un
intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la
salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de
formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP
es negativo
Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen
registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros
SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la
salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio
ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a
las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto
el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)
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El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables
(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas
(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)
para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de
formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad
- PERFILES DE POROSIDAD
Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son
los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas
Registro Neutroacutenico (CNL)
Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que
indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de
neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros
de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los
neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama
CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el
registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica
bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de
medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015
a 045 (ndash15 a 45 )
Registros de Densidad (FDC)
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Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la
atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una
fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la
roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma
dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve
para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que
posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el
registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja
porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es
grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3
Registros Soacutenicos (BHC)
Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del
sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un
receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se
llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la
porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de
traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito
menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se
lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash
500) oacute el segpie (40 ndash 240)
COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS
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1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE
RESISTIVIDAD
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2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD
Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1
se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS
En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash
MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)
A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando
en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los
perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4
los perfiles especiales
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- PERFILES DE POZOS ESPECIALES
Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto
costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo
estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR
Registro de Buzamiento (Dipmeter)
El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los
cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de
lecturas de resistividad
Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos
estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya
que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes
dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos
en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo
de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un
buzamiento estructural sobre una lutita
23
Falla Normal
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Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)
El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos
petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas
complejas
Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos
magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten
cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos
magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos
naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La
herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios
estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute
muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos
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Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se
deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m
(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos
poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima
de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros
grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten
de granos maacutes gruesos
De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y
reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una
discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo
de la superficie terrestre
En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los
datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad
cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos
finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior
de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por
ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para
este pozo
Registro de Imaacutegenes (FMI)
Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el
subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y
para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener
por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por
resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se
denomina FMI
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Registro RFT
Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se
encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de
ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya
que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de
presioacuten
La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos
para calibrar contactos maacutes precisos
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En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y
resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta
RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por
los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente
gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de
lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes
Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una
profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede
resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede
llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto
del pozo
Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)
Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y
la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder
determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea
homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y
verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la
roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas
heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las
resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en
este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea
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Rv Rh ===gt Anisotropiacutea
Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras
porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla
laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada
El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que
estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas
(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de
intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor
30
CONCLUSIONES
bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in
situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del
pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes
herramientas geofiacutesicas
bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan
de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas
directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos
bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a
estudiar
bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es
necesario utilizar un conjunto de ellos
bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de
formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y
31
desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del
equipo y el tipo de informacioacuten deseada
bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los
registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos
bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad
medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten
supuesta de porosidad 100 llena de agua
bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de
las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de
no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes
precisos
bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar
la porosidad del yacimiento y su litologiacutea
bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten
es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m
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RECOMENDACIONES
Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los
pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las
reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se
justifique la inversioacuten del pozo
Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la
ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no
presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista
demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos
Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar
la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y
desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)
33
Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea
del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor
al que se desea llegar
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos
qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1
httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf
httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload
httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf
34
ANEXOS
35
RESUMEN DE LOS PERFILES MAacuteS IMPORTANTES
36
37
INDICE
Introduccioacuten
Introduccioacuten al Perfilaje de Pozos
Perfilaje de Pozos
iquestQueacute es un registro de perfilaje de pozo
Importancia de los Perfiles de Pozo
Proceso de Invasioacuten
Perfiles resistivos e Inductivos
Tipos de perfiles de Resistividad
Perfil Potencial Espontaneo
Perfiles de Porosidad
Perfiles Especiales
Conclusiones
Recomendaciones
Referencias Bibliograacuteficos
Anexos
3
5
5
5
6
8
15
15
17
18
22
30
32
33
34
2
INTRODUCCIOacuteN
Conocer las caracteriacutesticas de las formaciones atravesadas por los
pozos tanto en su naturaleza litoloacutegica como en lo relativo a su contenido de
fluidos (agua gas y petroacuteleo) es motivo de profundo intereacutes Del
conocimiento de los diferentes paraacutemetros que tal informacioacuten proporciona
dependeraacute la extraccioacuten eficiente de los hidrocarburos
Para ello se cuenta con el muestreo de los pozos es decir del registro
de lo que la tuberiacutea de perforacioacuten atraviesa Este muestreo se hace en
forma directa estudiando muestras de la formacioacuten o mediante el anaacutelisis
continuo del fluido de perforacioacuten y por la introduccioacuten mediante cables con
conductores eleacutectricos de dispositivos medidores de los distintos paraacutemetros
caracteriacutesticos de las formaciones atravesadas y de su contenido De estos
meacutetodos de muestreo el que mayor avance tecnoloacutegico ha reportado es el
originalmente conocido como registro eleacutectrico Actualmente a este se le ha
sumado una serie numerosa de registros de otros paraacutemetros y se les
denomina geneacutericamente y se denomina registros geofiacutesicos
3
Los registros de pozos son los dispositivos de perfilaje que se bajan al
pozo y son disentildeados para medir las propiedades eleacutectricas acuacutesticas y
radioactivas de la formacioacuten y presentan las respuestas en forma continua
presentando una fotografiacutea a lo largo de todo el pozo
El objetivo del registro de pozos es proveer un viacutenculo vital y
proporcionar el eslaboacuten faltante entre las interpretaciones geoloacutegicas y de
ingenieriacutea de yacimientos La evaluacioacuten de formaciones mediante perfiles
de pozo abarca una amplia variedad de mediciones y teacutecnicas analiacuteticas que
involucran varias disciplinas Sin embargo todas las mediciones estaacuten
enfocadas a precisar los liacutemites de un reservorio capacidad de almacenaje
contenido de hidrocarburos productividad y valor econoacutemico
4
INTRODUCCIOacuteN AL PERFILAJE DE POZOS
PERFILAJE DE POZOS
Teacutecnica que permite la medicioacuten a lo largo del pozo de las
caracteriacutesticas petrofiacutesicas de las formaciones geoloacutegicas y de los fluidos
contenidos en ellas logrando mediante su interpretacioacuten un pronoacutestico sobre
el potencial hidrocarburiacutefero Es controlada desde la superficie y su
informacioacuten ayuda en la toma de decisiones en las operaciones de
completacioacuten y reacondicionamiento El producto a obtenerse es un perfil o
registro del pozo
iquestQUEacute ES UN REGISTRO O PERFIL DE UN POZO
Un registro o perfil de pozo quiere decir ldquouna grabacioacuten contra
profundidad de alguna de las caracteriacutesticas de las formaciones rocosas
atravesadas hechas por aparatos de medicioacuten (herramientas) en el hoyo del
pozordquo
5
IMPORTANCIA DE LOS PERFILES DE POZO
A traveacutes de los perfiles de pozos medimos un nuacutemero de paraacutemetros
fiacutesicos relacionados a las propiedades geoloacutegicas y petrofiacutesicas de los
estratos que han penetrado Ademaacutes los registros nos dan informacioacuten
acerca de los fluidos presentes en los poros de las rocas (agua petroacuteleo o
gas) Por lo tanto los datos de los perfiles constituyen una descripcioacuten de la
roca
6
La interpretacioacuten de los perfiles puede ser dirigida a los mismos
objetivos que llevan los anaacutelisis de nuacutecleos convencionales Obviamente
esto solo es posible si existe una relacioacuten definida entre lo que se mide en
los registros y los paraacutemetros de roca de intereacutes para el Ingeniero Geoacutelogo
el Petrofiacutesico o el Ingeniero de Yacimientos
La principal funcioacuten del perfilaje de pozos es la localizacioacuten y
evaluacioacuten de los yacimientos de hidrocarburos
Validacioacuten de los Perfiles
Se realiza para verificar la calidad de los datos y la velocidad de perfilaje
Cada herramienta posee una velocidad de perfilaje oacuteptima a la cual la
calidad de los datos obtenidos es la mejor
Normalizacioacuten de las Curvas
La normalizacioacuten de los perfiles es realizada por un petrofiacutesico El perfil
que necesita ser normalizado con mayor frecuencia es la curva SP
Digitaslizacioacuten de los Perfiles
Existen perfiles de pozos antiguos que no se encuentran en formato
digital Estos pueden vectorizarse mediante el programa LogDB
7
- PROCESO DE INVASIOacuteN
Es la que se genera cuando la columna de lodo de perforacioacuten forza el
filtrado a penetrar en la formacioacuten permeable debido a la diferencia de
presioacuten entre esta y la formacioacuten
Efecto de la Invasioacuten
En la figura (a) se muestra la situacioacuten de los alrededores del pozo
durante la corrida de registros El pozo ha penetrado una serie de estratos de
roca de variada composicioacuten fiacutesica y quiacutemica Se presenta una secuencia de
areniscas y lutitas que son muy comunes en un campo petroliacutefero Como se
habiacutea mencionado anteriormente debido a la presioacuten diferencial que existe
entre la columna del lodo y el fluido de la formacioacuten origina una continua
infiltracioacuten del liacutequido barroso en las zonas porosas y permeable formaacutendose
asiacute raacutepidamente una torta de barro o revoque en la pared de la formacioacuten lo
cual limita la velocidad de las subsecuentes invasiones del filtrado La
resistividad del barro es Rm y la del revoque es Rmc y su espesor es tmc La
resistividad del filtrado acuoso es Rmf En la regioacuten que se halla
directamente detraacutes del revoque la inundacioacuten del filtrado de lodo es
bastante completa casi todo el agua de formacioacuten y una parte de los
hidrocarburos son desplazados por el filtrado
8
Figura (a) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten
Es imposible desplazar todos los hidrocarburos a traveacutes de este
proceso de inundacioacuten debido a que la permeabilidad relativa del petroacuteleo
llega a ser nula cuando todaviacutea existe alguna saturacioacuten de petroacuteleo La
resistividad de esta zona lavada es Rxo y la saturacioacuten de agua
(principalmente filtrado de lodo) es Sxo y en el caso de tener la presencia de
alguacuten hidrocarburo la saturacioacuten del hidrocarburo residual es Shr que es
igual a 1-Sxo Maacutes allaacute de esta zona lavada se halla una regioacuten en la cual la
inundacioacuten no es tan completa la invasioacuten del filtrado se reduce en la medida
que aumenta la distancia desde el pozo La resistividad promedio de esta
zona transicional de invasioacuten es Ri mientras que el promedio de la
saturacioacuten acuosa (agua de la formacioacuten y filtrado de lodo) es Si El diaacutemetro
promedio de la zona invadida es Di Maacutes allaacute de esta zona invadida se
encuentra una seccioacuten de la formacioacuten en la cual los fluidos no han sido
perturbados por la operacioacuten de perforacioacuten Esta seccioacuten tiene una
9
resistividad verdadera de formacioacuten de Rt y una saturacioacuten de agua (agua de
formacioacuten) de Sw La resistividad de esta agua de formacioacuten es Rw la figura
(b) ilustra esquemaacuteticamente las saturaciones de estas tres zonas
Figura (b) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten
En la figura (c) se muestran las resistividades relativas que pueden
esperarse en una arenisca permeable saturada de agua 100 que ha sido
invadida por un filtrado de lodo La resistividad del revoque es ligeramente
mayor que la del barro La resistividad Rxo de la zona lavada es mayor la del
revoque Rmc y es por lo menos tres veces de Rm y a veces
considerablemente mayor dependiendo de la porosidad Por ser una
10
arenisca de 100 agua la resistividad de la zona virgen Rt es igual a Ro Si
el agua de formacioacuten es maacutes salina que el filtrado entonces Rt = Ro es
menor Rxo En Cambio si Rw es mayor que Rmf entonces Rt = Ro gt Rxo
Entre ambas zonas existe una transicioacuten gradual de la resistividad seguacuten el
caso
Figura (c) Distribucioacuten de las resistividades en un intervalo saturado de agua
En la figura (d) se representa las situaciones despueacutes de la invasioacuten
cuando la arenisca estaacute saturada parcialmente de petroacuteleo previa a la
invasioacuten Tambieacuten aquiacute se forma una zona completamente inundada (Zona
lavada) pero en este caso la zona contiene algo de petroacuteleo residual Debido
a eso la resistividad de Rxo es maacutes alta de lo que era en el caso anterior La
resistividad Rt es tambieacuten bastante alta por la presencia del petroacuteleo y en
11
muchos casos es auacuten mayor que Rxo Durante la invasioacuten la tendencia es
que el filtrado de lodo vaya empujando delante de siacute el agua de formacioacuten
conjuntamente con el petroacuteleo Si la saturacioacuten de petroacuteleo es alta tendraacute
una permeabilidad relativa mayor que el agua y ser retiraraacute maacutes
raacutepidamente Esto da como resultado un incremento de la saturacioacuten del
agua de formacioacuten directamente en frente del filtrado de lodo lo que
ocasiona el desarrollo de un banco de agua de formacioacuten La movilidad del
agua de formacioacuten en ese banco es del mismo orden que la movilidad del
petroacuteleo
12
Figura (d) Distribucioacuten de la resistividades en una formacioacuten petroliacutefera
Este banco conforma la denominada zona anular que contiene agua y
petroacuteleo pero con una mayor saturacioacuten de agua y una menor resistividad
que la formacioacuten no invadida Esto genera un perfil de resistividad que pasa
por una disminucioacuten de la resistividad entre Rxo y Rt La existencia de esta
zona anular ha sido determinada tanto en el campo como en el laboratorio
Aun cuando el conocimiento de los factores que intervienen en su desarrollo
es aun incompleto se pueden no obstante adelantar algunas conclusiones
13
El miacutenimo que ocurre en el valor de la resistividad en la zona anularse hace
menos pronunciado en la medida en que aumenta la saturacioacuten de agua
connata en la zona no invadida y se desaparece casi totalmente cuando la
saturacioacuten de agua estaacute por encima de 60 El espesor del banco de agua
que comprende el anillo estaacute entre el 15 y el 25 por ciento del diaacutemetro de
invasioacuten Di Esto significa que el anillo se expande gradualmente en la
medida en que aumenta el diaacutemetro de invasioacuten La presencia del anillo no
afecta significativamente a la mayoriacutea de los registros de resistividad Sin
embargo su presencia si afecta notoriamente a la lectura de los registros de
Induccioacuten Esto es debido a que este tipo de dispositivo se basa en el
principio de circulacioacuten de una corriente inducida por el espacio donde se
desarrolla precisamente la zona anular Si esta zona tiene un miacutenimo que es
anormal en su resistividad este miacutenimo afectariacutea en la lectura del dispositivo
Profundidad de la invasioacuten en el momento del registro
Depende fundamentalmente de cuatro factores
Tiempo
Presioacuten diferencial entre el lodo y los fluidos de la formacioacuten
Caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo
Porosidad de la formacioacuten
El factor tiempo es importante porque mientras mayor sea el tiempo de
exposicioacuten de la formacioacuten mayor seraacute la profundidad de la invasioacuten
La caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo tiene importancia pues el
revoque es el factor que controla el movimiento del filtrado de lodo hacia el
interior de la formacioacuten Cualquier formacioacuten capaz de producir cantidades
comerciales de hidrocarburos posee una permeabilidad mayor que 1 md
14
pudiendo llegar hasta varios darcys La permeabilidad del revoque formada
por el lodo con baja peacuterdida da agua puede ser de 001 md Esto significa
que el revoque constituye una importante barrera a la penetracioacuten del filtrado
en la formacioacuten si la peacuterdida de agua del lodo es baja Si la peacuterdida de agua
del lodo es alta este formaraacute un revoque de mayor permeabilidad ademaacutes
de que aportaraacute una mayor cantidad de filtrado
Siendo el revoque el factor que controla la tasa volumeacutetrica de invasioacuten
de la formacioacuten la profundidad de la invasioacuten dependeraacute del tamantildeo del
espacio poroso disponible para contener el fluido invasor Por lo tanto a
mayor porosidad menor seraacute el diaacutemetro de invasioacuten (requiere menor
volumen de roca para alojar el filtrado) y viceversa
En realidad no es posible llegar a una definicioacuten exacta del diaacutemetro de
invasioacuten Di es el ldquodiaacutemetro eleacutectricamente equivalente de invasioacutenrdquo Este
corresponde al diaacutemetro de un cilindro cuya superficie se localiza a medio
camino entre la zona completamente lavada y el anillo (o la zona
contaminada en una arena acuiacutefera sin anillo) Por lo general en los caacutelculos
cuantitativos se usa un valor aproximado de Di
Para el propoacutesito de la interpretacioacuten de los registros se aproxima el valor
de Di entre 2d para las formaciones de alta porosidad y de 10d para las de
baja porosidad
- Perfiles resistivos e inductivos
Es un registro inducido La resistividad es la capacidad que tienen las
rocas de oponerse al paso de corriente eleacutectrica inducida y es el inverso de
la conductividad La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos
presentes en los poros de las rocas Proporciona evidencias del contenido de
15
fluidos en las rocas Si los poros de una formacioacuten contienen agua salada
presentaraacute alta conductividad y por lo tanto la resistividad seraacute baja pero si
estaacuten llenos de petroacuteleo o gas presentaraacute baja conductividad y por lo tanto la
resistividad seraacute alta Las rocas compactas poco porosas como las calizas
masivas poseen resistividades altas
TIPOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD
Existen dos tipos principales de perfiles resistivos el Perfil Lateral
(Laterolog) y el Perfil de Induccioacuten (Induction Log) El perfil lateral se utiliza
en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de induccioacuten se utiliza en lodos
resistivos (lodo fresco o base aceite)
Dentro de los Perfiles de Induccioacuten tenemos
a) SFL = Spherical Induction Log Para profundidades someras (05 ndash 15rsquo)
Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo)
b) MIL =LIM = Medium Induction Log Para distancias medias (15 ndash 30rsquo)
c) DIL =ILD = Deep Induction Log Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden
la resistividad de la formacioacuten (Rt)
Dentro de los Perfiles Laterales tenemos
a) MSFL = Microspheric Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo) Lee la
resistividad de la zona lavada (Rxo)
16
b) MLL = LLM = Micro Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo)
c) SLL =LL S = Someric Laterolog Para profundidades someras (05 y 15rsquo)
d) DLL =LL D = Deep Laterolog Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden
resistividad de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha en escala
logariacutetmica La unidad de medida es el ohm-m con un rango de valores que
va desde 02 hasta 2000 omh-m
Se lee de izquierda a derecha en escala logariacutetmica La unidad de
medida es el ohm-m con un rango de valores que va desde 02 hasta 2000
omh-m
El registro de resistividad tambieacuten se utiliza para estimar contactos
agua ndash petroacuteleo para calcular la resistividad del agua de formacioacuten (Rw) y la
resistividad verdadera de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha
- PERFIL POTENCIAL ESPONTANEA
Es un registro no inducido El SP de los materiales del subsuelo se
origina en las ceacutelulas electroquiacutemicas formadas por el contacto entre las
arcillas las arenas y el lodo de perforacioacuten y como consecuencia del efecto
electrocineacutetico de los fluidos que se mueven a traveacutes de la zona permeable
17
El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras
que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y
lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo
base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados
por el registro de GR
El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten
de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada
comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se
realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea
base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea
base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es
mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un
intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la
salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de
formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP
es negativo
Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen
registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros
SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la
salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio
ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a
las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto
el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)
18
El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables
(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas
(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)
para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de
formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad
- PERFILES DE POROSIDAD
Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son
los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas
Registro Neutroacutenico (CNL)
Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que
indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de
neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros
de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los
neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama
CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el
registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica
bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de
medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015
a 045 (ndash15 a 45 )
Registros de Densidad (FDC)
19
Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la
atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una
fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la
roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma
dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve
para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que
posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el
registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja
porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es
grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3
Registros Soacutenicos (BHC)
Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del
sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un
receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se
llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la
porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de
traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito
menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se
lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash
500) oacute el segpie (40 ndash 240)
COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS
20
1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE
RESISTIVIDAD
21
2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD
Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1
se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS
En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash
MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)
A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando
en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los
perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4
los perfiles especiales
22
- PERFILES DE POZOS ESPECIALES
Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto
costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo
estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR
Registro de Buzamiento (Dipmeter)
El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los
cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de
lecturas de resistividad
Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos
estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya
que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes
dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos
en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo
de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un
buzamiento estructural sobre una lutita
23
Falla Normal
24
Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)
El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos
petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas
complejas
Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos
magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten
cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos
magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos
naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La
herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios
estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute
muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos
25
Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se
deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m
(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos
poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima
de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros
grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten
de granos maacutes gruesos
De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y
reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una
discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo
de la superficie terrestre
En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los
datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad
cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos
finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior
de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por
ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para
este pozo
Registro de Imaacutegenes (FMI)
Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el
subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y
para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener
por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por
resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se
denomina FMI
26
27
Registro RFT
Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se
encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de
ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya
que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de
presioacuten
La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos
para calibrar contactos maacutes precisos
28
En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y
resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta
RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por
los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente
gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de
lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes
Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una
profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede
resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede
llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto
del pozo
Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)
Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y
la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder
determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea
homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y
verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la
roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas
heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las
resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en
este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea
29
Rv Rh ===gt Anisotropiacutea
Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras
porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla
laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada
El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que
estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas
(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de
intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor
30
CONCLUSIONES
bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in
situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del
pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes
herramientas geofiacutesicas
bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan
de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas
directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos
bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a
estudiar
bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es
necesario utilizar un conjunto de ellos
bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de
formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y
31
desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del
equipo y el tipo de informacioacuten deseada
bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los
registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos
bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad
medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten
supuesta de porosidad 100 llena de agua
bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de
las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de
no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes
precisos
bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar
la porosidad del yacimiento y su litologiacutea
bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten
es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m
32
RECOMENDACIONES
Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los
pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las
reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se
justifique la inversioacuten del pozo
Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la
ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no
presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista
demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos
Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar
la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y
desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)
33
Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea
del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor
al que se desea llegar
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos
qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1
httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf
httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload
httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf
34
ANEXOS
35
RESUMEN DE LOS PERFILES MAacuteS IMPORTANTES
36
37
INTRODUCCIOacuteN
Conocer las caracteriacutesticas de las formaciones atravesadas por los
pozos tanto en su naturaleza litoloacutegica como en lo relativo a su contenido de
fluidos (agua gas y petroacuteleo) es motivo de profundo intereacutes Del
conocimiento de los diferentes paraacutemetros que tal informacioacuten proporciona
dependeraacute la extraccioacuten eficiente de los hidrocarburos
Para ello se cuenta con el muestreo de los pozos es decir del registro
de lo que la tuberiacutea de perforacioacuten atraviesa Este muestreo se hace en
forma directa estudiando muestras de la formacioacuten o mediante el anaacutelisis
continuo del fluido de perforacioacuten y por la introduccioacuten mediante cables con
conductores eleacutectricos de dispositivos medidores de los distintos paraacutemetros
caracteriacutesticos de las formaciones atravesadas y de su contenido De estos
meacutetodos de muestreo el que mayor avance tecnoloacutegico ha reportado es el
originalmente conocido como registro eleacutectrico Actualmente a este se le ha
sumado una serie numerosa de registros de otros paraacutemetros y se les
denomina geneacutericamente y se denomina registros geofiacutesicos
3
Los registros de pozos son los dispositivos de perfilaje que se bajan al
pozo y son disentildeados para medir las propiedades eleacutectricas acuacutesticas y
radioactivas de la formacioacuten y presentan las respuestas en forma continua
presentando una fotografiacutea a lo largo de todo el pozo
El objetivo del registro de pozos es proveer un viacutenculo vital y
proporcionar el eslaboacuten faltante entre las interpretaciones geoloacutegicas y de
ingenieriacutea de yacimientos La evaluacioacuten de formaciones mediante perfiles
de pozo abarca una amplia variedad de mediciones y teacutecnicas analiacuteticas que
involucran varias disciplinas Sin embargo todas las mediciones estaacuten
enfocadas a precisar los liacutemites de un reservorio capacidad de almacenaje
contenido de hidrocarburos productividad y valor econoacutemico
4
INTRODUCCIOacuteN AL PERFILAJE DE POZOS
PERFILAJE DE POZOS
Teacutecnica que permite la medicioacuten a lo largo del pozo de las
caracteriacutesticas petrofiacutesicas de las formaciones geoloacutegicas y de los fluidos
contenidos en ellas logrando mediante su interpretacioacuten un pronoacutestico sobre
el potencial hidrocarburiacutefero Es controlada desde la superficie y su
informacioacuten ayuda en la toma de decisiones en las operaciones de
completacioacuten y reacondicionamiento El producto a obtenerse es un perfil o
registro del pozo
iquestQUEacute ES UN REGISTRO O PERFIL DE UN POZO
Un registro o perfil de pozo quiere decir ldquouna grabacioacuten contra
profundidad de alguna de las caracteriacutesticas de las formaciones rocosas
atravesadas hechas por aparatos de medicioacuten (herramientas) en el hoyo del
pozordquo
5
IMPORTANCIA DE LOS PERFILES DE POZO
A traveacutes de los perfiles de pozos medimos un nuacutemero de paraacutemetros
fiacutesicos relacionados a las propiedades geoloacutegicas y petrofiacutesicas de los
estratos que han penetrado Ademaacutes los registros nos dan informacioacuten
acerca de los fluidos presentes en los poros de las rocas (agua petroacuteleo o
gas) Por lo tanto los datos de los perfiles constituyen una descripcioacuten de la
roca
6
La interpretacioacuten de los perfiles puede ser dirigida a los mismos
objetivos que llevan los anaacutelisis de nuacutecleos convencionales Obviamente
esto solo es posible si existe una relacioacuten definida entre lo que se mide en
los registros y los paraacutemetros de roca de intereacutes para el Ingeniero Geoacutelogo
el Petrofiacutesico o el Ingeniero de Yacimientos
La principal funcioacuten del perfilaje de pozos es la localizacioacuten y
evaluacioacuten de los yacimientos de hidrocarburos
Validacioacuten de los Perfiles
Se realiza para verificar la calidad de los datos y la velocidad de perfilaje
Cada herramienta posee una velocidad de perfilaje oacuteptima a la cual la
calidad de los datos obtenidos es la mejor
Normalizacioacuten de las Curvas
La normalizacioacuten de los perfiles es realizada por un petrofiacutesico El perfil
que necesita ser normalizado con mayor frecuencia es la curva SP
Digitaslizacioacuten de los Perfiles
Existen perfiles de pozos antiguos que no se encuentran en formato
digital Estos pueden vectorizarse mediante el programa LogDB
7
- PROCESO DE INVASIOacuteN
Es la que se genera cuando la columna de lodo de perforacioacuten forza el
filtrado a penetrar en la formacioacuten permeable debido a la diferencia de
presioacuten entre esta y la formacioacuten
Efecto de la Invasioacuten
En la figura (a) se muestra la situacioacuten de los alrededores del pozo
durante la corrida de registros El pozo ha penetrado una serie de estratos de
roca de variada composicioacuten fiacutesica y quiacutemica Se presenta una secuencia de
areniscas y lutitas que son muy comunes en un campo petroliacutefero Como se
habiacutea mencionado anteriormente debido a la presioacuten diferencial que existe
entre la columna del lodo y el fluido de la formacioacuten origina una continua
infiltracioacuten del liacutequido barroso en las zonas porosas y permeable formaacutendose
asiacute raacutepidamente una torta de barro o revoque en la pared de la formacioacuten lo
cual limita la velocidad de las subsecuentes invasiones del filtrado La
resistividad del barro es Rm y la del revoque es Rmc y su espesor es tmc La
resistividad del filtrado acuoso es Rmf En la regioacuten que se halla
directamente detraacutes del revoque la inundacioacuten del filtrado de lodo es
bastante completa casi todo el agua de formacioacuten y una parte de los
hidrocarburos son desplazados por el filtrado
8
Figura (a) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten
Es imposible desplazar todos los hidrocarburos a traveacutes de este
proceso de inundacioacuten debido a que la permeabilidad relativa del petroacuteleo
llega a ser nula cuando todaviacutea existe alguna saturacioacuten de petroacuteleo La
resistividad de esta zona lavada es Rxo y la saturacioacuten de agua
(principalmente filtrado de lodo) es Sxo y en el caso de tener la presencia de
alguacuten hidrocarburo la saturacioacuten del hidrocarburo residual es Shr que es
igual a 1-Sxo Maacutes allaacute de esta zona lavada se halla una regioacuten en la cual la
inundacioacuten no es tan completa la invasioacuten del filtrado se reduce en la medida
que aumenta la distancia desde el pozo La resistividad promedio de esta
zona transicional de invasioacuten es Ri mientras que el promedio de la
saturacioacuten acuosa (agua de la formacioacuten y filtrado de lodo) es Si El diaacutemetro
promedio de la zona invadida es Di Maacutes allaacute de esta zona invadida se
encuentra una seccioacuten de la formacioacuten en la cual los fluidos no han sido
perturbados por la operacioacuten de perforacioacuten Esta seccioacuten tiene una
9
resistividad verdadera de formacioacuten de Rt y una saturacioacuten de agua (agua de
formacioacuten) de Sw La resistividad de esta agua de formacioacuten es Rw la figura
(b) ilustra esquemaacuteticamente las saturaciones de estas tres zonas
Figura (b) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten
En la figura (c) se muestran las resistividades relativas que pueden
esperarse en una arenisca permeable saturada de agua 100 que ha sido
invadida por un filtrado de lodo La resistividad del revoque es ligeramente
mayor que la del barro La resistividad Rxo de la zona lavada es mayor la del
revoque Rmc y es por lo menos tres veces de Rm y a veces
considerablemente mayor dependiendo de la porosidad Por ser una
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arenisca de 100 agua la resistividad de la zona virgen Rt es igual a Ro Si
el agua de formacioacuten es maacutes salina que el filtrado entonces Rt = Ro es
menor Rxo En Cambio si Rw es mayor que Rmf entonces Rt = Ro gt Rxo
Entre ambas zonas existe una transicioacuten gradual de la resistividad seguacuten el
caso
Figura (c) Distribucioacuten de las resistividades en un intervalo saturado de agua
En la figura (d) se representa las situaciones despueacutes de la invasioacuten
cuando la arenisca estaacute saturada parcialmente de petroacuteleo previa a la
invasioacuten Tambieacuten aquiacute se forma una zona completamente inundada (Zona
lavada) pero en este caso la zona contiene algo de petroacuteleo residual Debido
a eso la resistividad de Rxo es maacutes alta de lo que era en el caso anterior La
resistividad Rt es tambieacuten bastante alta por la presencia del petroacuteleo y en
11
muchos casos es auacuten mayor que Rxo Durante la invasioacuten la tendencia es
que el filtrado de lodo vaya empujando delante de siacute el agua de formacioacuten
conjuntamente con el petroacuteleo Si la saturacioacuten de petroacuteleo es alta tendraacute
una permeabilidad relativa mayor que el agua y ser retiraraacute maacutes
raacutepidamente Esto da como resultado un incremento de la saturacioacuten del
agua de formacioacuten directamente en frente del filtrado de lodo lo que
ocasiona el desarrollo de un banco de agua de formacioacuten La movilidad del
agua de formacioacuten en ese banco es del mismo orden que la movilidad del
petroacuteleo
12
Figura (d) Distribucioacuten de la resistividades en una formacioacuten petroliacutefera
Este banco conforma la denominada zona anular que contiene agua y
petroacuteleo pero con una mayor saturacioacuten de agua y una menor resistividad
que la formacioacuten no invadida Esto genera un perfil de resistividad que pasa
por una disminucioacuten de la resistividad entre Rxo y Rt La existencia de esta
zona anular ha sido determinada tanto en el campo como en el laboratorio
Aun cuando el conocimiento de los factores que intervienen en su desarrollo
es aun incompleto se pueden no obstante adelantar algunas conclusiones
13
El miacutenimo que ocurre en el valor de la resistividad en la zona anularse hace
menos pronunciado en la medida en que aumenta la saturacioacuten de agua
connata en la zona no invadida y se desaparece casi totalmente cuando la
saturacioacuten de agua estaacute por encima de 60 El espesor del banco de agua
que comprende el anillo estaacute entre el 15 y el 25 por ciento del diaacutemetro de
invasioacuten Di Esto significa que el anillo se expande gradualmente en la
medida en que aumenta el diaacutemetro de invasioacuten La presencia del anillo no
afecta significativamente a la mayoriacutea de los registros de resistividad Sin
embargo su presencia si afecta notoriamente a la lectura de los registros de
Induccioacuten Esto es debido a que este tipo de dispositivo se basa en el
principio de circulacioacuten de una corriente inducida por el espacio donde se
desarrolla precisamente la zona anular Si esta zona tiene un miacutenimo que es
anormal en su resistividad este miacutenimo afectariacutea en la lectura del dispositivo
Profundidad de la invasioacuten en el momento del registro
Depende fundamentalmente de cuatro factores
Tiempo
Presioacuten diferencial entre el lodo y los fluidos de la formacioacuten
Caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo
Porosidad de la formacioacuten
El factor tiempo es importante porque mientras mayor sea el tiempo de
exposicioacuten de la formacioacuten mayor seraacute la profundidad de la invasioacuten
La caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo tiene importancia pues el
revoque es el factor que controla el movimiento del filtrado de lodo hacia el
interior de la formacioacuten Cualquier formacioacuten capaz de producir cantidades
comerciales de hidrocarburos posee una permeabilidad mayor que 1 md
14
pudiendo llegar hasta varios darcys La permeabilidad del revoque formada
por el lodo con baja peacuterdida da agua puede ser de 001 md Esto significa
que el revoque constituye una importante barrera a la penetracioacuten del filtrado
en la formacioacuten si la peacuterdida de agua del lodo es baja Si la peacuterdida de agua
del lodo es alta este formaraacute un revoque de mayor permeabilidad ademaacutes
de que aportaraacute una mayor cantidad de filtrado
Siendo el revoque el factor que controla la tasa volumeacutetrica de invasioacuten
de la formacioacuten la profundidad de la invasioacuten dependeraacute del tamantildeo del
espacio poroso disponible para contener el fluido invasor Por lo tanto a
mayor porosidad menor seraacute el diaacutemetro de invasioacuten (requiere menor
volumen de roca para alojar el filtrado) y viceversa
En realidad no es posible llegar a una definicioacuten exacta del diaacutemetro de
invasioacuten Di es el ldquodiaacutemetro eleacutectricamente equivalente de invasioacutenrdquo Este
corresponde al diaacutemetro de un cilindro cuya superficie se localiza a medio
camino entre la zona completamente lavada y el anillo (o la zona
contaminada en una arena acuiacutefera sin anillo) Por lo general en los caacutelculos
cuantitativos se usa un valor aproximado de Di
Para el propoacutesito de la interpretacioacuten de los registros se aproxima el valor
de Di entre 2d para las formaciones de alta porosidad y de 10d para las de
baja porosidad
- Perfiles resistivos e inductivos
Es un registro inducido La resistividad es la capacidad que tienen las
rocas de oponerse al paso de corriente eleacutectrica inducida y es el inverso de
la conductividad La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos
presentes en los poros de las rocas Proporciona evidencias del contenido de
15
fluidos en las rocas Si los poros de una formacioacuten contienen agua salada
presentaraacute alta conductividad y por lo tanto la resistividad seraacute baja pero si
estaacuten llenos de petroacuteleo o gas presentaraacute baja conductividad y por lo tanto la
resistividad seraacute alta Las rocas compactas poco porosas como las calizas
masivas poseen resistividades altas
TIPOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD
Existen dos tipos principales de perfiles resistivos el Perfil Lateral
(Laterolog) y el Perfil de Induccioacuten (Induction Log) El perfil lateral se utiliza
en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de induccioacuten se utiliza en lodos
resistivos (lodo fresco o base aceite)
Dentro de los Perfiles de Induccioacuten tenemos
a) SFL = Spherical Induction Log Para profundidades someras (05 ndash 15rsquo)
Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo)
b) MIL =LIM = Medium Induction Log Para distancias medias (15 ndash 30rsquo)
c) DIL =ILD = Deep Induction Log Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden
la resistividad de la formacioacuten (Rt)
Dentro de los Perfiles Laterales tenemos
a) MSFL = Microspheric Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo) Lee la
resistividad de la zona lavada (Rxo)
16
b) MLL = LLM = Micro Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo)
c) SLL =LL S = Someric Laterolog Para profundidades someras (05 y 15rsquo)
d) DLL =LL D = Deep Laterolog Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden
resistividad de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha en escala
logariacutetmica La unidad de medida es el ohm-m con un rango de valores que
va desde 02 hasta 2000 omh-m
Se lee de izquierda a derecha en escala logariacutetmica La unidad de
medida es el ohm-m con un rango de valores que va desde 02 hasta 2000
omh-m
El registro de resistividad tambieacuten se utiliza para estimar contactos
agua ndash petroacuteleo para calcular la resistividad del agua de formacioacuten (Rw) y la
resistividad verdadera de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha
- PERFIL POTENCIAL ESPONTANEA
Es un registro no inducido El SP de los materiales del subsuelo se
origina en las ceacutelulas electroquiacutemicas formadas por el contacto entre las
arcillas las arenas y el lodo de perforacioacuten y como consecuencia del efecto
electrocineacutetico de los fluidos que se mueven a traveacutes de la zona permeable
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El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras
que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y
lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo
base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados
por el registro de GR
El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten
de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada
comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se
realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea
base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea
base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es
mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un
intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la
salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de
formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP
es negativo
Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen
registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros
SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la
salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio
ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a
las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto
el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)
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El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables
(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas
(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)
para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de
formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad
- PERFILES DE POROSIDAD
Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son
los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas
Registro Neutroacutenico (CNL)
Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que
indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de
neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros
de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los
neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama
CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el
registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica
bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de
medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015
a 045 (ndash15 a 45 )
Registros de Densidad (FDC)
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Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la
atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una
fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la
roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma
dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve
para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que
posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el
registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja
porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es
grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3
Registros Soacutenicos (BHC)
Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del
sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un
receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se
llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la
porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de
traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito
menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se
lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash
500) oacute el segpie (40 ndash 240)
COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS
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1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE
RESISTIVIDAD
21
2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD
Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1
se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS
En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash
MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)
A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando
en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los
perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4
los perfiles especiales
22
- PERFILES DE POZOS ESPECIALES
Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto
costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo
estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR
Registro de Buzamiento (Dipmeter)
El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los
cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de
lecturas de resistividad
Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos
estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya
que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes
dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos
en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo
de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un
buzamiento estructural sobre una lutita
23
Falla Normal
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Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)
El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos
petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas
complejas
Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos
magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten
cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos
magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos
naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La
herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios
estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute
muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos
25
Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se
deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m
(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos
poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima
de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros
grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten
de granos maacutes gruesos
De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y
reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una
discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo
de la superficie terrestre
En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los
datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad
cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos
finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior
de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por
ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para
este pozo
Registro de Imaacutegenes (FMI)
Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el
subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y
para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener
por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por
resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se
denomina FMI
26
27
Registro RFT
Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se
encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de
ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya
que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de
presioacuten
La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos
para calibrar contactos maacutes precisos
28
En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y
resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta
RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por
los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente
gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de
lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes
Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una
profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede
resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede
llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto
del pozo
Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)
Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y
la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder
determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea
homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y
verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la
roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas
heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las
resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en
este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea
29
Rv Rh ===gt Anisotropiacutea
Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras
porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla
laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada
El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que
estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas
(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de
intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor
30
CONCLUSIONES
bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in
situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del
pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes
herramientas geofiacutesicas
bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan
de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas
directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos
bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a
estudiar
bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es
necesario utilizar un conjunto de ellos
bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de
formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y
31
desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del
equipo y el tipo de informacioacuten deseada
bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los
registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos
bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad
medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten
supuesta de porosidad 100 llena de agua
bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de
las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de
no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes
precisos
bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar
la porosidad del yacimiento y su litologiacutea
bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten
es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m
32
RECOMENDACIONES
Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los
pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las
reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se
justifique la inversioacuten del pozo
Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la
ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no
presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista
demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos
Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar
la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y
desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)
33
Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea
del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor
al que se desea llegar
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos
qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1
httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf
httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload
httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf
34
ANEXOS
35
RESUMEN DE LOS PERFILES MAacuteS IMPORTANTES
36
37
Los registros de pozos son los dispositivos de perfilaje que se bajan al
pozo y son disentildeados para medir las propiedades eleacutectricas acuacutesticas y
radioactivas de la formacioacuten y presentan las respuestas en forma continua
presentando una fotografiacutea a lo largo de todo el pozo
El objetivo del registro de pozos es proveer un viacutenculo vital y
proporcionar el eslaboacuten faltante entre las interpretaciones geoloacutegicas y de
ingenieriacutea de yacimientos La evaluacioacuten de formaciones mediante perfiles
de pozo abarca una amplia variedad de mediciones y teacutecnicas analiacuteticas que
involucran varias disciplinas Sin embargo todas las mediciones estaacuten
enfocadas a precisar los liacutemites de un reservorio capacidad de almacenaje
contenido de hidrocarburos productividad y valor econoacutemico
4
INTRODUCCIOacuteN AL PERFILAJE DE POZOS
PERFILAJE DE POZOS
Teacutecnica que permite la medicioacuten a lo largo del pozo de las
caracteriacutesticas petrofiacutesicas de las formaciones geoloacutegicas y de los fluidos
contenidos en ellas logrando mediante su interpretacioacuten un pronoacutestico sobre
el potencial hidrocarburiacutefero Es controlada desde la superficie y su
informacioacuten ayuda en la toma de decisiones en las operaciones de
completacioacuten y reacondicionamiento El producto a obtenerse es un perfil o
registro del pozo
iquestQUEacute ES UN REGISTRO O PERFIL DE UN POZO
Un registro o perfil de pozo quiere decir ldquouna grabacioacuten contra
profundidad de alguna de las caracteriacutesticas de las formaciones rocosas
atravesadas hechas por aparatos de medicioacuten (herramientas) en el hoyo del
pozordquo
5
IMPORTANCIA DE LOS PERFILES DE POZO
A traveacutes de los perfiles de pozos medimos un nuacutemero de paraacutemetros
fiacutesicos relacionados a las propiedades geoloacutegicas y petrofiacutesicas de los
estratos que han penetrado Ademaacutes los registros nos dan informacioacuten
acerca de los fluidos presentes en los poros de las rocas (agua petroacuteleo o
gas) Por lo tanto los datos de los perfiles constituyen una descripcioacuten de la
roca
6
La interpretacioacuten de los perfiles puede ser dirigida a los mismos
objetivos que llevan los anaacutelisis de nuacutecleos convencionales Obviamente
esto solo es posible si existe una relacioacuten definida entre lo que se mide en
los registros y los paraacutemetros de roca de intereacutes para el Ingeniero Geoacutelogo
el Petrofiacutesico o el Ingeniero de Yacimientos
La principal funcioacuten del perfilaje de pozos es la localizacioacuten y
evaluacioacuten de los yacimientos de hidrocarburos
Validacioacuten de los Perfiles
Se realiza para verificar la calidad de los datos y la velocidad de perfilaje
Cada herramienta posee una velocidad de perfilaje oacuteptima a la cual la
calidad de los datos obtenidos es la mejor
Normalizacioacuten de las Curvas
La normalizacioacuten de los perfiles es realizada por un petrofiacutesico El perfil
que necesita ser normalizado con mayor frecuencia es la curva SP
Digitaslizacioacuten de los Perfiles
Existen perfiles de pozos antiguos que no se encuentran en formato
digital Estos pueden vectorizarse mediante el programa LogDB
7
- PROCESO DE INVASIOacuteN
Es la que se genera cuando la columna de lodo de perforacioacuten forza el
filtrado a penetrar en la formacioacuten permeable debido a la diferencia de
presioacuten entre esta y la formacioacuten
Efecto de la Invasioacuten
En la figura (a) se muestra la situacioacuten de los alrededores del pozo
durante la corrida de registros El pozo ha penetrado una serie de estratos de
roca de variada composicioacuten fiacutesica y quiacutemica Se presenta una secuencia de
areniscas y lutitas que son muy comunes en un campo petroliacutefero Como se
habiacutea mencionado anteriormente debido a la presioacuten diferencial que existe
entre la columna del lodo y el fluido de la formacioacuten origina una continua
infiltracioacuten del liacutequido barroso en las zonas porosas y permeable formaacutendose
asiacute raacutepidamente una torta de barro o revoque en la pared de la formacioacuten lo
cual limita la velocidad de las subsecuentes invasiones del filtrado La
resistividad del barro es Rm y la del revoque es Rmc y su espesor es tmc La
resistividad del filtrado acuoso es Rmf En la regioacuten que se halla
directamente detraacutes del revoque la inundacioacuten del filtrado de lodo es
bastante completa casi todo el agua de formacioacuten y una parte de los
hidrocarburos son desplazados por el filtrado
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Figura (a) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten
Es imposible desplazar todos los hidrocarburos a traveacutes de este
proceso de inundacioacuten debido a que la permeabilidad relativa del petroacuteleo
llega a ser nula cuando todaviacutea existe alguna saturacioacuten de petroacuteleo La
resistividad de esta zona lavada es Rxo y la saturacioacuten de agua
(principalmente filtrado de lodo) es Sxo y en el caso de tener la presencia de
alguacuten hidrocarburo la saturacioacuten del hidrocarburo residual es Shr que es
igual a 1-Sxo Maacutes allaacute de esta zona lavada se halla una regioacuten en la cual la
inundacioacuten no es tan completa la invasioacuten del filtrado se reduce en la medida
que aumenta la distancia desde el pozo La resistividad promedio de esta
zona transicional de invasioacuten es Ri mientras que el promedio de la
saturacioacuten acuosa (agua de la formacioacuten y filtrado de lodo) es Si El diaacutemetro
promedio de la zona invadida es Di Maacutes allaacute de esta zona invadida se
encuentra una seccioacuten de la formacioacuten en la cual los fluidos no han sido
perturbados por la operacioacuten de perforacioacuten Esta seccioacuten tiene una
9
resistividad verdadera de formacioacuten de Rt y una saturacioacuten de agua (agua de
formacioacuten) de Sw La resistividad de esta agua de formacioacuten es Rw la figura
(b) ilustra esquemaacuteticamente las saturaciones de estas tres zonas
Figura (b) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten
En la figura (c) se muestran las resistividades relativas que pueden
esperarse en una arenisca permeable saturada de agua 100 que ha sido
invadida por un filtrado de lodo La resistividad del revoque es ligeramente
mayor que la del barro La resistividad Rxo de la zona lavada es mayor la del
revoque Rmc y es por lo menos tres veces de Rm y a veces
considerablemente mayor dependiendo de la porosidad Por ser una
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arenisca de 100 agua la resistividad de la zona virgen Rt es igual a Ro Si
el agua de formacioacuten es maacutes salina que el filtrado entonces Rt = Ro es
menor Rxo En Cambio si Rw es mayor que Rmf entonces Rt = Ro gt Rxo
Entre ambas zonas existe una transicioacuten gradual de la resistividad seguacuten el
caso
Figura (c) Distribucioacuten de las resistividades en un intervalo saturado de agua
En la figura (d) se representa las situaciones despueacutes de la invasioacuten
cuando la arenisca estaacute saturada parcialmente de petroacuteleo previa a la
invasioacuten Tambieacuten aquiacute se forma una zona completamente inundada (Zona
lavada) pero en este caso la zona contiene algo de petroacuteleo residual Debido
a eso la resistividad de Rxo es maacutes alta de lo que era en el caso anterior La
resistividad Rt es tambieacuten bastante alta por la presencia del petroacuteleo y en
11
muchos casos es auacuten mayor que Rxo Durante la invasioacuten la tendencia es
que el filtrado de lodo vaya empujando delante de siacute el agua de formacioacuten
conjuntamente con el petroacuteleo Si la saturacioacuten de petroacuteleo es alta tendraacute
una permeabilidad relativa mayor que el agua y ser retiraraacute maacutes
raacutepidamente Esto da como resultado un incremento de la saturacioacuten del
agua de formacioacuten directamente en frente del filtrado de lodo lo que
ocasiona el desarrollo de un banco de agua de formacioacuten La movilidad del
agua de formacioacuten en ese banco es del mismo orden que la movilidad del
petroacuteleo
12
Figura (d) Distribucioacuten de la resistividades en una formacioacuten petroliacutefera
Este banco conforma la denominada zona anular que contiene agua y
petroacuteleo pero con una mayor saturacioacuten de agua y una menor resistividad
que la formacioacuten no invadida Esto genera un perfil de resistividad que pasa
por una disminucioacuten de la resistividad entre Rxo y Rt La existencia de esta
zona anular ha sido determinada tanto en el campo como en el laboratorio
Aun cuando el conocimiento de los factores que intervienen en su desarrollo
es aun incompleto se pueden no obstante adelantar algunas conclusiones
13
El miacutenimo que ocurre en el valor de la resistividad en la zona anularse hace
menos pronunciado en la medida en que aumenta la saturacioacuten de agua
connata en la zona no invadida y se desaparece casi totalmente cuando la
saturacioacuten de agua estaacute por encima de 60 El espesor del banco de agua
que comprende el anillo estaacute entre el 15 y el 25 por ciento del diaacutemetro de
invasioacuten Di Esto significa que el anillo se expande gradualmente en la
medida en que aumenta el diaacutemetro de invasioacuten La presencia del anillo no
afecta significativamente a la mayoriacutea de los registros de resistividad Sin
embargo su presencia si afecta notoriamente a la lectura de los registros de
Induccioacuten Esto es debido a que este tipo de dispositivo se basa en el
principio de circulacioacuten de una corriente inducida por el espacio donde se
desarrolla precisamente la zona anular Si esta zona tiene un miacutenimo que es
anormal en su resistividad este miacutenimo afectariacutea en la lectura del dispositivo
Profundidad de la invasioacuten en el momento del registro
Depende fundamentalmente de cuatro factores
Tiempo
Presioacuten diferencial entre el lodo y los fluidos de la formacioacuten
Caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo
Porosidad de la formacioacuten
El factor tiempo es importante porque mientras mayor sea el tiempo de
exposicioacuten de la formacioacuten mayor seraacute la profundidad de la invasioacuten
La caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo tiene importancia pues el
revoque es el factor que controla el movimiento del filtrado de lodo hacia el
interior de la formacioacuten Cualquier formacioacuten capaz de producir cantidades
comerciales de hidrocarburos posee una permeabilidad mayor que 1 md
14
pudiendo llegar hasta varios darcys La permeabilidad del revoque formada
por el lodo con baja peacuterdida da agua puede ser de 001 md Esto significa
que el revoque constituye una importante barrera a la penetracioacuten del filtrado
en la formacioacuten si la peacuterdida de agua del lodo es baja Si la peacuterdida de agua
del lodo es alta este formaraacute un revoque de mayor permeabilidad ademaacutes
de que aportaraacute una mayor cantidad de filtrado
Siendo el revoque el factor que controla la tasa volumeacutetrica de invasioacuten
de la formacioacuten la profundidad de la invasioacuten dependeraacute del tamantildeo del
espacio poroso disponible para contener el fluido invasor Por lo tanto a
mayor porosidad menor seraacute el diaacutemetro de invasioacuten (requiere menor
volumen de roca para alojar el filtrado) y viceversa
En realidad no es posible llegar a una definicioacuten exacta del diaacutemetro de
invasioacuten Di es el ldquodiaacutemetro eleacutectricamente equivalente de invasioacutenrdquo Este
corresponde al diaacutemetro de un cilindro cuya superficie se localiza a medio
camino entre la zona completamente lavada y el anillo (o la zona
contaminada en una arena acuiacutefera sin anillo) Por lo general en los caacutelculos
cuantitativos se usa un valor aproximado de Di
Para el propoacutesito de la interpretacioacuten de los registros se aproxima el valor
de Di entre 2d para las formaciones de alta porosidad y de 10d para las de
baja porosidad
- Perfiles resistivos e inductivos
Es un registro inducido La resistividad es la capacidad que tienen las
rocas de oponerse al paso de corriente eleacutectrica inducida y es el inverso de
la conductividad La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos
presentes en los poros de las rocas Proporciona evidencias del contenido de
15
fluidos en las rocas Si los poros de una formacioacuten contienen agua salada
presentaraacute alta conductividad y por lo tanto la resistividad seraacute baja pero si
estaacuten llenos de petroacuteleo o gas presentaraacute baja conductividad y por lo tanto la
resistividad seraacute alta Las rocas compactas poco porosas como las calizas
masivas poseen resistividades altas
TIPOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD
Existen dos tipos principales de perfiles resistivos el Perfil Lateral
(Laterolog) y el Perfil de Induccioacuten (Induction Log) El perfil lateral se utiliza
en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de induccioacuten se utiliza en lodos
resistivos (lodo fresco o base aceite)
Dentro de los Perfiles de Induccioacuten tenemos
a) SFL = Spherical Induction Log Para profundidades someras (05 ndash 15rsquo)
Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo)
b) MIL =LIM = Medium Induction Log Para distancias medias (15 ndash 30rsquo)
c) DIL =ILD = Deep Induction Log Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden
la resistividad de la formacioacuten (Rt)
Dentro de los Perfiles Laterales tenemos
a) MSFL = Microspheric Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo) Lee la
resistividad de la zona lavada (Rxo)
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b) MLL = LLM = Micro Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo)
c) SLL =LL S = Someric Laterolog Para profundidades someras (05 y 15rsquo)
d) DLL =LL D = Deep Laterolog Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden
resistividad de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha en escala
logariacutetmica La unidad de medida es el ohm-m con un rango de valores que
va desde 02 hasta 2000 omh-m
Se lee de izquierda a derecha en escala logariacutetmica La unidad de
medida es el ohm-m con un rango de valores que va desde 02 hasta 2000
omh-m
El registro de resistividad tambieacuten se utiliza para estimar contactos
agua ndash petroacuteleo para calcular la resistividad del agua de formacioacuten (Rw) y la
resistividad verdadera de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha
- PERFIL POTENCIAL ESPONTANEA
Es un registro no inducido El SP de los materiales del subsuelo se
origina en las ceacutelulas electroquiacutemicas formadas por el contacto entre las
arcillas las arenas y el lodo de perforacioacuten y como consecuencia del efecto
electrocineacutetico de los fluidos que se mueven a traveacutes de la zona permeable
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El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras
que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y
lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo
base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados
por el registro de GR
El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten
de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada
comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se
realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea
base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea
base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es
mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un
intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la
salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de
formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP
es negativo
Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen
registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros
SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la
salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio
ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a
las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto
el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)
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El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables
(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas
(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)
para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de
formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad
- PERFILES DE POROSIDAD
Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son
los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas
Registro Neutroacutenico (CNL)
Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que
indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de
neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros
de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los
neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama
CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el
registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica
bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de
medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015
a 045 (ndash15 a 45 )
Registros de Densidad (FDC)
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Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la
atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una
fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la
roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma
dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve
para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que
posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el
registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja
porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es
grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3
Registros Soacutenicos (BHC)
Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del
sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un
receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se
llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la
porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de
traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito
menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se
lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash
500) oacute el segpie (40 ndash 240)
COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS
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1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE
RESISTIVIDAD
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2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD
Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1
se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS
En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash
MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)
A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando
en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los
perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4
los perfiles especiales
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- PERFILES DE POZOS ESPECIALES
Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto
costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo
estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR
Registro de Buzamiento (Dipmeter)
El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los
cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de
lecturas de resistividad
Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos
estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya
que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes
dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos
en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo
de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un
buzamiento estructural sobre una lutita
23
Falla Normal
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Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)
El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos
petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas
complejas
Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos
magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten
cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos
magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos
naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La
herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios
estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute
muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos
25
Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se
deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m
(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos
poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima
de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros
grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten
de granos maacutes gruesos
De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y
reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una
discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo
de la superficie terrestre
En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los
datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad
cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos
finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior
de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por
ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para
este pozo
Registro de Imaacutegenes (FMI)
Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el
subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y
para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener
por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por
resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se
denomina FMI
26
27
Registro RFT
Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se
encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de
ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya
que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de
presioacuten
La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos
para calibrar contactos maacutes precisos
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En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y
resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta
RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por
los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente
gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de
lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes
Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una
profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede
resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede
llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto
del pozo
Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)
Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y
la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder
determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea
homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y
verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la
roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas
heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las
resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en
este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea
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Rv Rh ===gt Anisotropiacutea
Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras
porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla
laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada
El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que
estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas
(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de
intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor
30
CONCLUSIONES
bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in
situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del
pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes
herramientas geofiacutesicas
bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan
de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas
directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos
bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a
estudiar
bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es
necesario utilizar un conjunto de ellos
bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de
formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y
31
desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del
equipo y el tipo de informacioacuten deseada
bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los
registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos
bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad
medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten
supuesta de porosidad 100 llena de agua
bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de
las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de
no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes
precisos
bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar
la porosidad del yacimiento y su litologiacutea
bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten
es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m
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RECOMENDACIONES
Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los
pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las
reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se
justifique la inversioacuten del pozo
Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la
ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no
presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista
demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos
Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar
la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y
desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)
33
Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea
del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor
al que se desea llegar
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos
qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1
httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf
httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload
httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf
34
ANEXOS
35
RESUMEN DE LOS PERFILES MAacuteS IMPORTANTES
36
37
INTRODUCCIOacuteN AL PERFILAJE DE POZOS
PERFILAJE DE POZOS
Teacutecnica que permite la medicioacuten a lo largo del pozo de las
caracteriacutesticas petrofiacutesicas de las formaciones geoloacutegicas y de los fluidos
contenidos en ellas logrando mediante su interpretacioacuten un pronoacutestico sobre
el potencial hidrocarburiacutefero Es controlada desde la superficie y su
informacioacuten ayuda en la toma de decisiones en las operaciones de
completacioacuten y reacondicionamiento El producto a obtenerse es un perfil o
registro del pozo
iquestQUEacute ES UN REGISTRO O PERFIL DE UN POZO
Un registro o perfil de pozo quiere decir ldquouna grabacioacuten contra
profundidad de alguna de las caracteriacutesticas de las formaciones rocosas
atravesadas hechas por aparatos de medicioacuten (herramientas) en el hoyo del
pozordquo
5
IMPORTANCIA DE LOS PERFILES DE POZO
A traveacutes de los perfiles de pozos medimos un nuacutemero de paraacutemetros
fiacutesicos relacionados a las propiedades geoloacutegicas y petrofiacutesicas de los
estratos que han penetrado Ademaacutes los registros nos dan informacioacuten
acerca de los fluidos presentes en los poros de las rocas (agua petroacuteleo o
gas) Por lo tanto los datos de los perfiles constituyen una descripcioacuten de la
roca
6
La interpretacioacuten de los perfiles puede ser dirigida a los mismos
objetivos que llevan los anaacutelisis de nuacutecleos convencionales Obviamente
esto solo es posible si existe una relacioacuten definida entre lo que se mide en
los registros y los paraacutemetros de roca de intereacutes para el Ingeniero Geoacutelogo
el Petrofiacutesico o el Ingeniero de Yacimientos
La principal funcioacuten del perfilaje de pozos es la localizacioacuten y
evaluacioacuten de los yacimientos de hidrocarburos
Validacioacuten de los Perfiles
Se realiza para verificar la calidad de los datos y la velocidad de perfilaje
Cada herramienta posee una velocidad de perfilaje oacuteptima a la cual la
calidad de los datos obtenidos es la mejor
Normalizacioacuten de las Curvas
La normalizacioacuten de los perfiles es realizada por un petrofiacutesico El perfil
que necesita ser normalizado con mayor frecuencia es la curva SP
Digitaslizacioacuten de los Perfiles
Existen perfiles de pozos antiguos que no se encuentran en formato
digital Estos pueden vectorizarse mediante el programa LogDB
7
- PROCESO DE INVASIOacuteN
Es la que se genera cuando la columna de lodo de perforacioacuten forza el
filtrado a penetrar en la formacioacuten permeable debido a la diferencia de
presioacuten entre esta y la formacioacuten
Efecto de la Invasioacuten
En la figura (a) se muestra la situacioacuten de los alrededores del pozo
durante la corrida de registros El pozo ha penetrado una serie de estratos de
roca de variada composicioacuten fiacutesica y quiacutemica Se presenta una secuencia de
areniscas y lutitas que son muy comunes en un campo petroliacutefero Como se
habiacutea mencionado anteriormente debido a la presioacuten diferencial que existe
entre la columna del lodo y el fluido de la formacioacuten origina una continua
infiltracioacuten del liacutequido barroso en las zonas porosas y permeable formaacutendose
asiacute raacutepidamente una torta de barro o revoque en la pared de la formacioacuten lo
cual limita la velocidad de las subsecuentes invasiones del filtrado La
resistividad del barro es Rm y la del revoque es Rmc y su espesor es tmc La
resistividad del filtrado acuoso es Rmf En la regioacuten que se halla
directamente detraacutes del revoque la inundacioacuten del filtrado de lodo es
bastante completa casi todo el agua de formacioacuten y una parte de los
hidrocarburos son desplazados por el filtrado
8
Figura (a) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten
Es imposible desplazar todos los hidrocarburos a traveacutes de este
proceso de inundacioacuten debido a que la permeabilidad relativa del petroacuteleo
llega a ser nula cuando todaviacutea existe alguna saturacioacuten de petroacuteleo La
resistividad de esta zona lavada es Rxo y la saturacioacuten de agua
(principalmente filtrado de lodo) es Sxo y en el caso de tener la presencia de
alguacuten hidrocarburo la saturacioacuten del hidrocarburo residual es Shr que es
igual a 1-Sxo Maacutes allaacute de esta zona lavada se halla una regioacuten en la cual la
inundacioacuten no es tan completa la invasioacuten del filtrado se reduce en la medida
que aumenta la distancia desde el pozo La resistividad promedio de esta
zona transicional de invasioacuten es Ri mientras que el promedio de la
saturacioacuten acuosa (agua de la formacioacuten y filtrado de lodo) es Si El diaacutemetro
promedio de la zona invadida es Di Maacutes allaacute de esta zona invadida se
encuentra una seccioacuten de la formacioacuten en la cual los fluidos no han sido
perturbados por la operacioacuten de perforacioacuten Esta seccioacuten tiene una
9
resistividad verdadera de formacioacuten de Rt y una saturacioacuten de agua (agua de
formacioacuten) de Sw La resistividad de esta agua de formacioacuten es Rw la figura
(b) ilustra esquemaacuteticamente las saturaciones de estas tres zonas
Figura (b) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten
En la figura (c) se muestran las resistividades relativas que pueden
esperarse en una arenisca permeable saturada de agua 100 que ha sido
invadida por un filtrado de lodo La resistividad del revoque es ligeramente
mayor que la del barro La resistividad Rxo de la zona lavada es mayor la del
revoque Rmc y es por lo menos tres veces de Rm y a veces
considerablemente mayor dependiendo de la porosidad Por ser una
10
arenisca de 100 agua la resistividad de la zona virgen Rt es igual a Ro Si
el agua de formacioacuten es maacutes salina que el filtrado entonces Rt = Ro es
menor Rxo En Cambio si Rw es mayor que Rmf entonces Rt = Ro gt Rxo
Entre ambas zonas existe una transicioacuten gradual de la resistividad seguacuten el
caso
Figura (c) Distribucioacuten de las resistividades en un intervalo saturado de agua
En la figura (d) se representa las situaciones despueacutes de la invasioacuten
cuando la arenisca estaacute saturada parcialmente de petroacuteleo previa a la
invasioacuten Tambieacuten aquiacute se forma una zona completamente inundada (Zona
lavada) pero en este caso la zona contiene algo de petroacuteleo residual Debido
a eso la resistividad de Rxo es maacutes alta de lo que era en el caso anterior La
resistividad Rt es tambieacuten bastante alta por la presencia del petroacuteleo y en
11
muchos casos es auacuten mayor que Rxo Durante la invasioacuten la tendencia es
que el filtrado de lodo vaya empujando delante de siacute el agua de formacioacuten
conjuntamente con el petroacuteleo Si la saturacioacuten de petroacuteleo es alta tendraacute
una permeabilidad relativa mayor que el agua y ser retiraraacute maacutes
raacutepidamente Esto da como resultado un incremento de la saturacioacuten del
agua de formacioacuten directamente en frente del filtrado de lodo lo que
ocasiona el desarrollo de un banco de agua de formacioacuten La movilidad del
agua de formacioacuten en ese banco es del mismo orden que la movilidad del
petroacuteleo
12
Figura (d) Distribucioacuten de la resistividades en una formacioacuten petroliacutefera
Este banco conforma la denominada zona anular que contiene agua y
petroacuteleo pero con una mayor saturacioacuten de agua y una menor resistividad
que la formacioacuten no invadida Esto genera un perfil de resistividad que pasa
por una disminucioacuten de la resistividad entre Rxo y Rt La existencia de esta
zona anular ha sido determinada tanto en el campo como en el laboratorio
Aun cuando el conocimiento de los factores que intervienen en su desarrollo
es aun incompleto se pueden no obstante adelantar algunas conclusiones
13
El miacutenimo que ocurre en el valor de la resistividad en la zona anularse hace
menos pronunciado en la medida en que aumenta la saturacioacuten de agua
connata en la zona no invadida y se desaparece casi totalmente cuando la
saturacioacuten de agua estaacute por encima de 60 El espesor del banco de agua
que comprende el anillo estaacute entre el 15 y el 25 por ciento del diaacutemetro de
invasioacuten Di Esto significa que el anillo se expande gradualmente en la
medida en que aumenta el diaacutemetro de invasioacuten La presencia del anillo no
afecta significativamente a la mayoriacutea de los registros de resistividad Sin
embargo su presencia si afecta notoriamente a la lectura de los registros de
Induccioacuten Esto es debido a que este tipo de dispositivo se basa en el
principio de circulacioacuten de una corriente inducida por el espacio donde se
desarrolla precisamente la zona anular Si esta zona tiene un miacutenimo que es
anormal en su resistividad este miacutenimo afectariacutea en la lectura del dispositivo
Profundidad de la invasioacuten en el momento del registro
Depende fundamentalmente de cuatro factores
Tiempo
Presioacuten diferencial entre el lodo y los fluidos de la formacioacuten
Caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo
Porosidad de la formacioacuten
El factor tiempo es importante porque mientras mayor sea el tiempo de
exposicioacuten de la formacioacuten mayor seraacute la profundidad de la invasioacuten
La caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo tiene importancia pues el
revoque es el factor que controla el movimiento del filtrado de lodo hacia el
interior de la formacioacuten Cualquier formacioacuten capaz de producir cantidades
comerciales de hidrocarburos posee una permeabilidad mayor que 1 md
14
pudiendo llegar hasta varios darcys La permeabilidad del revoque formada
por el lodo con baja peacuterdida da agua puede ser de 001 md Esto significa
que el revoque constituye una importante barrera a la penetracioacuten del filtrado
en la formacioacuten si la peacuterdida de agua del lodo es baja Si la peacuterdida de agua
del lodo es alta este formaraacute un revoque de mayor permeabilidad ademaacutes
de que aportaraacute una mayor cantidad de filtrado
Siendo el revoque el factor que controla la tasa volumeacutetrica de invasioacuten
de la formacioacuten la profundidad de la invasioacuten dependeraacute del tamantildeo del
espacio poroso disponible para contener el fluido invasor Por lo tanto a
mayor porosidad menor seraacute el diaacutemetro de invasioacuten (requiere menor
volumen de roca para alojar el filtrado) y viceversa
En realidad no es posible llegar a una definicioacuten exacta del diaacutemetro de
invasioacuten Di es el ldquodiaacutemetro eleacutectricamente equivalente de invasioacutenrdquo Este
corresponde al diaacutemetro de un cilindro cuya superficie se localiza a medio
camino entre la zona completamente lavada y el anillo (o la zona
contaminada en una arena acuiacutefera sin anillo) Por lo general en los caacutelculos
cuantitativos se usa un valor aproximado de Di
Para el propoacutesito de la interpretacioacuten de los registros se aproxima el valor
de Di entre 2d para las formaciones de alta porosidad y de 10d para las de
baja porosidad
- Perfiles resistivos e inductivos
Es un registro inducido La resistividad es la capacidad que tienen las
rocas de oponerse al paso de corriente eleacutectrica inducida y es el inverso de
la conductividad La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos
presentes en los poros de las rocas Proporciona evidencias del contenido de
15
fluidos en las rocas Si los poros de una formacioacuten contienen agua salada
presentaraacute alta conductividad y por lo tanto la resistividad seraacute baja pero si
estaacuten llenos de petroacuteleo o gas presentaraacute baja conductividad y por lo tanto la
resistividad seraacute alta Las rocas compactas poco porosas como las calizas
masivas poseen resistividades altas
TIPOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD
Existen dos tipos principales de perfiles resistivos el Perfil Lateral
(Laterolog) y el Perfil de Induccioacuten (Induction Log) El perfil lateral se utiliza
en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de induccioacuten se utiliza en lodos
resistivos (lodo fresco o base aceite)
Dentro de los Perfiles de Induccioacuten tenemos
a) SFL = Spherical Induction Log Para profundidades someras (05 ndash 15rsquo)
Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo)
b) MIL =LIM = Medium Induction Log Para distancias medias (15 ndash 30rsquo)
c) DIL =ILD = Deep Induction Log Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden
la resistividad de la formacioacuten (Rt)
Dentro de los Perfiles Laterales tenemos
a) MSFL = Microspheric Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo) Lee la
resistividad de la zona lavada (Rxo)
16
b) MLL = LLM = Micro Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo)
c) SLL =LL S = Someric Laterolog Para profundidades someras (05 y 15rsquo)
d) DLL =LL D = Deep Laterolog Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden
resistividad de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha en escala
logariacutetmica La unidad de medida es el ohm-m con un rango de valores que
va desde 02 hasta 2000 omh-m
Se lee de izquierda a derecha en escala logariacutetmica La unidad de
medida es el ohm-m con un rango de valores que va desde 02 hasta 2000
omh-m
El registro de resistividad tambieacuten se utiliza para estimar contactos
agua ndash petroacuteleo para calcular la resistividad del agua de formacioacuten (Rw) y la
resistividad verdadera de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha
- PERFIL POTENCIAL ESPONTANEA
Es un registro no inducido El SP de los materiales del subsuelo se
origina en las ceacutelulas electroquiacutemicas formadas por el contacto entre las
arcillas las arenas y el lodo de perforacioacuten y como consecuencia del efecto
electrocineacutetico de los fluidos que se mueven a traveacutes de la zona permeable
17
El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras
que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y
lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo
base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados
por el registro de GR
El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten
de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada
comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se
realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea
base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea
base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es
mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un
intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la
salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de
formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP
es negativo
Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen
registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros
SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la
salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio
ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a
las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto
el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)
18
El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables
(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas
(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)
para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de
formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad
- PERFILES DE POROSIDAD
Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son
los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas
Registro Neutroacutenico (CNL)
Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que
indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de
neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros
de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los
neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama
CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el
registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica
bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de
medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015
a 045 (ndash15 a 45 )
Registros de Densidad (FDC)
19
Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la
atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una
fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la
roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma
dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve
para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que
posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el
registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja
porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es
grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3
Registros Soacutenicos (BHC)
Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del
sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un
receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se
llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la
porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de
traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito
menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se
lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash
500) oacute el segpie (40 ndash 240)
COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS
20
1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE
RESISTIVIDAD
21
2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD
Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1
se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS
En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash
MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)
A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando
en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los
perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4
los perfiles especiales
22
- PERFILES DE POZOS ESPECIALES
Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto
costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo
estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR
Registro de Buzamiento (Dipmeter)
El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los
cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de
lecturas de resistividad
Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos
estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya
que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes
dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos
en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo
de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un
buzamiento estructural sobre una lutita
23
Falla Normal
24
Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)
El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos
petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas
complejas
Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos
magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten
cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos
magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos
naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La
herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios
estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute
muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos
25
Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se
deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m
(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos
poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima
de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros
grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten
de granos maacutes gruesos
De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y
reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una
discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo
de la superficie terrestre
En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los
datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad
cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos
finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior
de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por
ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para
este pozo
Registro de Imaacutegenes (FMI)
Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el
subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y
para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener
por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por
resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se
denomina FMI
26
27
Registro RFT
Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se
encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de
ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya
que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de
presioacuten
La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos
para calibrar contactos maacutes precisos
28
En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y
resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta
RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por
los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente
gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de
lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes
Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una
profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede
resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede
llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto
del pozo
Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)
Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y
la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder
determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea
homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y
verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la
roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas
heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las
resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en
este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea
29
Rv Rh ===gt Anisotropiacutea
Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras
porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla
laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada
El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que
estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas
(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de
intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor
30
CONCLUSIONES
bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in
situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del
pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes
herramientas geofiacutesicas
bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan
de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas
directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos
bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a
estudiar
bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es
necesario utilizar un conjunto de ellos
bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de
formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y
31
desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del
equipo y el tipo de informacioacuten deseada
bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los
registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos
bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad
medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten
supuesta de porosidad 100 llena de agua
bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de
las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de
no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes
precisos
bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar
la porosidad del yacimiento y su litologiacutea
bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten
es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m
32
RECOMENDACIONES
Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los
pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las
reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se
justifique la inversioacuten del pozo
Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la
ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no
presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista
demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos
Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar
la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y
desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)
33
Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea
del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor
al que se desea llegar
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos
qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1
httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf
httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload
httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf
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ANEXOS
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RESUMEN DE LOS PERFILES MAacuteS IMPORTANTES
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IMPORTANCIA DE LOS PERFILES DE POZO
A traveacutes de los perfiles de pozos medimos un nuacutemero de paraacutemetros
fiacutesicos relacionados a las propiedades geoloacutegicas y petrofiacutesicas de los
estratos que han penetrado Ademaacutes los registros nos dan informacioacuten
acerca de los fluidos presentes en los poros de las rocas (agua petroacuteleo o
gas) Por lo tanto los datos de los perfiles constituyen una descripcioacuten de la
roca
6
La interpretacioacuten de los perfiles puede ser dirigida a los mismos
objetivos que llevan los anaacutelisis de nuacutecleos convencionales Obviamente
esto solo es posible si existe una relacioacuten definida entre lo que se mide en
los registros y los paraacutemetros de roca de intereacutes para el Ingeniero Geoacutelogo
el Petrofiacutesico o el Ingeniero de Yacimientos
La principal funcioacuten del perfilaje de pozos es la localizacioacuten y
evaluacioacuten de los yacimientos de hidrocarburos
Validacioacuten de los Perfiles
Se realiza para verificar la calidad de los datos y la velocidad de perfilaje
Cada herramienta posee una velocidad de perfilaje oacuteptima a la cual la
calidad de los datos obtenidos es la mejor
Normalizacioacuten de las Curvas
La normalizacioacuten de los perfiles es realizada por un petrofiacutesico El perfil
que necesita ser normalizado con mayor frecuencia es la curva SP
Digitaslizacioacuten de los Perfiles
Existen perfiles de pozos antiguos que no se encuentran en formato
digital Estos pueden vectorizarse mediante el programa LogDB
7
- PROCESO DE INVASIOacuteN
Es la que se genera cuando la columna de lodo de perforacioacuten forza el
filtrado a penetrar en la formacioacuten permeable debido a la diferencia de
presioacuten entre esta y la formacioacuten
Efecto de la Invasioacuten
En la figura (a) se muestra la situacioacuten de los alrededores del pozo
durante la corrida de registros El pozo ha penetrado una serie de estratos de
roca de variada composicioacuten fiacutesica y quiacutemica Se presenta una secuencia de
areniscas y lutitas que son muy comunes en un campo petroliacutefero Como se
habiacutea mencionado anteriormente debido a la presioacuten diferencial que existe
entre la columna del lodo y el fluido de la formacioacuten origina una continua
infiltracioacuten del liacutequido barroso en las zonas porosas y permeable formaacutendose
asiacute raacutepidamente una torta de barro o revoque en la pared de la formacioacuten lo
cual limita la velocidad de las subsecuentes invasiones del filtrado La
resistividad del barro es Rm y la del revoque es Rmc y su espesor es tmc La
resistividad del filtrado acuoso es Rmf En la regioacuten que se halla
directamente detraacutes del revoque la inundacioacuten del filtrado de lodo es
bastante completa casi todo el agua de formacioacuten y una parte de los
hidrocarburos son desplazados por el filtrado
8
Figura (a) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten
Es imposible desplazar todos los hidrocarburos a traveacutes de este
proceso de inundacioacuten debido a que la permeabilidad relativa del petroacuteleo
llega a ser nula cuando todaviacutea existe alguna saturacioacuten de petroacuteleo La
resistividad de esta zona lavada es Rxo y la saturacioacuten de agua
(principalmente filtrado de lodo) es Sxo y en el caso de tener la presencia de
alguacuten hidrocarburo la saturacioacuten del hidrocarburo residual es Shr que es
igual a 1-Sxo Maacutes allaacute de esta zona lavada se halla una regioacuten en la cual la
inundacioacuten no es tan completa la invasioacuten del filtrado se reduce en la medida
que aumenta la distancia desde el pozo La resistividad promedio de esta
zona transicional de invasioacuten es Ri mientras que el promedio de la
saturacioacuten acuosa (agua de la formacioacuten y filtrado de lodo) es Si El diaacutemetro
promedio de la zona invadida es Di Maacutes allaacute de esta zona invadida se
encuentra una seccioacuten de la formacioacuten en la cual los fluidos no han sido
perturbados por la operacioacuten de perforacioacuten Esta seccioacuten tiene una
9
resistividad verdadera de formacioacuten de Rt y una saturacioacuten de agua (agua de
formacioacuten) de Sw La resistividad de esta agua de formacioacuten es Rw la figura
(b) ilustra esquemaacuteticamente las saturaciones de estas tres zonas
Figura (b) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten
En la figura (c) se muestran las resistividades relativas que pueden
esperarse en una arenisca permeable saturada de agua 100 que ha sido
invadida por un filtrado de lodo La resistividad del revoque es ligeramente
mayor que la del barro La resistividad Rxo de la zona lavada es mayor la del
revoque Rmc y es por lo menos tres veces de Rm y a veces
considerablemente mayor dependiendo de la porosidad Por ser una
10
arenisca de 100 agua la resistividad de la zona virgen Rt es igual a Ro Si
el agua de formacioacuten es maacutes salina que el filtrado entonces Rt = Ro es
menor Rxo En Cambio si Rw es mayor que Rmf entonces Rt = Ro gt Rxo
Entre ambas zonas existe una transicioacuten gradual de la resistividad seguacuten el
caso
Figura (c) Distribucioacuten de las resistividades en un intervalo saturado de agua
En la figura (d) se representa las situaciones despueacutes de la invasioacuten
cuando la arenisca estaacute saturada parcialmente de petroacuteleo previa a la
invasioacuten Tambieacuten aquiacute se forma una zona completamente inundada (Zona
lavada) pero en este caso la zona contiene algo de petroacuteleo residual Debido
a eso la resistividad de Rxo es maacutes alta de lo que era en el caso anterior La
resistividad Rt es tambieacuten bastante alta por la presencia del petroacuteleo y en
11
muchos casos es auacuten mayor que Rxo Durante la invasioacuten la tendencia es
que el filtrado de lodo vaya empujando delante de siacute el agua de formacioacuten
conjuntamente con el petroacuteleo Si la saturacioacuten de petroacuteleo es alta tendraacute
una permeabilidad relativa mayor que el agua y ser retiraraacute maacutes
raacutepidamente Esto da como resultado un incremento de la saturacioacuten del
agua de formacioacuten directamente en frente del filtrado de lodo lo que
ocasiona el desarrollo de un banco de agua de formacioacuten La movilidad del
agua de formacioacuten en ese banco es del mismo orden que la movilidad del
petroacuteleo
12
Figura (d) Distribucioacuten de la resistividades en una formacioacuten petroliacutefera
Este banco conforma la denominada zona anular que contiene agua y
petroacuteleo pero con una mayor saturacioacuten de agua y una menor resistividad
que la formacioacuten no invadida Esto genera un perfil de resistividad que pasa
por una disminucioacuten de la resistividad entre Rxo y Rt La existencia de esta
zona anular ha sido determinada tanto en el campo como en el laboratorio
Aun cuando el conocimiento de los factores que intervienen en su desarrollo
es aun incompleto se pueden no obstante adelantar algunas conclusiones
13
El miacutenimo que ocurre en el valor de la resistividad en la zona anularse hace
menos pronunciado en la medida en que aumenta la saturacioacuten de agua
connata en la zona no invadida y se desaparece casi totalmente cuando la
saturacioacuten de agua estaacute por encima de 60 El espesor del banco de agua
que comprende el anillo estaacute entre el 15 y el 25 por ciento del diaacutemetro de
invasioacuten Di Esto significa que el anillo se expande gradualmente en la
medida en que aumenta el diaacutemetro de invasioacuten La presencia del anillo no
afecta significativamente a la mayoriacutea de los registros de resistividad Sin
embargo su presencia si afecta notoriamente a la lectura de los registros de
Induccioacuten Esto es debido a que este tipo de dispositivo se basa en el
principio de circulacioacuten de una corriente inducida por el espacio donde se
desarrolla precisamente la zona anular Si esta zona tiene un miacutenimo que es
anormal en su resistividad este miacutenimo afectariacutea en la lectura del dispositivo
Profundidad de la invasioacuten en el momento del registro
Depende fundamentalmente de cuatro factores
Tiempo
Presioacuten diferencial entre el lodo y los fluidos de la formacioacuten
Caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo
Porosidad de la formacioacuten
El factor tiempo es importante porque mientras mayor sea el tiempo de
exposicioacuten de la formacioacuten mayor seraacute la profundidad de la invasioacuten
La caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo tiene importancia pues el
revoque es el factor que controla el movimiento del filtrado de lodo hacia el
interior de la formacioacuten Cualquier formacioacuten capaz de producir cantidades
comerciales de hidrocarburos posee una permeabilidad mayor que 1 md
14
pudiendo llegar hasta varios darcys La permeabilidad del revoque formada
por el lodo con baja peacuterdida da agua puede ser de 001 md Esto significa
que el revoque constituye una importante barrera a la penetracioacuten del filtrado
en la formacioacuten si la peacuterdida de agua del lodo es baja Si la peacuterdida de agua
del lodo es alta este formaraacute un revoque de mayor permeabilidad ademaacutes
de que aportaraacute una mayor cantidad de filtrado
Siendo el revoque el factor que controla la tasa volumeacutetrica de invasioacuten
de la formacioacuten la profundidad de la invasioacuten dependeraacute del tamantildeo del
espacio poroso disponible para contener el fluido invasor Por lo tanto a
mayor porosidad menor seraacute el diaacutemetro de invasioacuten (requiere menor
volumen de roca para alojar el filtrado) y viceversa
En realidad no es posible llegar a una definicioacuten exacta del diaacutemetro de
invasioacuten Di es el ldquodiaacutemetro eleacutectricamente equivalente de invasioacutenrdquo Este
corresponde al diaacutemetro de un cilindro cuya superficie se localiza a medio
camino entre la zona completamente lavada y el anillo (o la zona
contaminada en una arena acuiacutefera sin anillo) Por lo general en los caacutelculos
cuantitativos se usa un valor aproximado de Di
Para el propoacutesito de la interpretacioacuten de los registros se aproxima el valor
de Di entre 2d para las formaciones de alta porosidad y de 10d para las de
baja porosidad
- Perfiles resistivos e inductivos
Es un registro inducido La resistividad es la capacidad que tienen las
rocas de oponerse al paso de corriente eleacutectrica inducida y es el inverso de
la conductividad La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos
presentes en los poros de las rocas Proporciona evidencias del contenido de
15
fluidos en las rocas Si los poros de una formacioacuten contienen agua salada
presentaraacute alta conductividad y por lo tanto la resistividad seraacute baja pero si
estaacuten llenos de petroacuteleo o gas presentaraacute baja conductividad y por lo tanto la
resistividad seraacute alta Las rocas compactas poco porosas como las calizas
masivas poseen resistividades altas
TIPOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD
Existen dos tipos principales de perfiles resistivos el Perfil Lateral
(Laterolog) y el Perfil de Induccioacuten (Induction Log) El perfil lateral se utiliza
en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de induccioacuten se utiliza en lodos
resistivos (lodo fresco o base aceite)
Dentro de los Perfiles de Induccioacuten tenemos
a) SFL = Spherical Induction Log Para profundidades someras (05 ndash 15rsquo)
Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo)
b) MIL =LIM = Medium Induction Log Para distancias medias (15 ndash 30rsquo)
c) DIL =ILD = Deep Induction Log Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden
la resistividad de la formacioacuten (Rt)
Dentro de los Perfiles Laterales tenemos
a) MSFL = Microspheric Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo) Lee la
resistividad de la zona lavada (Rxo)
16
b) MLL = LLM = Micro Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo)
c) SLL =LL S = Someric Laterolog Para profundidades someras (05 y 15rsquo)
d) DLL =LL D = Deep Laterolog Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden
resistividad de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha en escala
logariacutetmica La unidad de medida es el ohm-m con un rango de valores que
va desde 02 hasta 2000 omh-m
Se lee de izquierda a derecha en escala logariacutetmica La unidad de
medida es el ohm-m con un rango de valores que va desde 02 hasta 2000
omh-m
El registro de resistividad tambieacuten se utiliza para estimar contactos
agua ndash petroacuteleo para calcular la resistividad del agua de formacioacuten (Rw) y la
resistividad verdadera de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha
- PERFIL POTENCIAL ESPONTANEA
Es un registro no inducido El SP de los materiales del subsuelo se
origina en las ceacutelulas electroquiacutemicas formadas por el contacto entre las
arcillas las arenas y el lodo de perforacioacuten y como consecuencia del efecto
electrocineacutetico de los fluidos que se mueven a traveacutes de la zona permeable
17
El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras
que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y
lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo
base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados
por el registro de GR
El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten
de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada
comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se
realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea
base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea
base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es
mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un
intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la
salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de
formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP
es negativo
Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen
registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros
SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la
salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio
ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a
las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto
el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)
18
El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables
(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas
(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)
para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de
formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad
- PERFILES DE POROSIDAD
Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son
los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas
Registro Neutroacutenico (CNL)
Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que
indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de
neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros
de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los
neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama
CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el
registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica
bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de
medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015
a 045 (ndash15 a 45 )
Registros de Densidad (FDC)
19
Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la
atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una
fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la
roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma
dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve
para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que
posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el
registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja
porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es
grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3
Registros Soacutenicos (BHC)
Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del
sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un
receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se
llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la
porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de
traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito
menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se
lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash
500) oacute el segpie (40 ndash 240)
COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS
20
1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE
RESISTIVIDAD
21
2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD
Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1
se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS
En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash
MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)
A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando
en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los
perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4
los perfiles especiales
22
- PERFILES DE POZOS ESPECIALES
Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto
costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo
estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR
Registro de Buzamiento (Dipmeter)
El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los
cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de
lecturas de resistividad
Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos
estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya
que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes
dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos
en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo
de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un
buzamiento estructural sobre una lutita
23
Falla Normal
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Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)
El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos
petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas
complejas
Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos
magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten
cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos
magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos
naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La
herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios
estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute
muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos
25
Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se
deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m
(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos
poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima
de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros
grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten
de granos maacutes gruesos
De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y
reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una
discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo
de la superficie terrestre
En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los
datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad
cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos
finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior
de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por
ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para
este pozo
Registro de Imaacutegenes (FMI)
Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el
subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y
para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener
por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por
resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se
denomina FMI
26
27
Registro RFT
Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se
encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de
ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya
que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de
presioacuten
La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos
para calibrar contactos maacutes precisos
28
En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y
resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta
RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por
los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente
gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de
lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes
Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una
profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede
resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede
llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto
del pozo
Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)
Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y
la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder
determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea
homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y
verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la
roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas
heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las
resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en
este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea
29
Rv Rh ===gt Anisotropiacutea
Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras
porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla
laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada
El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que
estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas
(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de
intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor
30
CONCLUSIONES
bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in
situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del
pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes
herramientas geofiacutesicas
bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan
de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas
directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos
bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a
estudiar
bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es
necesario utilizar un conjunto de ellos
bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de
formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y
31
desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del
equipo y el tipo de informacioacuten deseada
bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los
registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos
bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad
medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten
supuesta de porosidad 100 llena de agua
bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de
las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de
no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes
precisos
bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar
la porosidad del yacimiento y su litologiacutea
bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten
es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m
32
RECOMENDACIONES
Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los
pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las
reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se
justifique la inversioacuten del pozo
Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la
ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no
presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista
demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos
Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar
la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y
desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)
33
Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea
del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor
al que se desea llegar
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos
qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1
httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf
httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload
httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf
34
ANEXOS
35
RESUMEN DE LOS PERFILES MAacuteS IMPORTANTES
36
37
La interpretacioacuten de los perfiles puede ser dirigida a los mismos
objetivos que llevan los anaacutelisis de nuacutecleos convencionales Obviamente
esto solo es posible si existe una relacioacuten definida entre lo que se mide en
los registros y los paraacutemetros de roca de intereacutes para el Ingeniero Geoacutelogo
el Petrofiacutesico o el Ingeniero de Yacimientos
La principal funcioacuten del perfilaje de pozos es la localizacioacuten y
evaluacioacuten de los yacimientos de hidrocarburos
Validacioacuten de los Perfiles
Se realiza para verificar la calidad de los datos y la velocidad de perfilaje
Cada herramienta posee una velocidad de perfilaje oacuteptima a la cual la
calidad de los datos obtenidos es la mejor
Normalizacioacuten de las Curvas
La normalizacioacuten de los perfiles es realizada por un petrofiacutesico El perfil
que necesita ser normalizado con mayor frecuencia es la curva SP
Digitaslizacioacuten de los Perfiles
Existen perfiles de pozos antiguos que no se encuentran en formato
digital Estos pueden vectorizarse mediante el programa LogDB
7
- PROCESO DE INVASIOacuteN
Es la que se genera cuando la columna de lodo de perforacioacuten forza el
filtrado a penetrar en la formacioacuten permeable debido a la diferencia de
presioacuten entre esta y la formacioacuten
Efecto de la Invasioacuten
En la figura (a) se muestra la situacioacuten de los alrededores del pozo
durante la corrida de registros El pozo ha penetrado una serie de estratos de
roca de variada composicioacuten fiacutesica y quiacutemica Se presenta una secuencia de
areniscas y lutitas que son muy comunes en un campo petroliacutefero Como se
habiacutea mencionado anteriormente debido a la presioacuten diferencial que existe
entre la columna del lodo y el fluido de la formacioacuten origina una continua
infiltracioacuten del liacutequido barroso en las zonas porosas y permeable formaacutendose
asiacute raacutepidamente una torta de barro o revoque en la pared de la formacioacuten lo
cual limita la velocidad de las subsecuentes invasiones del filtrado La
resistividad del barro es Rm y la del revoque es Rmc y su espesor es tmc La
resistividad del filtrado acuoso es Rmf En la regioacuten que se halla
directamente detraacutes del revoque la inundacioacuten del filtrado de lodo es
bastante completa casi todo el agua de formacioacuten y una parte de los
hidrocarburos son desplazados por el filtrado
8
Figura (a) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten
Es imposible desplazar todos los hidrocarburos a traveacutes de este
proceso de inundacioacuten debido a que la permeabilidad relativa del petroacuteleo
llega a ser nula cuando todaviacutea existe alguna saturacioacuten de petroacuteleo La
resistividad de esta zona lavada es Rxo y la saturacioacuten de agua
(principalmente filtrado de lodo) es Sxo y en el caso de tener la presencia de
alguacuten hidrocarburo la saturacioacuten del hidrocarburo residual es Shr que es
igual a 1-Sxo Maacutes allaacute de esta zona lavada se halla una regioacuten en la cual la
inundacioacuten no es tan completa la invasioacuten del filtrado se reduce en la medida
que aumenta la distancia desde el pozo La resistividad promedio de esta
zona transicional de invasioacuten es Ri mientras que el promedio de la
saturacioacuten acuosa (agua de la formacioacuten y filtrado de lodo) es Si El diaacutemetro
promedio de la zona invadida es Di Maacutes allaacute de esta zona invadida se
encuentra una seccioacuten de la formacioacuten en la cual los fluidos no han sido
perturbados por la operacioacuten de perforacioacuten Esta seccioacuten tiene una
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resistividad verdadera de formacioacuten de Rt y una saturacioacuten de agua (agua de
formacioacuten) de Sw La resistividad de esta agua de formacioacuten es Rw la figura
(b) ilustra esquemaacuteticamente las saturaciones de estas tres zonas
Figura (b) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten
En la figura (c) se muestran las resistividades relativas que pueden
esperarse en una arenisca permeable saturada de agua 100 que ha sido
invadida por un filtrado de lodo La resistividad del revoque es ligeramente
mayor que la del barro La resistividad Rxo de la zona lavada es mayor la del
revoque Rmc y es por lo menos tres veces de Rm y a veces
considerablemente mayor dependiendo de la porosidad Por ser una
10
arenisca de 100 agua la resistividad de la zona virgen Rt es igual a Ro Si
el agua de formacioacuten es maacutes salina que el filtrado entonces Rt = Ro es
menor Rxo En Cambio si Rw es mayor que Rmf entonces Rt = Ro gt Rxo
Entre ambas zonas existe una transicioacuten gradual de la resistividad seguacuten el
caso
Figura (c) Distribucioacuten de las resistividades en un intervalo saturado de agua
En la figura (d) se representa las situaciones despueacutes de la invasioacuten
cuando la arenisca estaacute saturada parcialmente de petroacuteleo previa a la
invasioacuten Tambieacuten aquiacute se forma una zona completamente inundada (Zona
lavada) pero en este caso la zona contiene algo de petroacuteleo residual Debido
a eso la resistividad de Rxo es maacutes alta de lo que era en el caso anterior La
resistividad Rt es tambieacuten bastante alta por la presencia del petroacuteleo y en
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muchos casos es auacuten mayor que Rxo Durante la invasioacuten la tendencia es
que el filtrado de lodo vaya empujando delante de siacute el agua de formacioacuten
conjuntamente con el petroacuteleo Si la saturacioacuten de petroacuteleo es alta tendraacute
una permeabilidad relativa mayor que el agua y ser retiraraacute maacutes
raacutepidamente Esto da como resultado un incremento de la saturacioacuten del
agua de formacioacuten directamente en frente del filtrado de lodo lo que
ocasiona el desarrollo de un banco de agua de formacioacuten La movilidad del
agua de formacioacuten en ese banco es del mismo orden que la movilidad del
petroacuteleo
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Figura (d) Distribucioacuten de la resistividades en una formacioacuten petroliacutefera
Este banco conforma la denominada zona anular que contiene agua y
petroacuteleo pero con una mayor saturacioacuten de agua y una menor resistividad
que la formacioacuten no invadida Esto genera un perfil de resistividad que pasa
por una disminucioacuten de la resistividad entre Rxo y Rt La existencia de esta
zona anular ha sido determinada tanto en el campo como en el laboratorio
Aun cuando el conocimiento de los factores que intervienen en su desarrollo
es aun incompleto se pueden no obstante adelantar algunas conclusiones
13
El miacutenimo que ocurre en el valor de la resistividad en la zona anularse hace
menos pronunciado en la medida en que aumenta la saturacioacuten de agua
connata en la zona no invadida y se desaparece casi totalmente cuando la
saturacioacuten de agua estaacute por encima de 60 El espesor del banco de agua
que comprende el anillo estaacute entre el 15 y el 25 por ciento del diaacutemetro de
invasioacuten Di Esto significa que el anillo se expande gradualmente en la
medida en que aumenta el diaacutemetro de invasioacuten La presencia del anillo no
afecta significativamente a la mayoriacutea de los registros de resistividad Sin
embargo su presencia si afecta notoriamente a la lectura de los registros de
Induccioacuten Esto es debido a que este tipo de dispositivo se basa en el
principio de circulacioacuten de una corriente inducida por el espacio donde se
desarrolla precisamente la zona anular Si esta zona tiene un miacutenimo que es
anormal en su resistividad este miacutenimo afectariacutea en la lectura del dispositivo
Profundidad de la invasioacuten en el momento del registro
Depende fundamentalmente de cuatro factores
Tiempo
Presioacuten diferencial entre el lodo y los fluidos de la formacioacuten
Caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo
Porosidad de la formacioacuten
El factor tiempo es importante porque mientras mayor sea el tiempo de
exposicioacuten de la formacioacuten mayor seraacute la profundidad de la invasioacuten
La caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo tiene importancia pues el
revoque es el factor que controla el movimiento del filtrado de lodo hacia el
interior de la formacioacuten Cualquier formacioacuten capaz de producir cantidades
comerciales de hidrocarburos posee una permeabilidad mayor que 1 md
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pudiendo llegar hasta varios darcys La permeabilidad del revoque formada
por el lodo con baja peacuterdida da agua puede ser de 001 md Esto significa
que el revoque constituye una importante barrera a la penetracioacuten del filtrado
en la formacioacuten si la peacuterdida de agua del lodo es baja Si la peacuterdida de agua
del lodo es alta este formaraacute un revoque de mayor permeabilidad ademaacutes
de que aportaraacute una mayor cantidad de filtrado
Siendo el revoque el factor que controla la tasa volumeacutetrica de invasioacuten
de la formacioacuten la profundidad de la invasioacuten dependeraacute del tamantildeo del
espacio poroso disponible para contener el fluido invasor Por lo tanto a
mayor porosidad menor seraacute el diaacutemetro de invasioacuten (requiere menor
volumen de roca para alojar el filtrado) y viceversa
En realidad no es posible llegar a una definicioacuten exacta del diaacutemetro de
invasioacuten Di es el ldquodiaacutemetro eleacutectricamente equivalente de invasioacutenrdquo Este
corresponde al diaacutemetro de un cilindro cuya superficie se localiza a medio
camino entre la zona completamente lavada y el anillo (o la zona
contaminada en una arena acuiacutefera sin anillo) Por lo general en los caacutelculos
cuantitativos se usa un valor aproximado de Di
Para el propoacutesito de la interpretacioacuten de los registros se aproxima el valor
de Di entre 2d para las formaciones de alta porosidad y de 10d para las de
baja porosidad
- Perfiles resistivos e inductivos
Es un registro inducido La resistividad es la capacidad que tienen las
rocas de oponerse al paso de corriente eleacutectrica inducida y es el inverso de
la conductividad La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos
presentes en los poros de las rocas Proporciona evidencias del contenido de
15
fluidos en las rocas Si los poros de una formacioacuten contienen agua salada
presentaraacute alta conductividad y por lo tanto la resistividad seraacute baja pero si
estaacuten llenos de petroacuteleo o gas presentaraacute baja conductividad y por lo tanto la
resistividad seraacute alta Las rocas compactas poco porosas como las calizas
masivas poseen resistividades altas
TIPOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD
Existen dos tipos principales de perfiles resistivos el Perfil Lateral
(Laterolog) y el Perfil de Induccioacuten (Induction Log) El perfil lateral se utiliza
en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de induccioacuten se utiliza en lodos
resistivos (lodo fresco o base aceite)
Dentro de los Perfiles de Induccioacuten tenemos
a) SFL = Spherical Induction Log Para profundidades someras (05 ndash 15rsquo)
Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo)
b) MIL =LIM = Medium Induction Log Para distancias medias (15 ndash 30rsquo)
c) DIL =ILD = Deep Induction Log Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden
la resistividad de la formacioacuten (Rt)
Dentro de los Perfiles Laterales tenemos
a) MSFL = Microspheric Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo) Lee la
resistividad de la zona lavada (Rxo)
16
b) MLL = LLM = Micro Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo)
c) SLL =LL S = Someric Laterolog Para profundidades someras (05 y 15rsquo)
d) DLL =LL D = Deep Laterolog Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden
resistividad de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha en escala
logariacutetmica La unidad de medida es el ohm-m con un rango de valores que
va desde 02 hasta 2000 omh-m
Se lee de izquierda a derecha en escala logariacutetmica La unidad de
medida es el ohm-m con un rango de valores que va desde 02 hasta 2000
omh-m
El registro de resistividad tambieacuten se utiliza para estimar contactos
agua ndash petroacuteleo para calcular la resistividad del agua de formacioacuten (Rw) y la
resistividad verdadera de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha
- PERFIL POTENCIAL ESPONTANEA
Es un registro no inducido El SP de los materiales del subsuelo se
origina en las ceacutelulas electroquiacutemicas formadas por el contacto entre las
arcillas las arenas y el lodo de perforacioacuten y como consecuencia del efecto
electrocineacutetico de los fluidos que se mueven a traveacutes de la zona permeable
17
El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras
que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y
lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo
base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados
por el registro de GR
El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten
de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada
comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se
realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea
base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea
base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es
mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un
intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la
salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de
formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP
es negativo
Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen
registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros
SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la
salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio
ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a
las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto
el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)
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El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables
(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas
(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)
para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de
formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad
- PERFILES DE POROSIDAD
Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son
los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas
Registro Neutroacutenico (CNL)
Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que
indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de
neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros
de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los
neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama
CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el
registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica
bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de
medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015
a 045 (ndash15 a 45 )
Registros de Densidad (FDC)
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Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la
atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una
fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la
roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma
dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve
para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que
posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el
registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja
porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es
grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3
Registros Soacutenicos (BHC)
Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del
sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un
receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se
llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la
porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de
traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito
menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se
lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash
500) oacute el segpie (40 ndash 240)
COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS
20
1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE
RESISTIVIDAD
21
2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD
Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1
se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS
En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash
MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)
A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando
en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los
perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4
los perfiles especiales
22
- PERFILES DE POZOS ESPECIALES
Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto
costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo
estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR
Registro de Buzamiento (Dipmeter)
El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los
cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de
lecturas de resistividad
Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos
estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya
que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes
dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos
en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo
de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un
buzamiento estructural sobre una lutita
23
Falla Normal
24
Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)
El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos
petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas
complejas
Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos
magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten
cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos
magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos
naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La
herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios
estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute
muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos
25
Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se
deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m
(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos
poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima
de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros
grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten
de granos maacutes gruesos
De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y
reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una
discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo
de la superficie terrestre
En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los
datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad
cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos
finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior
de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por
ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para
este pozo
Registro de Imaacutegenes (FMI)
Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el
subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y
para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener
por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por
resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se
denomina FMI
26
27
Registro RFT
Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se
encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de
ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya
que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de
presioacuten
La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos
para calibrar contactos maacutes precisos
28
En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y
resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta
RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por
los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente
gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de
lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes
Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una
profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede
resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede
llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto
del pozo
Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)
Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y
la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder
determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea
homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y
verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la
roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas
heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las
resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en
este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea
29
Rv Rh ===gt Anisotropiacutea
Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras
porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla
laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada
El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que
estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas
(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de
intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor
30
CONCLUSIONES
bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in
situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del
pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes
herramientas geofiacutesicas
bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan
de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas
directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos
bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a
estudiar
bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es
necesario utilizar un conjunto de ellos
bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de
formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y
31
desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del
equipo y el tipo de informacioacuten deseada
bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los
registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos
bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad
medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten
supuesta de porosidad 100 llena de agua
bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de
las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de
no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes
precisos
bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar
la porosidad del yacimiento y su litologiacutea
bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten
es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m
32
RECOMENDACIONES
Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los
pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las
reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se
justifique la inversioacuten del pozo
Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la
ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no
presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista
demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos
Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar
la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y
desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)
33
Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea
del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor
al que se desea llegar
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos
qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1
httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf
httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload
httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf
34
ANEXOS
35
RESUMEN DE LOS PERFILES MAacuteS IMPORTANTES
36
37
- PROCESO DE INVASIOacuteN
Es la que se genera cuando la columna de lodo de perforacioacuten forza el
filtrado a penetrar en la formacioacuten permeable debido a la diferencia de
presioacuten entre esta y la formacioacuten
Efecto de la Invasioacuten
En la figura (a) se muestra la situacioacuten de los alrededores del pozo
durante la corrida de registros El pozo ha penetrado una serie de estratos de
roca de variada composicioacuten fiacutesica y quiacutemica Se presenta una secuencia de
areniscas y lutitas que son muy comunes en un campo petroliacutefero Como se
habiacutea mencionado anteriormente debido a la presioacuten diferencial que existe
entre la columna del lodo y el fluido de la formacioacuten origina una continua
infiltracioacuten del liacutequido barroso en las zonas porosas y permeable formaacutendose
asiacute raacutepidamente una torta de barro o revoque en la pared de la formacioacuten lo
cual limita la velocidad de las subsecuentes invasiones del filtrado La
resistividad del barro es Rm y la del revoque es Rmc y su espesor es tmc La
resistividad del filtrado acuoso es Rmf En la regioacuten que se halla
directamente detraacutes del revoque la inundacioacuten del filtrado de lodo es
bastante completa casi todo el agua de formacioacuten y una parte de los
hidrocarburos son desplazados por el filtrado
8
Figura (a) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten
Es imposible desplazar todos los hidrocarburos a traveacutes de este
proceso de inundacioacuten debido a que la permeabilidad relativa del petroacuteleo
llega a ser nula cuando todaviacutea existe alguna saturacioacuten de petroacuteleo La
resistividad de esta zona lavada es Rxo y la saturacioacuten de agua
(principalmente filtrado de lodo) es Sxo y en el caso de tener la presencia de
alguacuten hidrocarburo la saturacioacuten del hidrocarburo residual es Shr que es
igual a 1-Sxo Maacutes allaacute de esta zona lavada se halla una regioacuten en la cual la
inundacioacuten no es tan completa la invasioacuten del filtrado se reduce en la medida
que aumenta la distancia desde el pozo La resistividad promedio de esta
zona transicional de invasioacuten es Ri mientras que el promedio de la
saturacioacuten acuosa (agua de la formacioacuten y filtrado de lodo) es Si El diaacutemetro
promedio de la zona invadida es Di Maacutes allaacute de esta zona invadida se
encuentra una seccioacuten de la formacioacuten en la cual los fluidos no han sido
perturbados por la operacioacuten de perforacioacuten Esta seccioacuten tiene una
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resistividad verdadera de formacioacuten de Rt y una saturacioacuten de agua (agua de
formacioacuten) de Sw La resistividad de esta agua de formacioacuten es Rw la figura
(b) ilustra esquemaacuteticamente las saturaciones de estas tres zonas
Figura (b) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten
En la figura (c) se muestran las resistividades relativas que pueden
esperarse en una arenisca permeable saturada de agua 100 que ha sido
invadida por un filtrado de lodo La resistividad del revoque es ligeramente
mayor que la del barro La resistividad Rxo de la zona lavada es mayor la del
revoque Rmc y es por lo menos tres veces de Rm y a veces
considerablemente mayor dependiendo de la porosidad Por ser una
10
arenisca de 100 agua la resistividad de la zona virgen Rt es igual a Ro Si
el agua de formacioacuten es maacutes salina que el filtrado entonces Rt = Ro es
menor Rxo En Cambio si Rw es mayor que Rmf entonces Rt = Ro gt Rxo
Entre ambas zonas existe una transicioacuten gradual de la resistividad seguacuten el
caso
Figura (c) Distribucioacuten de las resistividades en un intervalo saturado de agua
En la figura (d) se representa las situaciones despueacutes de la invasioacuten
cuando la arenisca estaacute saturada parcialmente de petroacuteleo previa a la
invasioacuten Tambieacuten aquiacute se forma una zona completamente inundada (Zona
lavada) pero en este caso la zona contiene algo de petroacuteleo residual Debido
a eso la resistividad de Rxo es maacutes alta de lo que era en el caso anterior La
resistividad Rt es tambieacuten bastante alta por la presencia del petroacuteleo y en
11
muchos casos es auacuten mayor que Rxo Durante la invasioacuten la tendencia es
que el filtrado de lodo vaya empujando delante de siacute el agua de formacioacuten
conjuntamente con el petroacuteleo Si la saturacioacuten de petroacuteleo es alta tendraacute
una permeabilidad relativa mayor que el agua y ser retiraraacute maacutes
raacutepidamente Esto da como resultado un incremento de la saturacioacuten del
agua de formacioacuten directamente en frente del filtrado de lodo lo que
ocasiona el desarrollo de un banco de agua de formacioacuten La movilidad del
agua de formacioacuten en ese banco es del mismo orden que la movilidad del
petroacuteleo
12
Figura (d) Distribucioacuten de la resistividades en una formacioacuten petroliacutefera
Este banco conforma la denominada zona anular que contiene agua y
petroacuteleo pero con una mayor saturacioacuten de agua y una menor resistividad
que la formacioacuten no invadida Esto genera un perfil de resistividad que pasa
por una disminucioacuten de la resistividad entre Rxo y Rt La existencia de esta
zona anular ha sido determinada tanto en el campo como en el laboratorio
Aun cuando el conocimiento de los factores que intervienen en su desarrollo
es aun incompleto se pueden no obstante adelantar algunas conclusiones
13
El miacutenimo que ocurre en el valor de la resistividad en la zona anularse hace
menos pronunciado en la medida en que aumenta la saturacioacuten de agua
connata en la zona no invadida y se desaparece casi totalmente cuando la
saturacioacuten de agua estaacute por encima de 60 El espesor del banco de agua
que comprende el anillo estaacute entre el 15 y el 25 por ciento del diaacutemetro de
invasioacuten Di Esto significa que el anillo se expande gradualmente en la
medida en que aumenta el diaacutemetro de invasioacuten La presencia del anillo no
afecta significativamente a la mayoriacutea de los registros de resistividad Sin
embargo su presencia si afecta notoriamente a la lectura de los registros de
Induccioacuten Esto es debido a que este tipo de dispositivo se basa en el
principio de circulacioacuten de una corriente inducida por el espacio donde se
desarrolla precisamente la zona anular Si esta zona tiene un miacutenimo que es
anormal en su resistividad este miacutenimo afectariacutea en la lectura del dispositivo
Profundidad de la invasioacuten en el momento del registro
Depende fundamentalmente de cuatro factores
Tiempo
Presioacuten diferencial entre el lodo y los fluidos de la formacioacuten
Caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo
Porosidad de la formacioacuten
El factor tiempo es importante porque mientras mayor sea el tiempo de
exposicioacuten de la formacioacuten mayor seraacute la profundidad de la invasioacuten
La caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo tiene importancia pues el
revoque es el factor que controla el movimiento del filtrado de lodo hacia el
interior de la formacioacuten Cualquier formacioacuten capaz de producir cantidades
comerciales de hidrocarburos posee una permeabilidad mayor que 1 md
14
pudiendo llegar hasta varios darcys La permeabilidad del revoque formada
por el lodo con baja peacuterdida da agua puede ser de 001 md Esto significa
que el revoque constituye una importante barrera a la penetracioacuten del filtrado
en la formacioacuten si la peacuterdida de agua del lodo es baja Si la peacuterdida de agua
del lodo es alta este formaraacute un revoque de mayor permeabilidad ademaacutes
de que aportaraacute una mayor cantidad de filtrado
Siendo el revoque el factor que controla la tasa volumeacutetrica de invasioacuten
de la formacioacuten la profundidad de la invasioacuten dependeraacute del tamantildeo del
espacio poroso disponible para contener el fluido invasor Por lo tanto a
mayor porosidad menor seraacute el diaacutemetro de invasioacuten (requiere menor
volumen de roca para alojar el filtrado) y viceversa
En realidad no es posible llegar a una definicioacuten exacta del diaacutemetro de
invasioacuten Di es el ldquodiaacutemetro eleacutectricamente equivalente de invasioacutenrdquo Este
corresponde al diaacutemetro de un cilindro cuya superficie se localiza a medio
camino entre la zona completamente lavada y el anillo (o la zona
contaminada en una arena acuiacutefera sin anillo) Por lo general en los caacutelculos
cuantitativos se usa un valor aproximado de Di
Para el propoacutesito de la interpretacioacuten de los registros se aproxima el valor
de Di entre 2d para las formaciones de alta porosidad y de 10d para las de
baja porosidad
- Perfiles resistivos e inductivos
Es un registro inducido La resistividad es la capacidad que tienen las
rocas de oponerse al paso de corriente eleacutectrica inducida y es el inverso de
la conductividad La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos
presentes en los poros de las rocas Proporciona evidencias del contenido de
15
fluidos en las rocas Si los poros de una formacioacuten contienen agua salada
presentaraacute alta conductividad y por lo tanto la resistividad seraacute baja pero si
estaacuten llenos de petroacuteleo o gas presentaraacute baja conductividad y por lo tanto la
resistividad seraacute alta Las rocas compactas poco porosas como las calizas
masivas poseen resistividades altas
TIPOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD
Existen dos tipos principales de perfiles resistivos el Perfil Lateral
(Laterolog) y el Perfil de Induccioacuten (Induction Log) El perfil lateral se utiliza
en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de induccioacuten se utiliza en lodos
resistivos (lodo fresco o base aceite)
Dentro de los Perfiles de Induccioacuten tenemos
a) SFL = Spherical Induction Log Para profundidades someras (05 ndash 15rsquo)
Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo)
b) MIL =LIM = Medium Induction Log Para distancias medias (15 ndash 30rsquo)
c) DIL =ILD = Deep Induction Log Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden
la resistividad de la formacioacuten (Rt)
Dentro de los Perfiles Laterales tenemos
a) MSFL = Microspheric Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo) Lee la
resistividad de la zona lavada (Rxo)
16
b) MLL = LLM = Micro Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo)
c) SLL =LL S = Someric Laterolog Para profundidades someras (05 y 15rsquo)
d) DLL =LL D = Deep Laterolog Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden
resistividad de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha en escala
logariacutetmica La unidad de medida es el ohm-m con un rango de valores que
va desde 02 hasta 2000 omh-m
Se lee de izquierda a derecha en escala logariacutetmica La unidad de
medida es el ohm-m con un rango de valores que va desde 02 hasta 2000
omh-m
El registro de resistividad tambieacuten se utiliza para estimar contactos
agua ndash petroacuteleo para calcular la resistividad del agua de formacioacuten (Rw) y la
resistividad verdadera de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha
- PERFIL POTENCIAL ESPONTANEA
Es un registro no inducido El SP de los materiales del subsuelo se
origina en las ceacutelulas electroquiacutemicas formadas por el contacto entre las
arcillas las arenas y el lodo de perforacioacuten y como consecuencia del efecto
electrocineacutetico de los fluidos que se mueven a traveacutes de la zona permeable
17
El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras
que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y
lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo
base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados
por el registro de GR
El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten
de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada
comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se
realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea
base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea
base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es
mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un
intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la
salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de
formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP
es negativo
Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen
registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros
SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la
salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio
ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a
las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto
el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)
18
El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables
(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas
(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)
para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de
formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad
- PERFILES DE POROSIDAD
Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son
los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas
Registro Neutroacutenico (CNL)
Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que
indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de
neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros
de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los
neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama
CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el
registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica
bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de
medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015
a 045 (ndash15 a 45 )
Registros de Densidad (FDC)
19
Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la
atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una
fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la
roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma
dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve
para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que
posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el
registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja
porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es
grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3
Registros Soacutenicos (BHC)
Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del
sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un
receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se
llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la
porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de
traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito
menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se
lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash
500) oacute el segpie (40 ndash 240)
COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS
20
1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE
RESISTIVIDAD
21
2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD
Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1
se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS
En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash
MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)
A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando
en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los
perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4
los perfiles especiales
22
- PERFILES DE POZOS ESPECIALES
Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto
costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo
estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR
Registro de Buzamiento (Dipmeter)
El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los
cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de
lecturas de resistividad
Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos
estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya
que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes
dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos
en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo
de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un
buzamiento estructural sobre una lutita
23
Falla Normal
24
Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)
El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos
petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas
complejas
Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos
magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten
cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos
magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos
naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La
herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios
estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute
muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos
25
Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se
deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m
(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos
poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima
de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros
grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten
de granos maacutes gruesos
De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y
reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una
discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo
de la superficie terrestre
En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los
datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad
cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos
finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior
de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por
ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para
este pozo
Registro de Imaacutegenes (FMI)
Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el
subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y
para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener
por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por
resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se
denomina FMI
26
27
Registro RFT
Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se
encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de
ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya
que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de
presioacuten
La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos
para calibrar contactos maacutes precisos
28
En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y
resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta
RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por
los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente
gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de
lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes
Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una
profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede
resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede
llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto
del pozo
Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)
Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y
la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder
determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea
homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y
verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la
roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas
heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las
resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en
este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea
29
Rv Rh ===gt Anisotropiacutea
Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras
porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla
laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada
El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que
estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas
(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de
intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor
30
CONCLUSIONES
bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in
situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del
pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes
herramientas geofiacutesicas
bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan
de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas
directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos
bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a
estudiar
bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es
necesario utilizar un conjunto de ellos
bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de
formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y
31
desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del
equipo y el tipo de informacioacuten deseada
bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los
registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos
bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad
medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten
supuesta de porosidad 100 llena de agua
bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de
las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de
no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes
precisos
bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar
la porosidad del yacimiento y su litologiacutea
bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten
es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m
32
RECOMENDACIONES
Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los
pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las
reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se
justifique la inversioacuten del pozo
Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la
ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no
presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista
demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos
Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar
la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y
desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)
33
Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea
del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor
al que se desea llegar
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos
qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1
httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf
httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload
httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf
34
ANEXOS
35
RESUMEN DE LOS PERFILES MAacuteS IMPORTANTES
36
37
Figura (a) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten
Es imposible desplazar todos los hidrocarburos a traveacutes de este
proceso de inundacioacuten debido a que la permeabilidad relativa del petroacuteleo
llega a ser nula cuando todaviacutea existe alguna saturacioacuten de petroacuteleo La
resistividad de esta zona lavada es Rxo y la saturacioacuten de agua
(principalmente filtrado de lodo) es Sxo y en el caso de tener la presencia de
alguacuten hidrocarburo la saturacioacuten del hidrocarburo residual es Shr que es
igual a 1-Sxo Maacutes allaacute de esta zona lavada se halla una regioacuten en la cual la
inundacioacuten no es tan completa la invasioacuten del filtrado se reduce en la medida
que aumenta la distancia desde el pozo La resistividad promedio de esta
zona transicional de invasioacuten es Ri mientras que el promedio de la
saturacioacuten acuosa (agua de la formacioacuten y filtrado de lodo) es Si El diaacutemetro
promedio de la zona invadida es Di Maacutes allaacute de esta zona invadida se
encuentra una seccioacuten de la formacioacuten en la cual los fluidos no han sido
perturbados por la operacioacuten de perforacioacuten Esta seccioacuten tiene una
9
resistividad verdadera de formacioacuten de Rt y una saturacioacuten de agua (agua de
formacioacuten) de Sw La resistividad de esta agua de formacioacuten es Rw la figura
(b) ilustra esquemaacuteticamente las saturaciones de estas tres zonas
Figura (b) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten
En la figura (c) se muestran las resistividades relativas que pueden
esperarse en una arenisca permeable saturada de agua 100 que ha sido
invadida por un filtrado de lodo La resistividad del revoque es ligeramente
mayor que la del barro La resistividad Rxo de la zona lavada es mayor la del
revoque Rmc y es por lo menos tres veces de Rm y a veces
considerablemente mayor dependiendo de la porosidad Por ser una
10
arenisca de 100 agua la resistividad de la zona virgen Rt es igual a Ro Si
el agua de formacioacuten es maacutes salina que el filtrado entonces Rt = Ro es
menor Rxo En Cambio si Rw es mayor que Rmf entonces Rt = Ro gt Rxo
Entre ambas zonas existe una transicioacuten gradual de la resistividad seguacuten el
caso
Figura (c) Distribucioacuten de las resistividades en un intervalo saturado de agua
En la figura (d) se representa las situaciones despueacutes de la invasioacuten
cuando la arenisca estaacute saturada parcialmente de petroacuteleo previa a la
invasioacuten Tambieacuten aquiacute se forma una zona completamente inundada (Zona
lavada) pero en este caso la zona contiene algo de petroacuteleo residual Debido
a eso la resistividad de Rxo es maacutes alta de lo que era en el caso anterior La
resistividad Rt es tambieacuten bastante alta por la presencia del petroacuteleo y en
11
muchos casos es auacuten mayor que Rxo Durante la invasioacuten la tendencia es
que el filtrado de lodo vaya empujando delante de siacute el agua de formacioacuten
conjuntamente con el petroacuteleo Si la saturacioacuten de petroacuteleo es alta tendraacute
una permeabilidad relativa mayor que el agua y ser retiraraacute maacutes
raacutepidamente Esto da como resultado un incremento de la saturacioacuten del
agua de formacioacuten directamente en frente del filtrado de lodo lo que
ocasiona el desarrollo de un banco de agua de formacioacuten La movilidad del
agua de formacioacuten en ese banco es del mismo orden que la movilidad del
petroacuteleo
12
Figura (d) Distribucioacuten de la resistividades en una formacioacuten petroliacutefera
Este banco conforma la denominada zona anular que contiene agua y
petroacuteleo pero con una mayor saturacioacuten de agua y una menor resistividad
que la formacioacuten no invadida Esto genera un perfil de resistividad que pasa
por una disminucioacuten de la resistividad entre Rxo y Rt La existencia de esta
zona anular ha sido determinada tanto en el campo como en el laboratorio
Aun cuando el conocimiento de los factores que intervienen en su desarrollo
es aun incompleto se pueden no obstante adelantar algunas conclusiones
13
El miacutenimo que ocurre en el valor de la resistividad en la zona anularse hace
menos pronunciado en la medida en que aumenta la saturacioacuten de agua
connata en la zona no invadida y se desaparece casi totalmente cuando la
saturacioacuten de agua estaacute por encima de 60 El espesor del banco de agua
que comprende el anillo estaacute entre el 15 y el 25 por ciento del diaacutemetro de
invasioacuten Di Esto significa que el anillo se expande gradualmente en la
medida en que aumenta el diaacutemetro de invasioacuten La presencia del anillo no
afecta significativamente a la mayoriacutea de los registros de resistividad Sin
embargo su presencia si afecta notoriamente a la lectura de los registros de
Induccioacuten Esto es debido a que este tipo de dispositivo se basa en el
principio de circulacioacuten de una corriente inducida por el espacio donde se
desarrolla precisamente la zona anular Si esta zona tiene un miacutenimo que es
anormal en su resistividad este miacutenimo afectariacutea en la lectura del dispositivo
Profundidad de la invasioacuten en el momento del registro
Depende fundamentalmente de cuatro factores
Tiempo
Presioacuten diferencial entre el lodo y los fluidos de la formacioacuten
Caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo
Porosidad de la formacioacuten
El factor tiempo es importante porque mientras mayor sea el tiempo de
exposicioacuten de la formacioacuten mayor seraacute la profundidad de la invasioacuten
La caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo tiene importancia pues el
revoque es el factor que controla el movimiento del filtrado de lodo hacia el
interior de la formacioacuten Cualquier formacioacuten capaz de producir cantidades
comerciales de hidrocarburos posee una permeabilidad mayor que 1 md
14
pudiendo llegar hasta varios darcys La permeabilidad del revoque formada
por el lodo con baja peacuterdida da agua puede ser de 001 md Esto significa
que el revoque constituye una importante barrera a la penetracioacuten del filtrado
en la formacioacuten si la peacuterdida de agua del lodo es baja Si la peacuterdida de agua
del lodo es alta este formaraacute un revoque de mayor permeabilidad ademaacutes
de que aportaraacute una mayor cantidad de filtrado
Siendo el revoque el factor que controla la tasa volumeacutetrica de invasioacuten
de la formacioacuten la profundidad de la invasioacuten dependeraacute del tamantildeo del
espacio poroso disponible para contener el fluido invasor Por lo tanto a
mayor porosidad menor seraacute el diaacutemetro de invasioacuten (requiere menor
volumen de roca para alojar el filtrado) y viceversa
En realidad no es posible llegar a una definicioacuten exacta del diaacutemetro de
invasioacuten Di es el ldquodiaacutemetro eleacutectricamente equivalente de invasioacutenrdquo Este
corresponde al diaacutemetro de un cilindro cuya superficie se localiza a medio
camino entre la zona completamente lavada y el anillo (o la zona
contaminada en una arena acuiacutefera sin anillo) Por lo general en los caacutelculos
cuantitativos se usa un valor aproximado de Di
Para el propoacutesito de la interpretacioacuten de los registros se aproxima el valor
de Di entre 2d para las formaciones de alta porosidad y de 10d para las de
baja porosidad
- Perfiles resistivos e inductivos
Es un registro inducido La resistividad es la capacidad que tienen las
rocas de oponerse al paso de corriente eleacutectrica inducida y es el inverso de
la conductividad La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos
presentes en los poros de las rocas Proporciona evidencias del contenido de
15
fluidos en las rocas Si los poros de una formacioacuten contienen agua salada
presentaraacute alta conductividad y por lo tanto la resistividad seraacute baja pero si
estaacuten llenos de petroacuteleo o gas presentaraacute baja conductividad y por lo tanto la
resistividad seraacute alta Las rocas compactas poco porosas como las calizas
masivas poseen resistividades altas
TIPOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD
Existen dos tipos principales de perfiles resistivos el Perfil Lateral
(Laterolog) y el Perfil de Induccioacuten (Induction Log) El perfil lateral se utiliza
en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de induccioacuten se utiliza en lodos
resistivos (lodo fresco o base aceite)
Dentro de los Perfiles de Induccioacuten tenemos
a) SFL = Spherical Induction Log Para profundidades someras (05 ndash 15rsquo)
Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo)
b) MIL =LIM = Medium Induction Log Para distancias medias (15 ndash 30rsquo)
c) DIL =ILD = Deep Induction Log Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden
la resistividad de la formacioacuten (Rt)
Dentro de los Perfiles Laterales tenemos
a) MSFL = Microspheric Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo) Lee la
resistividad de la zona lavada (Rxo)
16
b) MLL = LLM = Micro Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo)
c) SLL =LL S = Someric Laterolog Para profundidades someras (05 y 15rsquo)
d) DLL =LL D = Deep Laterolog Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden
resistividad de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha en escala
logariacutetmica La unidad de medida es el ohm-m con un rango de valores que
va desde 02 hasta 2000 omh-m
Se lee de izquierda a derecha en escala logariacutetmica La unidad de
medida es el ohm-m con un rango de valores que va desde 02 hasta 2000
omh-m
El registro de resistividad tambieacuten se utiliza para estimar contactos
agua ndash petroacuteleo para calcular la resistividad del agua de formacioacuten (Rw) y la
resistividad verdadera de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha
- PERFIL POTENCIAL ESPONTANEA
Es un registro no inducido El SP de los materiales del subsuelo se
origina en las ceacutelulas electroquiacutemicas formadas por el contacto entre las
arcillas las arenas y el lodo de perforacioacuten y como consecuencia del efecto
electrocineacutetico de los fluidos que se mueven a traveacutes de la zona permeable
17
El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras
que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y
lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo
base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados
por el registro de GR
El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten
de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada
comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se
realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea
base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea
base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es
mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un
intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la
salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de
formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP
es negativo
Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen
registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros
SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la
salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio
ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a
las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto
el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)
18
El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables
(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas
(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)
para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de
formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad
- PERFILES DE POROSIDAD
Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son
los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas
Registro Neutroacutenico (CNL)
Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que
indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de
neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros
de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los
neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama
CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el
registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica
bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de
medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015
a 045 (ndash15 a 45 )
Registros de Densidad (FDC)
19
Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la
atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una
fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la
roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma
dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve
para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que
posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el
registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja
porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es
grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3
Registros Soacutenicos (BHC)
Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del
sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un
receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se
llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la
porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de
traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito
menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se
lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash
500) oacute el segpie (40 ndash 240)
COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS
20
1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE
RESISTIVIDAD
21
2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD
Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1
se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS
En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash
MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)
A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando
en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los
perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4
los perfiles especiales
22
- PERFILES DE POZOS ESPECIALES
Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto
costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo
estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR
Registro de Buzamiento (Dipmeter)
El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los
cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de
lecturas de resistividad
Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos
estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya
que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes
dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos
en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo
de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un
buzamiento estructural sobre una lutita
23
Falla Normal
24
Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)
El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos
petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas
complejas
Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos
magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten
cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos
magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos
naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La
herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios
estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute
muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos
25
Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se
deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m
(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos
poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima
de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros
grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten
de granos maacutes gruesos
De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y
reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una
discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo
de la superficie terrestre
En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los
datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad
cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos
finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior
de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por
ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para
este pozo
Registro de Imaacutegenes (FMI)
Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el
subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y
para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener
por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por
resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se
denomina FMI
26
27
Registro RFT
Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se
encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de
ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya
que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de
presioacuten
La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos
para calibrar contactos maacutes precisos
28
En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y
resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta
RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por
los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente
gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de
lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes
Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una
profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede
resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede
llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto
del pozo
Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)
Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y
la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder
determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea
homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y
verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la
roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas
heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las
resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en
este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea
29
Rv Rh ===gt Anisotropiacutea
Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras
porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla
laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada
El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que
estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas
(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de
intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor
30
CONCLUSIONES
bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in
situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del
pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes
herramientas geofiacutesicas
bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan
de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas
directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos
bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a
estudiar
bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es
necesario utilizar un conjunto de ellos
bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de
formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y
31
desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del
equipo y el tipo de informacioacuten deseada
bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los
registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos
bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad
medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten
supuesta de porosidad 100 llena de agua
bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de
las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de
no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes
precisos
bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar
la porosidad del yacimiento y su litologiacutea
bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten
es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m
32
RECOMENDACIONES
Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los
pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las
reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se
justifique la inversioacuten del pozo
Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la
ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no
presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista
demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos
Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar
la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y
desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)
33
Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea
del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor
al que se desea llegar
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos
qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1
httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf
httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload
httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf
34
ANEXOS
35
RESUMEN DE LOS PERFILES MAacuteS IMPORTANTES
36
37
resistividad verdadera de formacioacuten de Rt y una saturacioacuten de agua (agua de
formacioacuten) de Sw La resistividad de esta agua de formacioacuten es Rw la figura
(b) ilustra esquemaacuteticamente las saturaciones de estas tres zonas
Figura (b) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten
En la figura (c) se muestran las resistividades relativas que pueden
esperarse en una arenisca permeable saturada de agua 100 que ha sido
invadida por un filtrado de lodo La resistividad del revoque es ligeramente
mayor que la del barro La resistividad Rxo de la zona lavada es mayor la del
revoque Rmc y es por lo menos tres veces de Rm y a veces
considerablemente mayor dependiendo de la porosidad Por ser una
10
arenisca de 100 agua la resistividad de la zona virgen Rt es igual a Ro Si
el agua de formacioacuten es maacutes salina que el filtrado entonces Rt = Ro es
menor Rxo En Cambio si Rw es mayor que Rmf entonces Rt = Ro gt Rxo
Entre ambas zonas existe una transicioacuten gradual de la resistividad seguacuten el
caso
Figura (c) Distribucioacuten de las resistividades en un intervalo saturado de agua
En la figura (d) se representa las situaciones despueacutes de la invasioacuten
cuando la arenisca estaacute saturada parcialmente de petroacuteleo previa a la
invasioacuten Tambieacuten aquiacute se forma una zona completamente inundada (Zona
lavada) pero en este caso la zona contiene algo de petroacuteleo residual Debido
a eso la resistividad de Rxo es maacutes alta de lo que era en el caso anterior La
resistividad Rt es tambieacuten bastante alta por la presencia del petroacuteleo y en
11
muchos casos es auacuten mayor que Rxo Durante la invasioacuten la tendencia es
que el filtrado de lodo vaya empujando delante de siacute el agua de formacioacuten
conjuntamente con el petroacuteleo Si la saturacioacuten de petroacuteleo es alta tendraacute
una permeabilidad relativa mayor que el agua y ser retiraraacute maacutes
raacutepidamente Esto da como resultado un incremento de la saturacioacuten del
agua de formacioacuten directamente en frente del filtrado de lodo lo que
ocasiona el desarrollo de un banco de agua de formacioacuten La movilidad del
agua de formacioacuten en ese banco es del mismo orden que la movilidad del
petroacuteleo
12
Figura (d) Distribucioacuten de la resistividades en una formacioacuten petroliacutefera
Este banco conforma la denominada zona anular que contiene agua y
petroacuteleo pero con una mayor saturacioacuten de agua y una menor resistividad
que la formacioacuten no invadida Esto genera un perfil de resistividad que pasa
por una disminucioacuten de la resistividad entre Rxo y Rt La existencia de esta
zona anular ha sido determinada tanto en el campo como en el laboratorio
Aun cuando el conocimiento de los factores que intervienen en su desarrollo
es aun incompleto se pueden no obstante adelantar algunas conclusiones
13
El miacutenimo que ocurre en el valor de la resistividad en la zona anularse hace
menos pronunciado en la medida en que aumenta la saturacioacuten de agua
connata en la zona no invadida y se desaparece casi totalmente cuando la
saturacioacuten de agua estaacute por encima de 60 El espesor del banco de agua
que comprende el anillo estaacute entre el 15 y el 25 por ciento del diaacutemetro de
invasioacuten Di Esto significa que el anillo se expande gradualmente en la
medida en que aumenta el diaacutemetro de invasioacuten La presencia del anillo no
afecta significativamente a la mayoriacutea de los registros de resistividad Sin
embargo su presencia si afecta notoriamente a la lectura de los registros de
Induccioacuten Esto es debido a que este tipo de dispositivo se basa en el
principio de circulacioacuten de una corriente inducida por el espacio donde se
desarrolla precisamente la zona anular Si esta zona tiene un miacutenimo que es
anormal en su resistividad este miacutenimo afectariacutea en la lectura del dispositivo
Profundidad de la invasioacuten en el momento del registro
Depende fundamentalmente de cuatro factores
Tiempo
Presioacuten diferencial entre el lodo y los fluidos de la formacioacuten
Caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo
Porosidad de la formacioacuten
El factor tiempo es importante porque mientras mayor sea el tiempo de
exposicioacuten de la formacioacuten mayor seraacute la profundidad de la invasioacuten
La caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo tiene importancia pues el
revoque es el factor que controla el movimiento del filtrado de lodo hacia el
interior de la formacioacuten Cualquier formacioacuten capaz de producir cantidades
comerciales de hidrocarburos posee una permeabilidad mayor que 1 md
14
pudiendo llegar hasta varios darcys La permeabilidad del revoque formada
por el lodo con baja peacuterdida da agua puede ser de 001 md Esto significa
que el revoque constituye una importante barrera a la penetracioacuten del filtrado
en la formacioacuten si la peacuterdida de agua del lodo es baja Si la peacuterdida de agua
del lodo es alta este formaraacute un revoque de mayor permeabilidad ademaacutes
de que aportaraacute una mayor cantidad de filtrado
Siendo el revoque el factor que controla la tasa volumeacutetrica de invasioacuten
de la formacioacuten la profundidad de la invasioacuten dependeraacute del tamantildeo del
espacio poroso disponible para contener el fluido invasor Por lo tanto a
mayor porosidad menor seraacute el diaacutemetro de invasioacuten (requiere menor
volumen de roca para alojar el filtrado) y viceversa
En realidad no es posible llegar a una definicioacuten exacta del diaacutemetro de
invasioacuten Di es el ldquodiaacutemetro eleacutectricamente equivalente de invasioacutenrdquo Este
corresponde al diaacutemetro de un cilindro cuya superficie se localiza a medio
camino entre la zona completamente lavada y el anillo (o la zona
contaminada en una arena acuiacutefera sin anillo) Por lo general en los caacutelculos
cuantitativos se usa un valor aproximado de Di
Para el propoacutesito de la interpretacioacuten de los registros se aproxima el valor
de Di entre 2d para las formaciones de alta porosidad y de 10d para las de
baja porosidad
- Perfiles resistivos e inductivos
Es un registro inducido La resistividad es la capacidad que tienen las
rocas de oponerse al paso de corriente eleacutectrica inducida y es el inverso de
la conductividad La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos
presentes en los poros de las rocas Proporciona evidencias del contenido de
15
fluidos en las rocas Si los poros de una formacioacuten contienen agua salada
presentaraacute alta conductividad y por lo tanto la resistividad seraacute baja pero si
estaacuten llenos de petroacuteleo o gas presentaraacute baja conductividad y por lo tanto la
resistividad seraacute alta Las rocas compactas poco porosas como las calizas
masivas poseen resistividades altas
TIPOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD
Existen dos tipos principales de perfiles resistivos el Perfil Lateral
(Laterolog) y el Perfil de Induccioacuten (Induction Log) El perfil lateral se utiliza
en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de induccioacuten se utiliza en lodos
resistivos (lodo fresco o base aceite)
Dentro de los Perfiles de Induccioacuten tenemos
a) SFL = Spherical Induction Log Para profundidades someras (05 ndash 15rsquo)
Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo)
b) MIL =LIM = Medium Induction Log Para distancias medias (15 ndash 30rsquo)
c) DIL =ILD = Deep Induction Log Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden
la resistividad de la formacioacuten (Rt)
Dentro de los Perfiles Laterales tenemos
a) MSFL = Microspheric Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo) Lee la
resistividad de la zona lavada (Rxo)
16
b) MLL = LLM = Micro Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo)
c) SLL =LL S = Someric Laterolog Para profundidades someras (05 y 15rsquo)
d) DLL =LL D = Deep Laterolog Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden
resistividad de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha en escala
logariacutetmica La unidad de medida es el ohm-m con un rango de valores que
va desde 02 hasta 2000 omh-m
Se lee de izquierda a derecha en escala logariacutetmica La unidad de
medida es el ohm-m con un rango de valores que va desde 02 hasta 2000
omh-m
El registro de resistividad tambieacuten se utiliza para estimar contactos
agua ndash petroacuteleo para calcular la resistividad del agua de formacioacuten (Rw) y la
resistividad verdadera de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha
- PERFIL POTENCIAL ESPONTANEA
Es un registro no inducido El SP de los materiales del subsuelo se
origina en las ceacutelulas electroquiacutemicas formadas por el contacto entre las
arcillas las arenas y el lodo de perforacioacuten y como consecuencia del efecto
electrocineacutetico de los fluidos que se mueven a traveacutes de la zona permeable
17
El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras
que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y
lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo
base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados
por el registro de GR
El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten
de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada
comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se
realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea
base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea
base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es
mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un
intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la
salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de
formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP
es negativo
Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen
registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros
SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la
salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio
ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a
las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto
el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)
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El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables
(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas
(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)
para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de
formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad
- PERFILES DE POROSIDAD
Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son
los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas
Registro Neutroacutenico (CNL)
Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que
indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de
neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros
de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los
neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama
CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el
registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica
bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de
medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015
a 045 (ndash15 a 45 )
Registros de Densidad (FDC)
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Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la
atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una
fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la
roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma
dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve
para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que
posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el
registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja
porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es
grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3
Registros Soacutenicos (BHC)
Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del
sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un
receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se
llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la
porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de
traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito
menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se
lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash
500) oacute el segpie (40 ndash 240)
COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS
20
1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE
RESISTIVIDAD
21
2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD
Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1
se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS
En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash
MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)
A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando
en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los
perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4
los perfiles especiales
22
- PERFILES DE POZOS ESPECIALES
Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto
costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo
estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR
Registro de Buzamiento (Dipmeter)
El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los
cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de
lecturas de resistividad
Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos
estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya
que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes
dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos
en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo
de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un
buzamiento estructural sobre una lutita
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Falla Normal
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Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)
El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos
petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas
complejas
Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos
magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten
cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos
magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos
naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La
herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios
estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute
muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos
25
Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se
deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m
(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos
poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima
de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros
grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten
de granos maacutes gruesos
De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y
reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una
discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo
de la superficie terrestre
En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los
datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad
cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos
finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior
de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por
ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para
este pozo
Registro de Imaacutegenes (FMI)
Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el
subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y
para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener
por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por
resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se
denomina FMI
26
27
Registro RFT
Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se
encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de
ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya
que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de
presioacuten
La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos
para calibrar contactos maacutes precisos
28
En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y
resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta
RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por
los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente
gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de
lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes
Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una
profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede
resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede
llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto
del pozo
Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)
Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y
la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder
determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea
homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y
verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la
roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas
heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las
resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en
este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea
29
Rv Rh ===gt Anisotropiacutea
Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras
porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla
laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada
El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que
estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas
(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de
intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor
30
CONCLUSIONES
bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in
situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del
pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes
herramientas geofiacutesicas
bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan
de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas
directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos
bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a
estudiar
bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es
necesario utilizar un conjunto de ellos
bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de
formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y
31
desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del
equipo y el tipo de informacioacuten deseada
bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los
registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos
bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad
medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten
supuesta de porosidad 100 llena de agua
bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de
las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de
no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes
precisos
bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar
la porosidad del yacimiento y su litologiacutea
bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten
es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m
32
RECOMENDACIONES
Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los
pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las
reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se
justifique la inversioacuten del pozo
Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la
ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no
presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista
demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos
Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar
la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y
desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)
33
Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea
del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor
al que se desea llegar
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos
qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1
httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf
httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload
httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf
34
ANEXOS
35
RESUMEN DE LOS PERFILES MAacuteS IMPORTANTES
36
37
arenisca de 100 agua la resistividad de la zona virgen Rt es igual a Ro Si
el agua de formacioacuten es maacutes salina que el filtrado entonces Rt = Ro es
menor Rxo En Cambio si Rw es mayor que Rmf entonces Rt = Ro gt Rxo
Entre ambas zonas existe una transicioacuten gradual de la resistividad seguacuten el
caso
Figura (c) Distribucioacuten de las resistividades en un intervalo saturado de agua
En la figura (d) se representa las situaciones despueacutes de la invasioacuten
cuando la arenisca estaacute saturada parcialmente de petroacuteleo previa a la
invasioacuten Tambieacuten aquiacute se forma una zona completamente inundada (Zona
lavada) pero en este caso la zona contiene algo de petroacuteleo residual Debido
a eso la resistividad de Rxo es maacutes alta de lo que era en el caso anterior La
resistividad Rt es tambieacuten bastante alta por la presencia del petroacuteleo y en
11
muchos casos es auacuten mayor que Rxo Durante la invasioacuten la tendencia es
que el filtrado de lodo vaya empujando delante de siacute el agua de formacioacuten
conjuntamente con el petroacuteleo Si la saturacioacuten de petroacuteleo es alta tendraacute
una permeabilidad relativa mayor que el agua y ser retiraraacute maacutes
raacutepidamente Esto da como resultado un incremento de la saturacioacuten del
agua de formacioacuten directamente en frente del filtrado de lodo lo que
ocasiona el desarrollo de un banco de agua de formacioacuten La movilidad del
agua de formacioacuten en ese banco es del mismo orden que la movilidad del
petroacuteleo
12
Figura (d) Distribucioacuten de la resistividades en una formacioacuten petroliacutefera
Este banco conforma la denominada zona anular que contiene agua y
petroacuteleo pero con una mayor saturacioacuten de agua y una menor resistividad
que la formacioacuten no invadida Esto genera un perfil de resistividad que pasa
por una disminucioacuten de la resistividad entre Rxo y Rt La existencia de esta
zona anular ha sido determinada tanto en el campo como en el laboratorio
Aun cuando el conocimiento de los factores que intervienen en su desarrollo
es aun incompleto se pueden no obstante adelantar algunas conclusiones
13
El miacutenimo que ocurre en el valor de la resistividad en la zona anularse hace
menos pronunciado en la medida en que aumenta la saturacioacuten de agua
connata en la zona no invadida y se desaparece casi totalmente cuando la
saturacioacuten de agua estaacute por encima de 60 El espesor del banco de agua
que comprende el anillo estaacute entre el 15 y el 25 por ciento del diaacutemetro de
invasioacuten Di Esto significa que el anillo se expande gradualmente en la
medida en que aumenta el diaacutemetro de invasioacuten La presencia del anillo no
afecta significativamente a la mayoriacutea de los registros de resistividad Sin
embargo su presencia si afecta notoriamente a la lectura de los registros de
Induccioacuten Esto es debido a que este tipo de dispositivo se basa en el
principio de circulacioacuten de una corriente inducida por el espacio donde se
desarrolla precisamente la zona anular Si esta zona tiene un miacutenimo que es
anormal en su resistividad este miacutenimo afectariacutea en la lectura del dispositivo
Profundidad de la invasioacuten en el momento del registro
Depende fundamentalmente de cuatro factores
Tiempo
Presioacuten diferencial entre el lodo y los fluidos de la formacioacuten
Caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo
Porosidad de la formacioacuten
El factor tiempo es importante porque mientras mayor sea el tiempo de
exposicioacuten de la formacioacuten mayor seraacute la profundidad de la invasioacuten
La caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo tiene importancia pues el
revoque es el factor que controla el movimiento del filtrado de lodo hacia el
interior de la formacioacuten Cualquier formacioacuten capaz de producir cantidades
comerciales de hidrocarburos posee una permeabilidad mayor que 1 md
14
pudiendo llegar hasta varios darcys La permeabilidad del revoque formada
por el lodo con baja peacuterdida da agua puede ser de 001 md Esto significa
que el revoque constituye una importante barrera a la penetracioacuten del filtrado
en la formacioacuten si la peacuterdida de agua del lodo es baja Si la peacuterdida de agua
del lodo es alta este formaraacute un revoque de mayor permeabilidad ademaacutes
de que aportaraacute una mayor cantidad de filtrado
Siendo el revoque el factor que controla la tasa volumeacutetrica de invasioacuten
de la formacioacuten la profundidad de la invasioacuten dependeraacute del tamantildeo del
espacio poroso disponible para contener el fluido invasor Por lo tanto a
mayor porosidad menor seraacute el diaacutemetro de invasioacuten (requiere menor
volumen de roca para alojar el filtrado) y viceversa
En realidad no es posible llegar a una definicioacuten exacta del diaacutemetro de
invasioacuten Di es el ldquodiaacutemetro eleacutectricamente equivalente de invasioacutenrdquo Este
corresponde al diaacutemetro de un cilindro cuya superficie se localiza a medio
camino entre la zona completamente lavada y el anillo (o la zona
contaminada en una arena acuiacutefera sin anillo) Por lo general en los caacutelculos
cuantitativos se usa un valor aproximado de Di
Para el propoacutesito de la interpretacioacuten de los registros se aproxima el valor
de Di entre 2d para las formaciones de alta porosidad y de 10d para las de
baja porosidad
- Perfiles resistivos e inductivos
Es un registro inducido La resistividad es la capacidad que tienen las
rocas de oponerse al paso de corriente eleacutectrica inducida y es el inverso de
la conductividad La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos
presentes en los poros de las rocas Proporciona evidencias del contenido de
15
fluidos en las rocas Si los poros de una formacioacuten contienen agua salada
presentaraacute alta conductividad y por lo tanto la resistividad seraacute baja pero si
estaacuten llenos de petroacuteleo o gas presentaraacute baja conductividad y por lo tanto la
resistividad seraacute alta Las rocas compactas poco porosas como las calizas
masivas poseen resistividades altas
TIPOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD
Existen dos tipos principales de perfiles resistivos el Perfil Lateral
(Laterolog) y el Perfil de Induccioacuten (Induction Log) El perfil lateral se utiliza
en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de induccioacuten se utiliza en lodos
resistivos (lodo fresco o base aceite)
Dentro de los Perfiles de Induccioacuten tenemos
a) SFL = Spherical Induction Log Para profundidades someras (05 ndash 15rsquo)
Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo)
b) MIL =LIM = Medium Induction Log Para distancias medias (15 ndash 30rsquo)
c) DIL =ILD = Deep Induction Log Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden
la resistividad de la formacioacuten (Rt)
Dentro de los Perfiles Laterales tenemos
a) MSFL = Microspheric Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo) Lee la
resistividad de la zona lavada (Rxo)
16
b) MLL = LLM = Micro Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo)
c) SLL =LL S = Someric Laterolog Para profundidades someras (05 y 15rsquo)
d) DLL =LL D = Deep Laterolog Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden
resistividad de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha en escala
logariacutetmica La unidad de medida es el ohm-m con un rango de valores que
va desde 02 hasta 2000 omh-m
Se lee de izquierda a derecha en escala logariacutetmica La unidad de
medida es el ohm-m con un rango de valores que va desde 02 hasta 2000
omh-m
El registro de resistividad tambieacuten se utiliza para estimar contactos
agua ndash petroacuteleo para calcular la resistividad del agua de formacioacuten (Rw) y la
resistividad verdadera de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha
- PERFIL POTENCIAL ESPONTANEA
Es un registro no inducido El SP de los materiales del subsuelo se
origina en las ceacutelulas electroquiacutemicas formadas por el contacto entre las
arcillas las arenas y el lodo de perforacioacuten y como consecuencia del efecto
electrocineacutetico de los fluidos que se mueven a traveacutes de la zona permeable
17
El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras
que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y
lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo
base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados
por el registro de GR
El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten
de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada
comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se
realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea
base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea
base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es
mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un
intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la
salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de
formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP
es negativo
Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen
registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros
SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la
salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio
ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a
las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto
el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)
18
El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables
(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas
(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)
para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de
formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad
- PERFILES DE POROSIDAD
Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son
los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas
Registro Neutroacutenico (CNL)
Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que
indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de
neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros
de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los
neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama
CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el
registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica
bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de
medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015
a 045 (ndash15 a 45 )
Registros de Densidad (FDC)
19
Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la
atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una
fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la
roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma
dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve
para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que
posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el
registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja
porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es
grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3
Registros Soacutenicos (BHC)
Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del
sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un
receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se
llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la
porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de
traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito
menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se
lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash
500) oacute el segpie (40 ndash 240)
COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS
20
1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE
RESISTIVIDAD
21
2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD
Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1
se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS
En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash
MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)
A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando
en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los
perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4
los perfiles especiales
22
- PERFILES DE POZOS ESPECIALES
Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto
costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo
estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR
Registro de Buzamiento (Dipmeter)
El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los
cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de
lecturas de resistividad
Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos
estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya
que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes
dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos
en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo
de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un
buzamiento estructural sobre una lutita
23
Falla Normal
24
Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)
El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos
petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas
complejas
Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos
magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten
cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos
magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos
naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La
herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios
estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute
muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos
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Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se
deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m
(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos
poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima
de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros
grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten
de granos maacutes gruesos
De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y
reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una
discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo
de la superficie terrestre
En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los
datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad
cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos
finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior
de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por
ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para
este pozo
Registro de Imaacutegenes (FMI)
Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el
subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y
para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener
por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por
resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se
denomina FMI
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Registro RFT
Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se
encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de
ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya
que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de
presioacuten
La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos
para calibrar contactos maacutes precisos
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En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y
resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta
RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por
los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente
gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de
lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes
Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una
profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede
resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede
llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto
del pozo
Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)
Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y
la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder
determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea
homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y
verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la
roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas
heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las
resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en
este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea
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Rv Rh ===gt Anisotropiacutea
Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras
porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla
laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada
El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que
estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas
(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de
intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor
30
CONCLUSIONES
bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in
situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del
pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes
herramientas geofiacutesicas
bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan
de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas
directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos
bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a
estudiar
bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es
necesario utilizar un conjunto de ellos
bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de
formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y
31
desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del
equipo y el tipo de informacioacuten deseada
bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los
registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos
bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad
medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten
supuesta de porosidad 100 llena de agua
bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de
las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de
no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes
precisos
bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar
la porosidad del yacimiento y su litologiacutea
bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten
es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m
32
RECOMENDACIONES
Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los
pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las
reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se
justifique la inversioacuten del pozo
Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la
ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no
presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista
demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos
Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar
la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y
desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)
33
Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea
del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor
al que se desea llegar
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos
qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1
httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf
httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload
httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf
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ANEXOS
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RESUMEN DE LOS PERFILES MAacuteS IMPORTANTES
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muchos casos es auacuten mayor que Rxo Durante la invasioacuten la tendencia es
que el filtrado de lodo vaya empujando delante de siacute el agua de formacioacuten
conjuntamente con el petroacuteleo Si la saturacioacuten de petroacuteleo es alta tendraacute
una permeabilidad relativa mayor que el agua y ser retiraraacute maacutes
raacutepidamente Esto da como resultado un incremento de la saturacioacuten del
agua de formacioacuten directamente en frente del filtrado de lodo lo que
ocasiona el desarrollo de un banco de agua de formacioacuten La movilidad del
agua de formacioacuten en ese banco es del mismo orden que la movilidad del
petroacuteleo
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Figura (d) Distribucioacuten de la resistividades en una formacioacuten petroliacutefera
Este banco conforma la denominada zona anular que contiene agua y
petroacuteleo pero con una mayor saturacioacuten de agua y una menor resistividad
que la formacioacuten no invadida Esto genera un perfil de resistividad que pasa
por una disminucioacuten de la resistividad entre Rxo y Rt La existencia de esta
zona anular ha sido determinada tanto en el campo como en el laboratorio
Aun cuando el conocimiento de los factores que intervienen en su desarrollo
es aun incompleto se pueden no obstante adelantar algunas conclusiones
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El miacutenimo que ocurre en el valor de la resistividad en la zona anularse hace
menos pronunciado en la medida en que aumenta la saturacioacuten de agua
connata en la zona no invadida y se desaparece casi totalmente cuando la
saturacioacuten de agua estaacute por encima de 60 El espesor del banco de agua
que comprende el anillo estaacute entre el 15 y el 25 por ciento del diaacutemetro de
invasioacuten Di Esto significa que el anillo se expande gradualmente en la
medida en que aumenta el diaacutemetro de invasioacuten La presencia del anillo no
afecta significativamente a la mayoriacutea de los registros de resistividad Sin
embargo su presencia si afecta notoriamente a la lectura de los registros de
Induccioacuten Esto es debido a que este tipo de dispositivo se basa en el
principio de circulacioacuten de una corriente inducida por el espacio donde se
desarrolla precisamente la zona anular Si esta zona tiene un miacutenimo que es
anormal en su resistividad este miacutenimo afectariacutea en la lectura del dispositivo
Profundidad de la invasioacuten en el momento del registro
Depende fundamentalmente de cuatro factores
Tiempo
Presioacuten diferencial entre el lodo y los fluidos de la formacioacuten
Caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo
Porosidad de la formacioacuten
El factor tiempo es importante porque mientras mayor sea el tiempo de
exposicioacuten de la formacioacuten mayor seraacute la profundidad de la invasioacuten
La caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo tiene importancia pues el
revoque es el factor que controla el movimiento del filtrado de lodo hacia el
interior de la formacioacuten Cualquier formacioacuten capaz de producir cantidades
comerciales de hidrocarburos posee una permeabilidad mayor que 1 md
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pudiendo llegar hasta varios darcys La permeabilidad del revoque formada
por el lodo con baja peacuterdida da agua puede ser de 001 md Esto significa
que el revoque constituye una importante barrera a la penetracioacuten del filtrado
en la formacioacuten si la peacuterdida de agua del lodo es baja Si la peacuterdida de agua
del lodo es alta este formaraacute un revoque de mayor permeabilidad ademaacutes
de que aportaraacute una mayor cantidad de filtrado
Siendo el revoque el factor que controla la tasa volumeacutetrica de invasioacuten
de la formacioacuten la profundidad de la invasioacuten dependeraacute del tamantildeo del
espacio poroso disponible para contener el fluido invasor Por lo tanto a
mayor porosidad menor seraacute el diaacutemetro de invasioacuten (requiere menor
volumen de roca para alojar el filtrado) y viceversa
En realidad no es posible llegar a una definicioacuten exacta del diaacutemetro de
invasioacuten Di es el ldquodiaacutemetro eleacutectricamente equivalente de invasioacutenrdquo Este
corresponde al diaacutemetro de un cilindro cuya superficie se localiza a medio
camino entre la zona completamente lavada y el anillo (o la zona
contaminada en una arena acuiacutefera sin anillo) Por lo general en los caacutelculos
cuantitativos se usa un valor aproximado de Di
Para el propoacutesito de la interpretacioacuten de los registros se aproxima el valor
de Di entre 2d para las formaciones de alta porosidad y de 10d para las de
baja porosidad
- Perfiles resistivos e inductivos
Es un registro inducido La resistividad es la capacidad que tienen las
rocas de oponerse al paso de corriente eleacutectrica inducida y es el inverso de
la conductividad La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos
presentes en los poros de las rocas Proporciona evidencias del contenido de
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fluidos en las rocas Si los poros de una formacioacuten contienen agua salada
presentaraacute alta conductividad y por lo tanto la resistividad seraacute baja pero si
estaacuten llenos de petroacuteleo o gas presentaraacute baja conductividad y por lo tanto la
resistividad seraacute alta Las rocas compactas poco porosas como las calizas
masivas poseen resistividades altas
TIPOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD
Existen dos tipos principales de perfiles resistivos el Perfil Lateral
(Laterolog) y el Perfil de Induccioacuten (Induction Log) El perfil lateral se utiliza
en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de induccioacuten se utiliza en lodos
resistivos (lodo fresco o base aceite)
Dentro de los Perfiles de Induccioacuten tenemos
a) SFL = Spherical Induction Log Para profundidades someras (05 ndash 15rsquo)
Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo)
b) MIL =LIM = Medium Induction Log Para distancias medias (15 ndash 30rsquo)
c) DIL =ILD = Deep Induction Log Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden
la resistividad de la formacioacuten (Rt)
Dentro de los Perfiles Laterales tenemos
a) MSFL = Microspheric Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo) Lee la
resistividad de la zona lavada (Rxo)
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b) MLL = LLM = Micro Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo)
c) SLL =LL S = Someric Laterolog Para profundidades someras (05 y 15rsquo)
d) DLL =LL D = Deep Laterolog Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden
resistividad de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha en escala
logariacutetmica La unidad de medida es el ohm-m con un rango de valores que
va desde 02 hasta 2000 omh-m
Se lee de izquierda a derecha en escala logariacutetmica La unidad de
medida es el ohm-m con un rango de valores que va desde 02 hasta 2000
omh-m
El registro de resistividad tambieacuten se utiliza para estimar contactos
agua ndash petroacuteleo para calcular la resistividad del agua de formacioacuten (Rw) y la
resistividad verdadera de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha
- PERFIL POTENCIAL ESPONTANEA
Es un registro no inducido El SP de los materiales del subsuelo se
origina en las ceacutelulas electroquiacutemicas formadas por el contacto entre las
arcillas las arenas y el lodo de perforacioacuten y como consecuencia del efecto
electrocineacutetico de los fluidos que se mueven a traveacutes de la zona permeable
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El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras
que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y
lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo
base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados
por el registro de GR
El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten
de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada
comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se
realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea
base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea
base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es
mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un
intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la
salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de
formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP
es negativo
Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen
registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros
SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la
salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio
ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a
las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto
el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)
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El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables
(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas
(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)
para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de
formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad
- PERFILES DE POROSIDAD
Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son
los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas
Registro Neutroacutenico (CNL)
Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que
indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de
neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros
de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los
neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama
CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el
registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica
bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de
medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015
a 045 (ndash15 a 45 )
Registros de Densidad (FDC)
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Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la
atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una
fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la
roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma
dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve
para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que
posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el
registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja
porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es
grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3
Registros Soacutenicos (BHC)
Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del
sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un
receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se
llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la
porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de
traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito
menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se
lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash
500) oacute el segpie (40 ndash 240)
COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS
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1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE
RESISTIVIDAD
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2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD
Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1
se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS
En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash
MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)
A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando
en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los
perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4
los perfiles especiales
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- PERFILES DE POZOS ESPECIALES
Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto
costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo
estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR
Registro de Buzamiento (Dipmeter)
El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los
cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de
lecturas de resistividad
Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos
estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya
que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes
dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos
en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo
de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un
buzamiento estructural sobre una lutita
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Falla Normal
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Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)
El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos
petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas
complejas
Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos
magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten
cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos
magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos
naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La
herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios
estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute
muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos
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Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se
deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m
(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos
poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima
de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros
grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten
de granos maacutes gruesos
De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y
reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una
discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo
de la superficie terrestre
En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los
datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad
cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos
finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior
de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por
ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para
este pozo
Registro de Imaacutegenes (FMI)
Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el
subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y
para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener
por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por
resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se
denomina FMI
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Registro RFT
Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se
encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de
ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya
que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de
presioacuten
La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos
para calibrar contactos maacutes precisos
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En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y
resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta
RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por
los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente
gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de
lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes
Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una
profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede
resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede
llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto
del pozo
Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)
Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y
la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder
determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea
homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y
verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la
roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas
heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las
resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en
este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea
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Rv Rh ===gt Anisotropiacutea
Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras
porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla
laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada
El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que
estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas
(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de
intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor
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CONCLUSIONES
bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in
situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del
pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes
herramientas geofiacutesicas
bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan
de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas
directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos
bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a
estudiar
bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es
necesario utilizar un conjunto de ellos
bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de
formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y
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desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del
equipo y el tipo de informacioacuten deseada
bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los
registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos
bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad
medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten
supuesta de porosidad 100 llena de agua
bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de
las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de
no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes
precisos
bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar
la porosidad del yacimiento y su litologiacutea
bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten
es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m
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RECOMENDACIONES
Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los
pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las
reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se
justifique la inversioacuten del pozo
Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la
ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no
presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista
demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos
Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar
la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y
desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)
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Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea
del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor
al que se desea llegar
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos
qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1
httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf
httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload
httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf
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ANEXOS
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RESUMEN DE LOS PERFILES MAacuteS IMPORTANTES
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Figura (d) Distribucioacuten de la resistividades en una formacioacuten petroliacutefera
Este banco conforma la denominada zona anular que contiene agua y
petroacuteleo pero con una mayor saturacioacuten de agua y una menor resistividad
que la formacioacuten no invadida Esto genera un perfil de resistividad que pasa
por una disminucioacuten de la resistividad entre Rxo y Rt La existencia de esta
zona anular ha sido determinada tanto en el campo como en el laboratorio
Aun cuando el conocimiento de los factores que intervienen en su desarrollo
es aun incompleto se pueden no obstante adelantar algunas conclusiones
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El miacutenimo que ocurre en el valor de la resistividad en la zona anularse hace
menos pronunciado en la medida en que aumenta la saturacioacuten de agua
connata en la zona no invadida y se desaparece casi totalmente cuando la
saturacioacuten de agua estaacute por encima de 60 El espesor del banco de agua
que comprende el anillo estaacute entre el 15 y el 25 por ciento del diaacutemetro de
invasioacuten Di Esto significa que el anillo se expande gradualmente en la
medida en que aumenta el diaacutemetro de invasioacuten La presencia del anillo no
afecta significativamente a la mayoriacutea de los registros de resistividad Sin
embargo su presencia si afecta notoriamente a la lectura de los registros de
Induccioacuten Esto es debido a que este tipo de dispositivo se basa en el
principio de circulacioacuten de una corriente inducida por el espacio donde se
desarrolla precisamente la zona anular Si esta zona tiene un miacutenimo que es
anormal en su resistividad este miacutenimo afectariacutea en la lectura del dispositivo
Profundidad de la invasioacuten en el momento del registro
Depende fundamentalmente de cuatro factores
Tiempo
Presioacuten diferencial entre el lodo y los fluidos de la formacioacuten
Caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo
Porosidad de la formacioacuten
El factor tiempo es importante porque mientras mayor sea el tiempo de
exposicioacuten de la formacioacuten mayor seraacute la profundidad de la invasioacuten
La caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo tiene importancia pues el
revoque es el factor que controla el movimiento del filtrado de lodo hacia el
interior de la formacioacuten Cualquier formacioacuten capaz de producir cantidades
comerciales de hidrocarburos posee una permeabilidad mayor que 1 md
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pudiendo llegar hasta varios darcys La permeabilidad del revoque formada
por el lodo con baja peacuterdida da agua puede ser de 001 md Esto significa
que el revoque constituye una importante barrera a la penetracioacuten del filtrado
en la formacioacuten si la peacuterdida de agua del lodo es baja Si la peacuterdida de agua
del lodo es alta este formaraacute un revoque de mayor permeabilidad ademaacutes
de que aportaraacute una mayor cantidad de filtrado
Siendo el revoque el factor que controla la tasa volumeacutetrica de invasioacuten
de la formacioacuten la profundidad de la invasioacuten dependeraacute del tamantildeo del
espacio poroso disponible para contener el fluido invasor Por lo tanto a
mayor porosidad menor seraacute el diaacutemetro de invasioacuten (requiere menor
volumen de roca para alojar el filtrado) y viceversa
En realidad no es posible llegar a una definicioacuten exacta del diaacutemetro de
invasioacuten Di es el ldquodiaacutemetro eleacutectricamente equivalente de invasioacutenrdquo Este
corresponde al diaacutemetro de un cilindro cuya superficie se localiza a medio
camino entre la zona completamente lavada y el anillo (o la zona
contaminada en una arena acuiacutefera sin anillo) Por lo general en los caacutelculos
cuantitativos se usa un valor aproximado de Di
Para el propoacutesito de la interpretacioacuten de los registros se aproxima el valor
de Di entre 2d para las formaciones de alta porosidad y de 10d para las de
baja porosidad
- Perfiles resistivos e inductivos
Es un registro inducido La resistividad es la capacidad que tienen las
rocas de oponerse al paso de corriente eleacutectrica inducida y es el inverso de
la conductividad La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos
presentes en los poros de las rocas Proporciona evidencias del contenido de
15
fluidos en las rocas Si los poros de una formacioacuten contienen agua salada
presentaraacute alta conductividad y por lo tanto la resistividad seraacute baja pero si
estaacuten llenos de petroacuteleo o gas presentaraacute baja conductividad y por lo tanto la
resistividad seraacute alta Las rocas compactas poco porosas como las calizas
masivas poseen resistividades altas
TIPOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD
Existen dos tipos principales de perfiles resistivos el Perfil Lateral
(Laterolog) y el Perfil de Induccioacuten (Induction Log) El perfil lateral se utiliza
en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de induccioacuten se utiliza en lodos
resistivos (lodo fresco o base aceite)
Dentro de los Perfiles de Induccioacuten tenemos
a) SFL = Spherical Induction Log Para profundidades someras (05 ndash 15rsquo)
Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo)
b) MIL =LIM = Medium Induction Log Para distancias medias (15 ndash 30rsquo)
c) DIL =ILD = Deep Induction Log Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden
la resistividad de la formacioacuten (Rt)
Dentro de los Perfiles Laterales tenemos
a) MSFL = Microspheric Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo) Lee la
resistividad de la zona lavada (Rxo)
16
b) MLL = LLM = Micro Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo)
c) SLL =LL S = Someric Laterolog Para profundidades someras (05 y 15rsquo)
d) DLL =LL D = Deep Laterolog Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden
resistividad de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha en escala
logariacutetmica La unidad de medida es el ohm-m con un rango de valores que
va desde 02 hasta 2000 omh-m
Se lee de izquierda a derecha en escala logariacutetmica La unidad de
medida es el ohm-m con un rango de valores que va desde 02 hasta 2000
omh-m
El registro de resistividad tambieacuten se utiliza para estimar contactos
agua ndash petroacuteleo para calcular la resistividad del agua de formacioacuten (Rw) y la
resistividad verdadera de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha
- PERFIL POTENCIAL ESPONTANEA
Es un registro no inducido El SP de los materiales del subsuelo se
origina en las ceacutelulas electroquiacutemicas formadas por el contacto entre las
arcillas las arenas y el lodo de perforacioacuten y como consecuencia del efecto
electrocineacutetico de los fluidos que se mueven a traveacutes de la zona permeable
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El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras
que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y
lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo
base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados
por el registro de GR
El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten
de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada
comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se
realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea
base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea
base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es
mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un
intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la
salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de
formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP
es negativo
Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen
registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros
SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la
salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio
ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a
las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto
el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)
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El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables
(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas
(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)
para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de
formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad
- PERFILES DE POROSIDAD
Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son
los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas
Registro Neutroacutenico (CNL)
Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que
indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de
neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros
de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los
neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama
CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el
registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica
bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de
medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015
a 045 (ndash15 a 45 )
Registros de Densidad (FDC)
19
Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la
atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una
fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la
roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma
dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve
para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que
posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el
registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja
porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es
grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3
Registros Soacutenicos (BHC)
Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del
sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un
receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se
llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la
porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de
traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito
menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se
lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash
500) oacute el segpie (40 ndash 240)
COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS
20
1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE
RESISTIVIDAD
21
2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD
Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1
se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS
En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash
MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)
A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando
en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los
perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4
los perfiles especiales
22
- PERFILES DE POZOS ESPECIALES
Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto
costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo
estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR
Registro de Buzamiento (Dipmeter)
El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los
cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de
lecturas de resistividad
Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos
estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya
que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes
dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos
en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo
de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un
buzamiento estructural sobre una lutita
23
Falla Normal
24
Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)
El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos
petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas
complejas
Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos
magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten
cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos
magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos
naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La
herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios
estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute
muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos
25
Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se
deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m
(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos
poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima
de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros
grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten
de granos maacutes gruesos
De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y
reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una
discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo
de la superficie terrestre
En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los
datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad
cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos
finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior
de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por
ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para
este pozo
Registro de Imaacutegenes (FMI)
Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el
subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y
para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener
por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por
resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se
denomina FMI
26
27
Registro RFT
Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se
encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de
ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya
que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de
presioacuten
La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos
para calibrar contactos maacutes precisos
28
En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y
resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta
RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por
los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente
gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de
lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes
Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una
profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede
resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede
llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto
del pozo
Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)
Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y
la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder
determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea
homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y
verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la
roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas
heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las
resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en
este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea
29
Rv Rh ===gt Anisotropiacutea
Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras
porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla
laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada
El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que
estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas
(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de
intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor
30
CONCLUSIONES
bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in
situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del
pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes
herramientas geofiacutesicas
bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan
de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas
directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos
bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a
estudiar
bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es
necesario utilizar un conjunto de ellos
bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de
formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y
31
desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del
equipo y el tipo de informacioacuten deseada
bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los
registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos
bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad
medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten
supuesta de porosidad 100 llena de agua
bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de
las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de
no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes
precisos
bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar
la porosidad del yacimiento y su litologiacutea
bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten
es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m
32
RECOMENDACIONES
Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los
pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las
reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se
justifique la inversioacuten del pozo
Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la
ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no
presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista
demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos
Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar
la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y
desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)
33
Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea
del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor
al que se desea llegar
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos
qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1
httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf
httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload
httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf
34
ANEXOS
35
RESUMEN DE LOS PERFILES MAacuteS IMPORTANTES
36
37
El miacutenimo que ocurre en el valor de la resistividad en la zona anularse hace
menos pronunciado en la medida en que aumenta la saturacioacuten de agua
connata en la zona no invadida y se desaparece casi totalmente cuando la
saturacioacuten de agua estaacute por encima de 60 El espesor del banco de agua
que comprende el anillo estaacute entre el 15 y el 25 por ciento del diaacutemetro de
invasioacuten Di Esto significa que el anillo se expande gradualmente en la
medida en que aumenta el diaacutemetro de invasioacuten La presencia del anillo no
afecta significativamente a la mayoriacutea de los registros de resistividad Sin
embargo su presencia si afecta notoriamente a la lectura de los registros de
Induccioacuten Esto es debido a que este tipo de dispositivo se basa en el
principio de circulacioacuten de una corriente inducida por el espacio donde se
desarrolla precisamente la zona anular Si esta zona tiene un miacutenimo que es
anormal en su resistividad este miacutenimo afectariacutea en la lectura del dispositivo
Profundidad de la invasioacuten en el momento del registro
Depende fundamentalmente de cuatro factores
Tiempo
Presioacuten diferencial entre el lodo y los fluidos de la formacioacuten
Caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo
Porosidad de la formacioacuten
El factor tiempo es importante porque mientras mayor sea el tiempo de
exposicioacuten de la formacioacuten mayor seraacute la profundidad de la invasioacuten
La caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo tiene importancia pues el
revoque es el factor que controla el movimiento del filtrado de lodo hacia el
interior de la formacioacuten Cualquier formacioacuten capaz de producir cantidades
comerciales de hidrocarburos posee una permeabilidad mayor que 1 md
14
pudiendo llegar hasta varios darcys La permeabilidad del revoque formada
por el lodo con baja peacuterdida da agua puede ser de 001 md Esto significa
que el revoque constituye una importante barrera a la penetracioacuten del filtrado
en la formacioacuten si la peacuterdida de agua del lodo es baja Si la peacuterdida de agua
del lodo es alta este formaraacute un revoque de mayor permeabilidad ademaacutes
de que aportaraacute una mayor cantidad de filtrado
Siendo el revoque el factor que controla la tasa volumeacutetrica de invasioacuten
de la formacioacuten la profundidad de la invasioacuten dependeraacute del tamantildeo del
espacio poroso disponible para contener el fluido invasor Por lo tanto a
mayor porosidad menor seraacute el diaacutemetro de invasioacuten (requiere menor
volumen de roca para alojar el filtrado) y viceversa
En realidad no es posible llegar a una definicioacuten exacta del diaacutemetro de
invasioacuten Di es el ldquodiaacutemetro eleacutectricamente equivalente de invasioacutenrdquo Este
corresponde al diaacutemetro de un cilindro cuya superficie se localiza a medio
camino entre la zona completamente lavada y el anillo (o la zona
contaminada en una arena acuiacutefera sin anillo) Por lo general en los caacutelculos
cuantitativos se usa un valor aproximado de Di
Para el propoacutesito de la interpretacioacuten de los registros se aproxima el valor
de Di entre 2d para las formaciones de alta porosidad y de 10d para las de
baja porosidad
- Perfiles resistivos e inductivos
Es un registro inducido La resistividad es la capacidad que tienen las
rocas de oponerse al paso de corriente eleacutectrica inducida y es el inverso de
la conductividad La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos
presentes en los poros de las rocas Proporciona evidencias del contenido de
15
fluidos en las rocas Si los poros de una formacioacuten contienen agua salada
presentaraacute alta conductividad y por lo tanto la resistividad seraacute baja pero si
estaacuten llenos de petroacuteleo o gas presentaraacute baja conductividad y por lo tanto la
resistividad seraacute alta Las rocas compactas poco porosas como las calizas
masivas poseen resistividades altas
TIPOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD
Existen dos tipos principales de perfiles resistivos el Perfil Lateral
(Laterolog) y el Perfil de Induccioacuten (Induction Log) El perfil lateral se utiliza
en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de induccioacuten se utiliza en lodos
resistivos (lodo fresco o base aceite)
Dentro de los Perfiles de Induccioacuten tenemos
a) SFL = Spherical Induction Log Para profundidades someras (05 ndash 15rsquo)
Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo)
b) MIL =LIM = Medium Induction Log Para distancias medias (15 ndash 30rsquo)
c) DIL =ILD = Deep Induction Log Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden
la resistividad de la formacioacuten (Rt)
Dentro de los Perfiles Laterales tenemos
a) MSFL = Microspheric Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo) Lee la
resistividad de la zona lavada (Rxo)
16
b) MLL = LLM = Micro Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo)
c) SLL =LL S = Someric Laterolog Para profundidades someras (05 y 15rsquo)
d) DLL =LL D = Deep Laterolog Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden
resistividad de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha en escala
logariacutetmica La unidad de medida es el ohm-m con un rango de valores que
va desde 02 hasta 2000 omh-m
Se lee de izquierda a derecha en escala logariacutetmica La unidad de
medida es el ohm-m con un rango de valores que va desde 02 hasta 2000
omh-m
El registro de resistividad tambieacuten se utiliza para estimar contactos
agua ndash petroacuteleo para calcular la resistividad del agua de formacioacuten (Rw) y la
resistividad verdadera de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha
- PERFIL POTENCIAL ESPONTANEA
Es un registro no inducido El SP de los materiales del subsuelo se
origina en las ceacutelulas electroquiacutemicas formadas por el contacto entre las
arcillas las arenas y el lodo de perforacioacuten y como consecuencia del efecto
electrocineacutetico de los fluidos que se mueven a traveacutes de la zona permeable
17
El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras
que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y
lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo
base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados
por el registro de GR
El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten
de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada
comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se
realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea
base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea
base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es
mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un
intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la
salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de
formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP
es negativo
Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen
registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros
SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la
salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio
ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a
las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto
el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)
18
El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables
(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas
(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)
para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de
formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad
- PERFILES DE POROSIDAD
Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son
los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas
Registro Neutroacutenico (CNL)
Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que
indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de
neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros
de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los
neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama
CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el
registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica
bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de
medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015
a 045 (ndash15 a 45 )
Registros de Densidad (FDC)
19
Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la
atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una
fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la
roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma
dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve
para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que
posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el
registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja
porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es
grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3
Registros Soacutenicos (BHC)
Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del
sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un
receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se
llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la
porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de
traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito
menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se
lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash
500) oacute el segpie (40 ndash 240)
COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS
20
1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE
RESISTIVIDAD
21
2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD
Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1
se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS
En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash
MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)
A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando
en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los
perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4
los perfiles especiales
22
- PERFILES DE POZOS ESPECIALES
Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto
costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo
estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR
Registro de Buzamiento (Dipmeter)
El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los
cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de
lecturas de resistividad
Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos
estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya
que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes
dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos
en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo
de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un
buzamiento estructural sobre una lutita
23
Falla Normal
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Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)
El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos
petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas
complejas
Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos
magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten
cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos
magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos
naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La
herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios
estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute
muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos
25
Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se
deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m
(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos
poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima
de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros
grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten
de granos maacutes gruesos
De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y
reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una
discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo
de la superficie terrestre
En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los
datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad
cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos
finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior
de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por
ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para
este pozo
Registro de Imaacutegenes (FMI)
Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el
subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y
para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener
por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por
resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se
denomina FMI
26
27
Registro RFT
Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se
encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de
ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya
que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de
presioacuten
La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos
para calibrar contactos maacutes precisos
28
En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y
resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta
RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por
los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente
gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de
lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes
Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una
profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede
resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede
llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto
del pozo
Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)
Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y
la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder
determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea
homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y
verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la
roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas
heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las
resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en
este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea
29
Rv Rh ===gt Anisotropiacutea
Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras
porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla
laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada
El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que
estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas
(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de
intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor
30
CONCLUSIONES
bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in
situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del
pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes
herramientas geofiacutesicas
bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan
de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas
directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos
bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a
estudiar
bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es
necesario utilizar un conjunto de ellos
bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de
formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y
31
desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del
equipo y el tipo de informacioacuten deseada
bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los
registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos
bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad
medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten
supuesta de porosidad 100 llena de agua
bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de
las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de
no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes
precisos
bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar
la porosidad del yacimiento y su litologiacutea
bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten
es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m
32
RECOMENDACIONES
Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los
pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las
reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se
justifique la inversioacuten del pozo
Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la
ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no
presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista
demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos
Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar
la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y
desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)
33
Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea
del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor
al que se desea llegar
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos
qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1
httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf
httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload
httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf
34
ANEXOS
35
RESUMEN DE LOS PERFILES MAacuteS IMPORTANTES
36
37
pudiendo llegar hasta varios darcys La permeabilidad del revoque formada
por el lodo con baja peacuterdida da agua puede ser de 001 md Esto significa
que el revoque constituye una importante barrera a la penetracioacuten del filtrado
en la formacioacuten si la peacuterdida de agua del lodo es baja Si la peacuterdida de agua
del lodo es alta este formaraacute un revoque de mayor permeabilidad ademaacutes
de que aportaraacute una mayor cantidad de filtrado
Siendo el revoque el factor que controla la tasa volumeacutetrica de invasioacuten
de la formacioacuten la profundidad de la invasioacuten dependeraacute del tamantildeo del
espacio poroso disponible para contener el fluido invasor Por lo tanto a
mayor porosidad menor seraacute el diaacutemetro de invasioacuten (requiere menor
volumen de roca para alojar el filtrado) y viceversa
En realidad no es posible llegar a una definicioacuten exacta del diaacutemetro de
invasioacuten Di es el ldquodiaacutemetro eleacutectricamente equivalente de invasioacutenrdquo Este
corresponde al diaacutemetro de un cilindro cuya superficie se localiza a medio
camino entre la zona completamente lavada y el anillo (o la zona
contaminada en una arena acuiacutefera sin anillo) Por lo general en los caacutelculos
cuantitativos se usa un valor aproximado de Di
Para el propoacutesito de la interpretacioacuten de los registros se aproxima el valor
de Di entre 2d para las formaciones de alta porosidad y de 10d para las de
baja porosidad
- Perfiles resistivos e inductivos
Es un registro inducido La resistividad es la capacidad que tienen las
rocas de oponerse al paso de corriente eleacutectrica inducida y es el inverso de
la conductividad La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos
presentes en los poros de las rocas Proporciona evidencias del contenido de
15
fluidos en las rocas Si los poros de una formacioacuten contienen agua salada
presentaraacute alta conductividad y por lo tanto la resistividad seraacute baja pero si
estaacuten llenos de petroacuteleo o gas presentaraacute baja conductividad y por lo tanto la
resistividad seraacute alta Las rocas compactas poco porosas como las calizas
masivas poseen resistividades altas
TIPOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD
Existen dos tipos principales de perfiles resistivos el Perfil Lateral
(Laterolog) y el Perfil de Induccioacuten (Induction Log) El perfil lateral se utiliza
en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de induccioacuten se utiliza en lodos
resistivos (lodo fresco o base aceite)
Dentro de los Perfiles de Induccioacuten tenemos
a) SFL = Spherical Induction Log Para profundidades someras (05 ndash 15rsquo)
Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo)
b) MIL =LIM = Medium Induction Log Para distancias medias (15 ndash 30rsquo)
c) DIL =ILD = Deep Induction Log Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden
la resistividad de la formacioacuten (Rt)
Dentro de los Perfiles Laterales tenemos
a) MSFL = Microspheric Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo) Lee la
resistividad de la zona lavada (Rxo)
16
b) MLL = LLM = Micro Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo)
c) SLL =LL S = Someric Laterolog Para profundidades someras (05 y 15rsquo)
d) DLL =LL D = Deep Laterolog Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden
resistividad de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha en escala
logariacutetmica La unidad de medida es el ohm-m con un rango de valores que
va desde 02 hasta 2000 omh-m
Se lee de izquierda a derecha en escala logariacutetmica La unidad de
medida es el ohm-m con un rango de valores que va desde 02 hasta 2000
omh-m
El registro de resistividad tambieacuten se utiliza para estimar contactos
agua ndash petroacuteleo para calcular la resistividad del agua de formacioacuten (Rw) y la
resistividad verdadera de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha
- PERFIL POTENCIAL ESPONTANEA
Es un registro no inducido El SP de los materiales del subsuelo se
origina en las ceacutelulas electroquiacutemicas formadas por el contacto entre las
arcillas las arenas y el lodo de perforacioacuten y como consecuencia del efecto
electrocineacutetico de los fluidos que se mueven a traveacutes de la zona permeable
17
El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras
que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y
lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo
base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados
por el registro de GR
El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten
de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada
comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se
realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea
base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea
base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es
mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un
intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la
salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de
formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP
es negativo
Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen
registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros
SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la
salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio
ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a
las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto
el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)
18
El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables
(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas
(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)
para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de
formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad
- PERFILES DE POROSIDAD
Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son
los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas
Registro Neutroacutenico (CNL)
Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que
indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de
neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros
de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los
neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama
CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el
registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica
bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de
medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015
a 045 (ndash15 a 45 )
Registros de Densidad (FDC)
19
Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la
atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una
fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la
roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma
dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve
para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que
posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el
registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja
porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es
grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3
Registros Soacutenicos (BHC)
Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del
sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un
receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se
llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la
porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de
traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito
menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se
lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash
500) oacute el segpie (40 ndash 240)
COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS
20
1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE
RESISTIVIDAD
21
2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD
Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1
se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS
En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash
MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)
A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando
en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los
perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4
los perfiles especiales
22
- PERFILES DE POZOS ESPECIALES
Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto
costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo
estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR
Registro de Buzamiento (Dipmeter)
El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los
cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de
lecturas de resistividad
Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos
estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya
que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes
dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos
en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo
de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un
buzamiento estructural sobre una lutita
23
Falla Normal
24
Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)
El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos
petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas
complejas
Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos
magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten
cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos
magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos
naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La
herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios
estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute
muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos
25
Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se
deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m
(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos
poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima
de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros
grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten
de granos maacutes gruesos
De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y
reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una
discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo
de la superficie terrestre
En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los
datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad
cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos
finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior
de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por
ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para
este pozo
Registro de Imaacutegenes (FMI)
Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el
subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y
para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener
por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por
resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se
denomina FMI
26
27
Registro RFT
Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se
encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de
ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya
que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de
presioacuten
La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos
para calibrar contactos maacutes precisos
28
En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y
resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta
RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por
los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente
gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de
lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes
Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una
profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede
resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede
llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto
del pozo
Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)
Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y
la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder
determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea
homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y
verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la
roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas
heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las
resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en
este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea
29
Rv Rh ===gt Anisotropiacutea
Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras
porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla
laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada
El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que
estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas
(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de
intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor
30
CONCLUSIONES
bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in
situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del
pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes
herramientas geofiacutesicas
bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan
de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas
directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos
bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a
estudiar
bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es
necesario utilizar un conjunto de ellos
bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de
formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y
31
desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del
equipo y el tipo de informacioacuten deseada
bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los
registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos
bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad
medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten
supuesta de porosidad 100 llena de agua
bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de
las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de
no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes
precisos
bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar
la porosidad del yacimiento y su litologiacutea
bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten
es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m
32
RECOMENDACIONES
Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los
pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las
reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se
justifique la inversioacuten del pozo
Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la
ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no
presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista
demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos
Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar
la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y
desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)
33
Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea
del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor
al que se desea llegar
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos
qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1
httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf
httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload
httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf
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ANEXOS
35
RESUMEN DE LOS PERFILES MAacuteS IMPORTANTES
36
37
fluidos en las rocas Si los poros de una formacioacuten contienen agua salada
presentaraacute alta conductividad y por lo tanto la resistividad seraacute baja pero si
estaacuten llenos de petroacuteleo o gas presentaraacute baja conductividad y por lo tanto la
resistividad seraacute alta Las rocas compactas poco porosas como las calizas
masivas poseen resistividades altas
TIPOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD
Existen dos tipos principales de perfiles resistivos el Perfil Lateral
(Laterolog) y el Perfil de Induccioacuten (Induction Log) El perfil lateral se utiliza
en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de induccioacuten se utiliza en lodos
resistivos (lodo fresco o base aceite)
Dentro de los Perfiles de Induccioacuten tenemos
a) SFL = Spherical Induction Log Para profundidades someras (05 ndash 15rsquo)
Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo)
b) MIL =LIM = Medium Induction Log Para distancias medias (15 ndash 30rsquo)
c) DIL =ILD = Deep Induction Log Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden
la resistividad de la formacioacuten (Rt)
Dentro de los Perfiles Laterales tenemos
a) MSFL = Microspheric Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo) Lee la
resistividad de la zona lavada (Rxo)
16
b) MLL = LLM = Micro Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo)
c) SLL =LL S = Someric Laterolog Para profundidades someras (05 y 15rsquo)
d) DLL =LL D = Deep Laterolog Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden
resistividad de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha en escala
logariacutetmica La unidad de medida es el ohm-m con un rango de valores que
va desde 02 hasta 2000 omh-m
Se lee de izquierda a derecha en escala logariacutetmica La unidad de
medida es el ohm-m con un rango de valores que va desde 02 hasta 2000
omh-m
El registro de resistividad tambieacuten se utiliza para estimar contactos
agua ndash petroacuteleo para calcular la resistividad del agua de formacioacuten (Rw) y la
resistividad verdadera de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha
- PERFIL POTENCIAL ESPONTANEA
Es un registro no inducido El SP de los materiales del subsuelo se
origina en las ceacutelulas electroquiacutemicas formadas por el contacto entre las
arcillas las arenas y el lodo de perforacioacuten y como consecuencia del efecto
electrocineacutetico de los fluidos que se mueven a traveacutes de la zona permeable
17
El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras
que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y
lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo
base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados
por el registro de GR
El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten
de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada
comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se
realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea
base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea
base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es
mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un
intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la
salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de
formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP
es negativo
Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen
registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros
SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la
salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio
ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a
las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto
el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)
18
El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables
(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas
(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)
para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de
formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad
- PERFILES DE POROSIDAD
Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son
los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas
Registro Neutroacutenico (CNL)
Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que
indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de
neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros
de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los
neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama
CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el
registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica
bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de
medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015
a 045 (ndash15 a 45 )
Registros de Densidad (FDC)
19
Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la
atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una
fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la
roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma
dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve
para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que
posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el
registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja
porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es
grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3
Registros Soacutenicos (BHC)
Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del
sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un
receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se
llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la
porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de
traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito
menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se
lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash
500) oacute el segpie (40 ndash 240)
COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS
20
1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE
RESISTIVIDAD
21
2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD
Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1
se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS
En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash
MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)
A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando
en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los
perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4
los perfiles especiales
22
- PERFILES DE POZOS ESPECIALES
Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto
costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo
estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR
Registro de Buzamiento (Dipmeter)
El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los
cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de
lecturas de resistividad
Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos
estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya
que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes
dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos
en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo
de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un
buzamiento estructural sobre una lutita
23
Falla Normal
24
Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)
El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos
petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas
complejas
Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos
magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten
cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos
magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos
naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La
herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios
estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute
muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos
25
Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se
deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m
(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos
poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima
de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros
grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten
de granos maacutes gruesos
De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y
reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una
discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo
de la superficie terrestre
En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los
datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad
cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos
finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior
de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por
ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para
este pozo
Registro de Imaacutegenes (FMI)
Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el
subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y
para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener
por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por
resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se
denomina FMI
26
27
Registro RFT
Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se
encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de
ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya
que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de
presioacuten
La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos
para calibrar contactos maacutes precisos
28
En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y
resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta
RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por
los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente
gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de
lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes
Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una
profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede
resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede
llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto
del pozo
Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)
Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y
la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder
determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea
homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y
verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la
roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas
heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las
resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en
este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea
29
Rv Rh ===gt Anisotropiacutea
Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras
porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla
laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada
El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que
estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas
(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de
intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor
30
CONCLUSIONES
bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in
situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del
pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes
herramientas geofiacutesicas
bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan
de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas
directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos
bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a
estudiar
bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es
necesario utilizar un conjunto de ellos
bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de
formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y
31
desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del
equipo y el tipo de informacioacuten deseada
bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los
registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos
bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad
medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten
supuesta de porosidad 100 llena de agua
bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de
las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de
no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes
precisos
bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar
la porosidad del yacimiento y su litologiacutea
bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten
es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m
32
RECOMENDACIONES
Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los
pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las
reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se
justifique la inversioacuten del pozo
Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la
ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no
presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista
demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos
Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar
la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y
desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)
33
Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea
del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor
al que se desea llegar
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos
qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1
httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf
httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload
httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf
34
ANEXOS
35
RESUMEN DE LOS PERFILES MAacuteS IMPORTANTES
36
37
b) MLL = LLM = Micro Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo)
c) SLL =LL S = Someric Laterolog Para profundidades someras (05 y 15rsquo)
d) DLL =LL D = Deep Laterolog Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden
resistividad de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha en escala
logariacutetmica La unidad de medida es el ohm-m con un rango de valores que
va desde 02 hasta 2000 omh-m
Se lee de izquierda a derecha en escala logariacutetmica La unidad de
medida es el ohm-m con un rango de valores que va desde 02 hasta 2000
omh-m
El registro de resistividad tambieacuten se utiliza para estimar contactos
agua ndash petroacuteleo para calcular la resistividad del agua de formacioacuten (Rw) y la
resistividad verdadera de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha
- PERFIL POTENCIAL ESPONTANEA
Es un registro no inducido El SP de los materiales del subsuelo se
origina en las ceacutelulas electroquiacutemicas formadas por el contacto entre las
arcillas las arenas y el lodo de perforacioacuten y como consecuencia del efecto
electrocineacutetico de los fluidos que se mueven a traveacutes de la zona permeable
17
El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras
que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y
lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo
base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados
por el registro de GR
El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten
de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada
comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se
realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea
base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea
base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es
mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un
intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la
salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de
formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP
es negativo
Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen
registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros
SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la
salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio
ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a
las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto
el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)
18
El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables
(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas
(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)
para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de
formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad
- PERFILES DE POROSIDAD
Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son
los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas
Registro Neutroacutenico (CNL)
Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que
indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de
neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros
de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los
neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama
CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el
registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica
bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de
medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015
a 045 (ndash15 a 45 )
Registros de Densidad (FDC)
19
Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la
atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una
fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la
roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma
dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve
para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que
posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el
registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja
porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es
grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3
Registros Soacutenicos (BHC)
Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del
sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un
receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se
llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la
porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de
traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito
menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se
lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash
500) oacute el segpie (40 ndash 240)
COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS
20
1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE
RESISTIVIDAD
21
2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD
Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1
se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS
En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash
MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)
A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando
en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los
perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4
los perfiles especiales
22
- PERFILES DE POZOS ESPECIALES
Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto
costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo
estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR
Registro de Buzamiento (Dipmeter)
El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los
cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de
lecturas de resistividad
Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos
estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya
que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes
dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos
en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo
de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un
buzamiento estructural sobre una lutita
23
Falla Normal
24
Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)
El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos
petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas
complejas
Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos
magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten
cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos
magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos
naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La
herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios
estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute
muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos
25
Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se
deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m
(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos
poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima
de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros
grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten
de granos maacutes gruesos
De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y
reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una
discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo
de la superficie terrestre
En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los
datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad
cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos
finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior
de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por
ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para
este pozo
Registro de Imaacutegenes (FMI)
Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el
subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y
para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener
por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por
resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se
denomina FMI
26
27
Registro RFT
Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se
encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de
ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya
que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de
presioacuten
La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos
para calibrar contactos maacutes precisos
28
En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y
resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta
RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por
los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente
gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de
lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes
Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una
profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede
resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede
llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto
del pozo
Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)
Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y
la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder
determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea
homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y
verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la
roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas
heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las
resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en
este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea
29
Rv Rh ===gt Anisotropiacutea
Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras
porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla
laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada
El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que
estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas
(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de
intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor
30
CONCLUSIONES
bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in
situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del
pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes
herramientas geofiacutesicas
bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan
de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas
directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos
bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a
estudiar
bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es
necesario utilizar un conjunto de ellos
bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de
formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y
31
desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del
equipo y el tipo de informacioacuten deseada
bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los
registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos
bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad
medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten
supuesta de porosidad 100 llena de agua
bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de
las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de
no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes
precisos
bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar
la porosidad del yacimiento y su litologiacutea
bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten
es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m
32
RECOMENDACIONES
Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los
pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las
reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se
justifique la inversioacuten del pozo
Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la
ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no
presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista
demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos
Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar
la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y
desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)
33
Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea
del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor
al que se desea llegar
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos
qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1
httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf
httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload
httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf
34
ANEXOS
35
RESUMEN DE LOS PERFILES MAacuteS IMPORTANTES
36
37
El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras
que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y
lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo
base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados
por el registro de GR
El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten
de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada
comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se
realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea
base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea
base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es
mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un
intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la
salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de
formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP
es negativo
Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen
registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros
SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la
salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio
ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a
las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto
el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)
18
El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables
(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas
(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)
para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de
formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad
- PERFILES DE POROSIDAD
Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son
los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas
Registro Neutroacutenico (CNL)
Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que
indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de
neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros
de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los
neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama
CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el
registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica
bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de
medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015
a 045 (ndash15 a 45 )
Registros de Densidad (FDC)
19
Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la
atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una
fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la
roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma
dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve
para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que
posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el
registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja
porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es
grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3
Registros Soacutenicos (BHC)
Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del
sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un
receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se
llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la
porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de
traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito
menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se
lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash
500) oacute el segpie (40 ndash 240)
COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS
20
1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE
RESISTIVIDAD
21
2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD
Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1
se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS
En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash
MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)
A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando
en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los
perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4
los perfiles especiales
22
- PERFILES DE POZOS ESPECIALES
Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto
costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo
estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR
Registro de Buzamiento (Dipmeter)
El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los
cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de
lecturas de resistividad
Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos
estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya
que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes
dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos
en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo
de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un
buzamiento estructural sobre una lutita
23
Falla Normal
24
Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)
El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos
petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas
complejas
Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos
magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten
cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos
magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos
naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La
herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios
estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute
muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos
25
Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se
deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m
(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos
poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima
de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros
grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten
de granos maacutes gruesos
De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y
reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una
discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo
de la superficie terrestre
En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los
datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad
cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos
finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior
de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por
ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para
este pozo
Registro de Imaacutegenes (FMI)
Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el
subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y
para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener
por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por
resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se
denomina FMI
26
27
Registro RFT
Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se
encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de
ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya
que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de
presioacuten
La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos
para calibrar contactos maacutes precisos
28
En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y
resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta
RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por
los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente
gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de
lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes
Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una
profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede
resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede
llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto
del pozo
Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)
Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y
la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder
determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea
homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y
verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la
roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas
heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las
resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en
este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea
29
Rv Rh ===gt Anisotropiacutea
Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras
porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla
laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada
El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que
estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas
(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de
intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor
30
CONCLUSIONES
bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in
situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del
pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes
herramientas geofiacutesicas
bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan
de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas
directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos
bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a
estudiar
bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es
necesario utilizar un conjunto de ellos
bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de
formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y
31
desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del
equipo y el tipo de informacioacuten deseada
bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los
registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos
bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad
medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten
supuesta de porosidad 100 llena de agua
bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de
las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de
no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes
precisos
bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar
la porosidad del yacimiento y su litologiacutea
bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten
es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m
32
RECOMENDACIONES
Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los
pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las
reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se
justifique la inversioacuten del pozo
Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la
ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no
presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista
demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos
Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar
la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y
desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)
33
Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea
del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor
al que se desea llegar
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos
qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1
httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf
httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload
httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf
34
ANEXOS
35
RESUMEN DE LOS PERFILES MAacuteS IMPORTANTES
36
37
El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables
(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas
(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)
para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de
formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad
- PERFILES DE POROSIDAD
Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son
los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas
Registro Neutroacutenico (CNL)
Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que
indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de
neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros
de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los
neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama
CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el
registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica
bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de
medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015
a 045 (ndash15 a 45 )
Registros de Densidad (FDC)
19
Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la
atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una
fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la
roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma
dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve
para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que
posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el
registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja
porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es
grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3
Registros Soacutenicos (BHC)
Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del
sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un
receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se
llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la
porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de
traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito
menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se
lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash
500) oacute el segpie (40 ndash 240)
COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS
20
1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE
RESISTIVIDAD
21
2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD
Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1
se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS
En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash
MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)
A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando
en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los
perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4
los perfiles especiales
22
- PERFILES DE POZOS ESPECIALES
Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto
costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo
estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR
Registro de Buzamiento (Dipmeter)
El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los
cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de
lecturas de resistividad
Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos
estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya
que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes
dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos
en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo
de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un
buzamiento estructural sobre una lutita
23
Falla Normal
24
Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)
El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos
petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas
complejas
Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos
magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten
cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos
magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos
naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La
herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios
estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute
muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos
25
Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se
deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m
(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos
poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima
de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros
grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten
de granos maacutes gruesos
De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y
reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una
discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo
de la superficie terrestre
En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los
datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad
cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos
finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior
de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por
ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para
este pozo
Registro de Imaacutegenes (FMI)
Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el
subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y
para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener
por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por
resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se
denomina FMI
26
27
Registro RFT
Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se
encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de
ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya
que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de
presioacuten
La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos
para calibrar contactos maacutes precisos
28
En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y
resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta
RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por
los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente
gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de
lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes
Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una
profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede
resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede
llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto
del pozo
Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)
Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y
la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder
determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea
homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y
verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la
roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas
heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las
resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en
este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea
29
Rv Rh ===gt Anisotropiacutea
Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras
porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla
laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada
El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que
estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas
(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de
intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor
30
CONCLUSIONES
bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in
situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del
pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes
herramientas geofiacutesicas
bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan
de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas
directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos
bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a
estudiar
bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es
necesario utilizar un conjunto de ellos
bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de
formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y
31
desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del
equipo y el tipo de informacioacuten deseada
bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los
registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos
bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad
medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten
supuesta de porosidad 100 llena de agua
bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de
las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de
no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes
precisos
bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar
la porosidad del yacimiento y su litologiacutea
bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten
es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m
32
RECOMENDACIONES
Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los
pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las
reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se
justifique la inversioacuten del pozo
Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la
ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no
presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista
demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos
Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar
la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y
desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)
33
Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea
del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor
al que se desea llegar
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos
qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1
httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf
httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload
httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf
34
ANEXOS
35
RESUMEN DE LOS PERFILES MAacuteS IMPORTANTES
36
37
Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la
atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una
fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la
roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma
dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve
para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que
posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el
registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja
porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es
grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3
Registros Soacutenicos (BHC)
Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del
sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un
receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se
llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la
porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de
traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito
menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se
lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash
500) oacute el segpie (40 ndash 240)
COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS
20
1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE
RESISTIVIDAD
21
2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD
Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1
se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS
En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash
MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)
A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando
en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los
perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4
los perfiles especiales
22
- PERFILES DE POZOS ESPECIALES
Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto
costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo
estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR
Registro de Buzamiento (Dipmeter)
El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los
cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de
lecturas de resistividad
Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos
estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya
que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes
dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos
en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo
de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un
buzamiento estructural sobre una lutita
23
Falla Normal
24
Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)
El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos
petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas
complejas
Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos
magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten
cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos
magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos
naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La
herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios
estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute
muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos
25
Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se
deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m
(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos
poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima
de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros
grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten
de granos maacutes gruesos
De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y
reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una
discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo
de la superficie terrestre
En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los
datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad
cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos
finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior
de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por
ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para
este pozo
Registro de Imaacutegenes (FMI)
Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el
subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y
para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener
por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por
resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se
denomina FMI
26
27
Registro RFT
Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se
encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de
ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya
que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de
presioacuten
La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos
para calibrar contactos maacutes precisos
28
En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y
resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta
RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por
los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente
gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de
lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes
Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una
profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede
resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede
llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto
del pozo
Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)
Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y
la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder
determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea
homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y
verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la
roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas
heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las
resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en
este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea
29
Rv Rh ===gt Anisotropiacutea
Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras
porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla
laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada
El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que
estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas
(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de
intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor
30
CONCLUSIONES
bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in
situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del
pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes
herramientas geofiacutesicas
bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan
de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas
directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos
bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a
estudiar
bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es
necesario utilizar un conjunto de ellos
bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de
formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y
31
desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del
equipo y el tipo de informacioacuten deseada
bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los
registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos
bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad
medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten
supuesta de porosidad 100 llena de agua
bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de
las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de
no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes
precisos
bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar
la porosidad del yacimiento y su litologiacutea
bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten
es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m
32
RECOMENDACIONES
Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los
pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las
reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se
justifique la inversioacuten del pozo
Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la
ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no
presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista
demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos
Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar
la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y
desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)
33
Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea
del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor
al que se desea llegar
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos
qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1
httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf
httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload
httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf
34
ANEXOS
35
RESUMEN DE LOS PERFILES MAacuteS IMPORTANTES
36
37
1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE
RESISTIVIDAD
21
2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD
Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1
se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS
En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash
MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)
A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando
en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los
perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4
los perfiles especiales
22
- PERFILES DE POZOS ESPECIALES
Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto
costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo
estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR
Registro de Buzamiento (Dipmeter)
El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los
cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de
lecturas de resistividad
Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos
estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya
que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes
dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos
en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo
de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un
buzamiento estructural sobre una lutita
23
Falla Normal
24
Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)
El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos
petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas
complejas
Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos
magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten
cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos
magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos
naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La
herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios
estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute
muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos
25
Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se
deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m
(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos
poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima
de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros
grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten
de granos maacutes gruesos
De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y
reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una
discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo
de la superficie terrestre
En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los
datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad
cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos
finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior
de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por
ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para
este pozo
Registro de Imaacutegenes (FMI)
Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el
subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y
para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener
por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por
resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se
denomina FMI
26
27
Registro RFT
Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se
encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de
ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya
que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de
presioacuten
La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos
para calibrar contactos maacutes precisos
28
En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y
resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta
RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por
los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente
gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de
lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes
Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una
profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede
resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede
llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto
del pozo
Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)
Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y
la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder
determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea
homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y
verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la
roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas
heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las
resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en
este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea
29
Rv Rh ===gt Anisotropiacutea
Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras
porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla
laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada
El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que
estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas
(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de
intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor
30
CONCLUSIONES
bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in
situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del
pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes
herramientas geofiacutesicas
bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan
de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas
directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos
bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a
estudiar
bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es
necesario utilizar un conjunto de ellos
bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de
formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y
31
desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del
equipo y el tipo de informacioacuten deseada
bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los
registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos
bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad
medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten
supuesta de porosidad 100 llena de agua
bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de
las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de
no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes
precisos
bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar
la porosidad del yacimiento y su litologiacutea
bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten
es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m
32
RECOMENDACIONES
Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los
pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las
reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se
justifique la inversioacuten del pozo
Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la
ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no
presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista
demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos
Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar
la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y
desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)
33
Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea
del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor
al que se desea llegar
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos
qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1
httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf
httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload
httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf
34
ANEXOS
35
RESUMEN DE LOS PERFILES MAacuteS IMPORTANTES
36
37
2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD
Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1
se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS
En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash
MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)
A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando
en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los
perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4
los perfiles especiales
22
- PERFILES DE POZOS ESPECIALES
Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto
costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo
estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR
Registro de Buzamiento (Dipmeter)
El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los
cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de
lecturas de resistividad
Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos
estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya
que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes
dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos
en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo
de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un
buzamiento estructural sobre una lutita
23
Falla Normal
24
Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)
El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos
petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas
complejas
Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos
magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten
cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos
magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos
naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La
herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios
estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute
muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos
25
Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se
deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m
(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos
poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima
de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros
grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten
de granos maacutes gruesos
De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y
reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una
discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo
de la superficie terrestre
En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los
datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad
cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos
finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior
de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por
ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para
este pozo
Registro de Imaacutegenes (FMI)
Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el
subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y
para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener
por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por
resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se
denomina FMI
26
27
Registro RFT
Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se
encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de
ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya
que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de
presioacuten
La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos
para calibrar contactos maacutes precisos
28
En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y
resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta
RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por
los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente
gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de
lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes
Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una
profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede
resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede
llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto
del pozo
Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)
Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y
la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder
determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea
homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y
verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la
roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas
heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las
resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en
este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea
29
Rv Rh ===gt Anisotropiacutea
Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras
porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla
laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada
El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que
estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas
(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de
intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor
30
CONCLUSIONES
bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in
situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del
pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes
herramientas geofiacutesicas
bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan
de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas
directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos
bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a
estudiar
bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es
necesario utilizar un conjunto de ellos
bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de
formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y
31
desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del
equipo y el tipo de informacioacuten deseada
bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los
registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos
bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad
medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten
supuesta de porosidad 100 llena de agua
bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de
las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de
no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes
precisos
bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar
la porosidad del yacimiento y su litologiacutea
bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten
es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m
32
RECOMENDACIONES
Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los
pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las
reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se
justifique la inversioacuten del pozo
Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la
ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no
presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista
demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos
Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar
la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y
desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)
33
Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea
del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor
al que se desea llegar
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos
qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1
httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf
httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload
httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf
34
ANEXOS
35
RESUMEN DE LOS PERFILES MAacuteS IMPORTANTES
36
37
- PERFILES DE POZOS ESPECIALES
Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto
costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo
estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR
Registro de Buzamiento (Dipmeter)
El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los
cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de
lecturas de resistividad
Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos
estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya
que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes
dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos
en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo
de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un
buzamiento estructural sobre una lutita
23
Falla Normal
24
Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)
El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos
petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas
complejas
Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos
magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten
cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos
magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos
naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La
herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios
estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute
muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos
25
Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se
deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m
(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos
poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima
de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros
grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten
de granos maacutes gruesos
De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y
reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una
discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo
de la superficie terrestre
En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los
datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad
cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos
finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior
de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por
ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para
este pozo
Registro de Imaacutegenes (FMI)
Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el
subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y
para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener
por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por
resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se
denomina FMI
26
27
Registro RFT
Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se
encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de
ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya
que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de
presioacuten
La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos
para calibrar contactos maacutes precisos
28
En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y
resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta
RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por
los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente
gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de
lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes
Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una
profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede
resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede
llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto
del pozo
Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)
Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y
la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder
determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea
homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y
verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la
roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas
heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las
resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en
este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea
29
Rv Rh ===gt Anisotropiacutea
Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras
porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla
laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada
El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que
estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas
(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de
intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor
30
CONCLUSIONES
bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in
situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del
pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes
herramientas geofiacutesicas
bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan
de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas
directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos
bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a
estudiar
bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es
necesario utilizar un conjunto de ellos
bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de
formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y
31
desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del
equipo y el tipo de informacioacuten deseada
bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los
registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos
bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad
medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten
supuesta de porosidad 100 llena de agua
bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de
las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de
no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes
precisos
bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar
la porosidad del yacimiento y su litologiacutea
bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten
es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m
32
RECOMENDACIONES
Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los
pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las
reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se
justifique la inversioacuten del pozo
Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la
ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no
presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista
demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos
Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar
la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y
desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)
33
Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea
del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor
al que se desea llegar
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos
qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1
httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf
httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload
httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf
34
ANEXOS
35
RESUMEN DE LOS PERFILES MAacuteS IMPORTANTES
36
37
Falla Normal
24
Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)
El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos
petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas
complejas
Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos
magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten
cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos
magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos
naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La
herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios
estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute
muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos
25
Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se
deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m
(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos
poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima
de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros
grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten
de granos maacutes gruesos
De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y
reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una
discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo
de la superficie terrestre
En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los
datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad
cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos
finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior
de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por
ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para
este pozo
Registro de Imaacutegenes (FMI)
Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el
subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y
para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener
por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por
resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se
denomina FMI
26
27
Registro RFT
Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se
encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de
ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya
que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de
presioacuten
La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos
para calibrar contactos maacutes precisos
28
En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y
resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta
RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por
los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente
gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de
lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes
Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una
profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede
resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede
llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto
del pozo
Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)
Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y
la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder
determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea
homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y
verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la
roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas
heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las
resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en
este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea
29
Rv Rh ===gt Anisotropiacutea
Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras
porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla
laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada
El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que
estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas
(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de
intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor
30
CONCLUSIONES
bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in
situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del
pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes
herramientas geofiacutesicas
bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan
de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas
directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos
bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a
estudiar
bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es
necesario utilizar un conjunto de ellos
bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de
formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y
31
desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del
equipo y el tipo de informacioacuten deseada
bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los
registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos
bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad
medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten
supuesta de porosidad 100 llena de agua
bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de
las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de
no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes
precisos
bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar
la porosidad del yacimiento y su litologiacutea
bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten
es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m
32
RECOMENDACIONES
Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los
pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las
reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se
justifique la inversioacuten del pozo
Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la
ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no
presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista
demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos
Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar
la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y
desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)
33
Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea
del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor
al que se desea llegar
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos
qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1
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httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload
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34
ANEXOS
35
RESUMEN DE LOS PERFILES MAacuteS IMPORTANTES
36
37
Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)
El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos
petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas
complejas
Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos
magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten
cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos
magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos
naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La
herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios
estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute
muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos
25
Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se
deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m
(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos
poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima
de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros
grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten
de granos maacutes gruesos
De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y
reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una
discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo
de la superficie terrestre
En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los
datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad
cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos
finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior
de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por
ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para
este pozo
Registro de Imaacutegenes (FMI)
Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el
subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y
para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener
por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por
resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se
denomina FMI
26
27
Registro RFT
Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se
encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de
ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya
que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de
presioacuten
La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos
para calibrar contactos maacutes precisos
28
En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y
resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta
RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por
los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente
gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de
lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes
Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una
profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede
resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede
llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto
del pozo
Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)
Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y
la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder
determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea
homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y
verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la
roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas
heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las
resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en
este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea
29
Rv Rh ===gt Anisotropiacutea
Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras
porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla
laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada
El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que
estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas
(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de
intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor
30
CONCLUSIONES
bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in
situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del
pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes
herramientas geofiacutesicas
bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan
de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas
directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos
bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a
estudiar
bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es
necesario utilizar un conjunto de ellos
bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de
formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y
31
desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del
equipo y el tipo de informacioacuten deseada
bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los
registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos
bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad
medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten
supuesta de porosidad 100 llena de agua
bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de
las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de
no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes
precisos
bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar
la porosidad del yacimiento y su litologiacutea
bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten
es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m
32
RECOMENDACIONES
Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los
pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las
reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se
justifique la inversioacuten del pozo
Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la
ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no
presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista
demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos
Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar
la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y
desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)
33
Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea
del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor
al que se desea llegar
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos
qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1
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34
ANEXOS
35
RESUMEN DE LOS PERFILES MAacuteS IMPORTANTES
36
37
Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se
deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m
(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos
poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima
de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros
grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten
de granos maacutes gruesos
De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y
reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una
discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo
de la superficie terrestre
En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los
datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad
cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos
finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior
de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por
ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para
este pozo
Registro de Imaacutegenes (FMI)
Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el
subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y
para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener
por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por
resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se
denomina FMI
26
27
Registro RFT
Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se
encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de
ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya
que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de
presioacuten
La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos
para calibrar contactos maacutes precisos
28
En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y
resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta
RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por
los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente
gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de
lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes
Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una
profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede
resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede
llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto
del pozo
Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)
Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y
la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder
determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea
homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y
verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la
roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas
heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las
resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en
este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea
29
Rv Rh ===gt Anisotropiacutea
Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras
porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla
laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada
El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que
estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas
(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de
intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor
30
CONCLUSIONES
bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in
situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del
pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes
herramientas geofiacutesicas
bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan
de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas
directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos
bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a
estudiar
bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es
necesario utilizar un conjunto de ellos
bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de
formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y
31
desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del
equipo y el tipo de informacioacuten deseada
bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los
registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos
bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad
medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten
supuesta de porosidad 100 llena de agua
bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de
las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de
no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes
precisos
bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar
la porosidad del yacimiento y su litologiacutea
bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten
es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m
32
RECOMENDACIONES
Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los
pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las
reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se
justifique la inversioacuten del pozo
Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la
ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no
presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista
demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos
Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar
la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y
desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)
33
Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea
del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor
al que se desea llegar
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos
qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1
httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf
httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload
httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf
34
ANEXOS
35
RESUMEN DE LOS PERFILES MAacuteS IMPORTANTES
36
37
27
Registro RFT
Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se
encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de
ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya
que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de
presioacuten
La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos
para calibrar contactos maacutes precisos
28
En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y
resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta
RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por
los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente
gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de
lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes
Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una
profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede
resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede
llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto
del pozo
Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)
Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y
la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder
determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea
homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y
verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la
roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas
heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las
resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en
este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea
29
Rv Rh ===gt Anisotropiacutea
Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras
porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla
laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada
El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que
estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas
(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de
intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor
30
CONCLUSIONES
bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in
situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del
pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes
herramientas geofiacutesicas
bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan
de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas
directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos
bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a
estudiar
bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es
necesario utilizar un conjunto de ellos
bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de
formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y
31
desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del
equipo y el tipo de informacioacuten deseada
bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los
registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos
bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad
medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten
supuesta de porosidad 100 llena de agua
bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de
las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de
no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes
precisos
bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar
la porosidad del yacimiento y su litologiacutea
bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten
es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m
32
RECOMENDACIONES
Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los
pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las
reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se
justifique la inversioacuten del pozo
Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la
ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no
presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista
demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos
Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar
la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y
desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)
33
Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea
del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor
al que se desea llegar
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos
qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1
httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf
httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload
httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf
34
ANEXOS
35
RESUMEN DE LOS PERFILES MAacuteS IMPORTANTES
36
37
Registro RFT
Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se
encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de
ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya
que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de
presioacuten
La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos
para calibrar contactos maacutes precisos
28
En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y
resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta
RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por
los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente
gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de
lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes
Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una
profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede
resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede
llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto
del pozo
Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)
Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y
la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder
determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea
homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y
verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la
roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas
heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las
resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en
este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea
29
Rv Rh ===gt Anisotropiacutea
Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras
porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla
laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada
El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que
estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas
(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de
intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor
30
CONCLUSIONES
bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in
situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del
pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes
herramientas geofiacutesicas
bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan
de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas
directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos
bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a
estudiar
bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es
necesario utilizar un conjunto de ellos
bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de
formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y
31
desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del
equipo y el tipo de informacioacuten deseada
bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los
registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos
bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad
medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten
supuesta de porosidad 100 llena de agua
bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de
las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de
no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes
precisos
bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar
la porosidad del yacimiento y su litologiacutea
bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten
es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m
32
RECOMENDACIONES
Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los
pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las
reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se
justifique la inversioacuten del pozo
Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la
ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no
presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista
demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos
Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar
la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y
desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)
33
Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea
del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor
al que se desea llegar
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos
qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1
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ANEXOS
35
RESUMEN DE LOS PERFILES MAacuteS IMPORTANTES
36
37
En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y
resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta
RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por
los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente
gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de
lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes
Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una
profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede
resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede
llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto
del pozo
Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)
Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y
la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder
determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea
homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y
verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la
roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas
heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las
resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en
este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea
29
Rv Rh ===gt Anisotropiacutea
Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras
porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla
laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada
El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que
estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas
(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de
intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor
30
CONCLUSIONES
bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in
situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del
pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes
herramientas geofiacutesicas
bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan
de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas
directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos
bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a
estudiar
bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es
necesario utilizar un conjunto de ellos
bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de
formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y
31
desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del
equipo y el tipo de informacioacuten deseada
bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los
registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos
bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad
medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten
supuesta de porosidad 100 llena de agua
bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de
las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de
no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes
precisos
bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar
la porosidad del yacimiento y su litologiacutea
bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten
es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m
32
RECOMENDACIONES
Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los
pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las
reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se
justifique la inversioacuten del pozo
Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la
ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no
presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista
demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos
Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar
la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y
desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)
33
Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea
del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor
al que se desea llegar
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos
qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1
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36
37
Rv Rh ===gt Anisotropiacutea
Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras
porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla
laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada
El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que
estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas
(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de
intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor
30
CONCLUSIONES
bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in
situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del
pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes
herramientas geofiacutesicas
bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan
de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas
directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos
bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a
estudiar
bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es
necesario utilizar un conjunto de ellos
bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de
formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y
31
desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del
equipo y el tipo de informacioacuten deseada
bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los
registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos
bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad
medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten
supuesta de porosidad 100 llena de agua
bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de
las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de
no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes
precisos
bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar
la porosidad del yacimiento y su litologiacutea
bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten
es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m
32
RECOMENDACIONES
Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los
pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las
reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se
justifique la inversioacuten del pozo
Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la
ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no
presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista
demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos
Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar
la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y
desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)
33
Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea
del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor
al que se desea llegar
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos
qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1
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36
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CONCLUSIONES
bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in
situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del
pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes
herramientas geofiacutesicas
bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan
de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas
directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos
bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a
estudiar
bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es
necesario utilizar un conjunto de ellos
bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de
formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y
31
desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del
equipo y el tipo de informacioacuten deseada
bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los
registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos
bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad
medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten
supuesta de porosidad 100 llena de agua
bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de
las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de
no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes
precisos
bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar
la porosidad del yacimiento y su litologiacutea
bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten
es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m
32
RECOMENDACIONES
Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los
pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las
reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se
justifique la inversioacuten del pozo
Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la
ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no
presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista
demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos
Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar
la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y
desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)
33
Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea
del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor
al que se desea llegar
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos
qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1
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ANEXOS
35
RESUMEN DE LOS PERFILES MAacuteS IMPORTANTES
36
37
desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del
equipo y el tipo de informacioacuten deseada
bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los
registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos
bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad
medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten
supuesta de porosidad 100 llena de agua
bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de
las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de
no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes
precisos
bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar
la porosidad del yacimiento y su litologiacutea
bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten
es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m
32
RECOMENDACIONES
Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los
pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las
reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se
justifique la inversioacuten del pozo
Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la
ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no
presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista
demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos
Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar
la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y
desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)
33
Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea
del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor
al que se desea llegar
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos
qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1
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ANEXOS
35
RESUMEN DE LOS PERFILES MAacuteS IMPORTANTES
36
37
RECOMENDACIONES
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pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las
reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se
justifique la inversioacuten del pozo
Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la
ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no
presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista
demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos
Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar
la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y
desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)
33
Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea
del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor
al que se desea llegar
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
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36
37
Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea
del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor
al que se desea llegar
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