Registro de Pozos

INDICE1- INTRODUCCION REGISTROS 1-2 1-4 1-4 A CABLE GRABACION DIGITAL HERRAMIENTAS DE PERFILAJE Calibración 1-5 Resolución vertical 1-6 Filtrado y deconvolución Profundidad de investigación 1-6 1-7 2- PROPIEDADES DE LAS ROCAS V FLUIDOS POROSIDAD - SATURACION DE AGUA PERMEABILIDAD - PERMEABILIDAD RELATIVA 2-1 RESISTIVIDAD 2-3 2-4 Resistividad del agua Resistividad de la formación 2-2 2-5 3- AMBIENTE DE LOS REGISTROS EL LODO DE PERFORACiÓN 3-1 EL PROCESO DE INVASiÓN 3-2 3-5 GEOMETRIA DEL POZO TEMPERATURA DEL POZO 3-7 4- POTENCIAL ESPONTANEO CURVA DE SP 4-1 ORIGEN DEL SP 4-2 DETERMINACION DETERMINACION 5- REGISTROS DEL VOLUMEN DE ARCILLA DE Rw MEDIANTE EL SP DE RESISTIVIDAD REGISTROS REGISTROS ELECTRICOS CON ELECTRODOS REGISTROS DE MICRORESISTIVIDAD REGISTROS DE INDUCCION DE ENFOQUE Registros de inducción de alta resolución Registros con arreglo de receptores 6- REGISTROS Variaciones 5-1 5-3 5-7 5-11 5-15 5-18 DE RA VOS GAMMA estadísticas 6-1 Detectores de rayos gamma Calibración API Estimación del volumen de arcilla Aplicaciones 4-6 4-6 de la espectroscopía 6-2 6-3 6-4 de rayos gamma 6-5 7- REGISTROS DE DENSIDAD PRINCIPIO DE LA MEDICiÓN Factor foteléctrico INSTRUMENTAL POROSIDAD A PARTIR DEL REGISTRO DE DENSIDAD 7-1 7-4 7-4 7-7 1 INTRODUCCION en este caso son las clásicas tres, numeradas de izquierda a derecha como l, Il y III. El nombre de cada curva, su escala y la codificación utilizada para presentarla están ubicadas en la parte superior de cada pista. La escala puede ser lineal, como las pistas l y III, o logarítmica como la pista n. Esta última es utilizada para graficar la resistividad o permeabilidad para poder representar en detalle todo el rango de valores. El eje vertical es profundidad, y en este caso la pista de profundidad está ubicada entre las pistas 1 y Il. Las escalas de profundidad habituales son 1:200 y 1:1000, aunque a veces también se utilizan las escalas 1:500 y 1:40 en ciertas aplicaciones. Podemos definir un registro de pozo, también llamado perfil, como la medición de propiedades del subsuelo y/o del pozo en función de la profundidad. Los registros permiten determinar, incluso durante la perforación, la profundidad y el espesor de los estratos de interés, su mineralogía y propiedades mecánicas, el volumen y tipo de hidrocarburos, la presión de formación, la presencia de fracturas, la geometría del pozo y los estratos, la velocidad de las formaciones, el estado de la cañería y el cemento, la cantidad de hidrocarburos remanentes por detrás de la cañería y otras informaciones útiles para el manejo del yacimiento. En la figura 1-1 se muestra un ejemplo de perfil con varias curvas graficadas en diferentes pistas, que SPC MV 1-80 11;- - - - - - - - - ti~L_ - - - - - - - 2011 -261 DEPTH 1102 - - - - - - - -t~~9MM lIT - - AT10 dec - - _T::/ ~ e"( ( ..••...... -., ~ · ~ ..-::; 1-~ " 1- I , . . .-· · , , Ir 1--- "b >.-D 11P\ 1': r-t-- "-t---... 1- 1) ~ ~ , t-- ~ <D I~ ~ ~ ~ 1"- b ~ 75 ! , le ~ ~ -- . · , - ~-,... _v , - 01 01 2001 OHMM R · DPHIP 2001106 -6'~~~- -200115:6 102 -·- - - - - - - - 1, _ 1'--1\. ¡::::::;¡ ( I~ ~ , r :<K ~ 1"':- 1- D ( Fig. 1-1 - Ejemplo de registro con las 3 pistas tradicionales (de izquierda a derecha l. 11Y 111)Y la pista de profundidad. Las líneas de profundidad están espaciadas 5 metros. 1-1 Los registros tienen un encabezamiento como el de la Fig. 1-2, con el logo de la empresa de perfilaje, el tipo de registro que se corrió, el nombre y locación del pozo, el nombre de la compañía operadora, la fecha, el intervalo registrado, la profundidad final y la información del lodo utilizado en la perforación. r,.~. _~ BAKER HUGHES I .. i':" '''1:' .cJ11fJll::7JEFlNitION ~"'! ~ ;~ Baker Atlas .RCHIVO -;" ..;._~ -, .1.~ pozos perforados costa afuera. Ambos tienen un tambor de cable conductor acoplado a un sistema . INDUCTI(JN lfóG"'" COlAPAN lA POZO YAC • PROVINCIA NO. • PI NO. COORDENADAS: Ver. 3.81 ESe. 1: HXX) SERVICIOS HO Il/ZOLjCAL "RILjCNC X: y: Z: ALTURAS: BASE DE IIIED PERFIL IIIED DESDE _N.T_. ___ PERrOR MED DESOE N I va DEL M.TIJRA N.T. O2-IIAR-2OO1 BJD"OROl:N DE SERVICIO 1 3320 PROfUNDIDAD PERfORADOR PROruNDlDAO PERFIL PRtMERA LECTUIlA FONDO 813.0 814.0 271.59 " 268.49 " " lit 110.511I 9.625 110.5 PERfORADOR PERflL DIAMETRO DEL POZO 8.5 TIPO DE INYECCION Plf'A VISCOSIIWl IN lit 0110.54 1160 G C3 90S 6.5 8 ULT I YA C I RCUl.AOA .M • TEWP. MEDIDA 2.59 R'WF A TEIIIP. YEDlDA 1.97 otIII 063 063 RIIC • TEMP. MEDIDA ORIGEN DE oyr 3.18 063 RIIC W: O IN N:m. fiLTRADA PH ORIGEN DE LA MUESTRA PRESENCIADO "R NT 812.3 •• OLTl1U. LEcruRA NO. OE EQUIPO BASE REGISTRADO POR KB 1 OOIERIA CANERIA RW A TEMP. fONDO TIElllPO DESDE FlN ORC. TOfPERATURA DE rONOO •• SOBRE LA ..sr TERRE}I) fECH. CRA. DENSIDAD 268.49 O "__ 011II 011II P1lfNSA 1.51 0tMI C3 DEGF DEGF DEGF O O O !WlOID 0113.0 DEGF O 3.5 HORAS 113 0EGf HL-6511 A. KOI.TEZ POR Fig 1-2 - Ejemplo de encabezamiento de un registro Los registros utilizan dispositivos electromecánicos para la medición del diámetro del pozo o las presiones del reservorio, eléctricos o electromagnéticos para la medición de la resistividad de la formación; acústicos, para la medición de la velocidad del sonido; radioactivos, para la medición de la porosidad y contenido de hidrocarburos; y de resonancia magnética nuclear para la medición de la porosidad y otras aplicaciones. REGISTROS A CABLE Los registros a cable en tierra se efectúan desde un camión de registros (Fig. 1-3) o de una cabina en 1-2 Fig 1-3 - Registro a cable con un camión (Ref. 1) procesa estas señales y responde en consecuencia. Actualmente. para cada profundidad la medición se hace con el cable ya estirado. La mayoría de los cables que se usan actualmente en los registros de pozo abierto contienen siete conductores. salvo errores por dilatación del cable. la profundidad medida por el cable es exacta. El equipo de superficie suministra la corriente eléctrica y envía comandos a las herramientas pero además recibe las señales desde las mismas. sino que a medida que va bajando la herramienta.46 de pulgada) a 3000 metros de profundidad está sometido a una tensión de unas 3500 libras y puede estirarse 60 cm. y luego se promedian las mismas para obtener la profundidad. que es generalmente un registro de resistividad. lo que significa un error del 0. un cable 7-46 (7 conductores y diámetro 0. Sin embargo. en la práctica el error es del orden de 1 metro cada 1000 metros debido a fricción con las paredes del pozo y dilatación del cable. Los registros se realizan normalmente durante el ascenso en el pozo con objeto de asegurar velocidad y tensión de cable constantes durante el perfilaje. 1-3). La profundidad del fondo del pozo medida por el perforador es menos exacta que la medida por registros. un sistema de medición de profundidad. En el caso del camión. por lo que la profundidad definitiva de un pozo es la que mide el primer registro corrido en el mismo. por lo que el registro se debe hacer subiendo. Sin embargo la medición de profundidad con ruedas calibradas es insensible al estiramiento. MEDICIÓN DE LA PROFUNDIDAD La profundidad es la medida más importante que se obtiene de los registros. el mismo se estira en proporción a su longitud debido a su propio peso y el de las herramientas. Cuando la herramienta llega al fondo del pozo. Fig. Las ruedas generan pulsos por cada vuelta. la computadora y paneles que controlan las herramientas y procesan sus señales. es decir que el error teórico que se comete con este sistema es de 10 cm en 1000 metros. haciéndolas girar una cantidad de vueltas proporcional al largo de cable que ha entrado al pozo. Las herramientas se conectan a un cable eléctrico para bajarlas y sacarlas del pozo. prácticamente todos los dispositivos (calipers) que miden el diámetro del pozo se bajan cerrados y se abren hidráulicamente en el fondo (ver Fig. porque el cable no se estira luego de pasar por la rueda. 2). Por ejemplo. a partir de los cuales se grafican los registros en papel. el mismo también transporta los instrumentos de medición y el personal hasta la locación del pozo. y registradores en papel o película para presentar las copias de campo de los registros. Debe tenerse en cuenta que a medida que aumenta la cantidad de cable en el pozo. Por otra parte.1 % en la medida de profundidad (Ref. 1-4 Ruedas calibradas (cortesía Schlumberger) El cable pasa entre las dos ruedas. que se cuentan y transforman luego a profundidad. El cable se cubre con un armazón de acero para darle fuerza para soportar el peso de la herramienta y tirar de él en el' caso que la herramienta quede atascada en el pozo. Pero al comenzar el 1-3 . Las señales deseadas quedan grabadas en el disco duro de la computadora. 1-4. la mayoría de las herramientas de registro pueden combinarse y realizar varios registros en una sola bajada y subida en el pozo.hidráulico con el que se bajan y suben las herramientas de fondo. La profundidad se mide con un sistema de ruedas calibradas como las de la Fig. Tanto el cable como las herramientas se meten y sacan del pozo mediante un guinche instalado en la unidad. Estas ruedas están manufacturadas con una precisión de 1:10000. Cada rueda realiza una medida de profundidad en forma independiente. tiene en cuenta el estiramiento.5 pies (0. Durante el perfilaje. e incluso a una planilla Excel para cálculos rápidos de porosidad y saturación de agua. El formato de grabación puede ser: • LIS (Log Information Standard). la frecuencia de muestreo debe ser superior a la resolución vertical de la misma a fin de no perder información. su exactitud depende de otros tres factores: . por ejemplo. A 3000 metros y 3500 libras de tensión. 32. se indica que la referencia de profundidad es el nivel del terreno (N. Tiene un cabezal con la información de los datos del pozo. la altura del mismo sobre el nivel del terreno. En este formato los nombres de las curvas (mnemonics) están limitados a 4 caracteres. una bobina colocada cerca de las ruedas calibradas detecta el paso de cada marca. Los registros de forma de onda acústica se muestrean en tiempo cada 2 04 ms. • DLIS es la nueva versión de Schlumberger del formato LIS que permite mayor flexibilidad de grabación y nombres de curvas mayores a 4 caracteres. porque el cable se marca en superficie con el cable sometido a una tensión de 1000 libras. la computadora controla el paso de las marcas y ajusta la profundidad en forma automática.registro hacia arriba.T. Cuando se corre un registro debe indicarse en el encabezamiento cuál es la referencia de profundidad. Hay un control adicional de profundidad que consiste en colocar marcas magnéticas en el cable cada 50 metros. en caso de ser la misma el KB. GRABACIÓN DIGIT AL Las señales de los sensores son digitalizadas para su almacenamiento y posterior procesamiento. Pero debido a la naturaleza de las mediciones que realizan los registros y la presencia del pozo. La referencia de profundidad es generalmente el nivel del terreno (NT. El muestreo depende del tipo de señal a digitalizar. el estiramiento del cable se hace mayor porque la tensión subiendo es mayor a la tensión bajando debido al efecto de la densidad del lodo. la mayoría de las herramientas tiene procedimientos de calibración con patrones estandarizados. de las cuales la primera es la profundidad. la lista de las curvas y el orden en que están grabadas. la distancia entre marcas será superior a 50 metros. Esto permite importarlas con cualquier programa de evaluación de registros. HERRAMIENT AS DE PERFILAJE Al igual que todo instrumento de medición. Para las señales registradas en función de la profundidad. • LAS (Log Analysis Standard) es un formato ASCn (alfanumérico) con los datos organizados en columnas.1 pulgadas a fin de poder estimar la diferencia de profundidad entre curvas con la mayor precisión posible. El operador del camión de registro controla que los pulsos ocurran exactamente cada 50 metros. Es un formato binario compacto originalmente diseñado por Schlumberger y luego adoptado por la industria. generando un pulso que puede transformarse en una señal visual o auditiva.1 pies.2 o 0. En el encabezamiento de la Fig. En el 1-4 caso especial de las curvas de micro resistividad de los registros de buzamiento o imágenes se requiere un muestreo de 0.1524 metros) excepto los de muy alta resolución vertical. como los de micro resistividad. Para garantizar la exactitud. La precisión especificada por las compañías de servicio se verifica en cada pozo mediante un tramo repetido de unos 50 metros que se registra en la zona de interés (generalmente cerca del fondo del pozo) y su superposición con el tramo principal. puede ajustar manualmente la profundidad de modo que conservar la distancia entre marcas. El control de marcas magnéticas sí es sensible al estiramiento del cable. se debe conocer la exactitud y precisión con que las herramientas de perfilaje realizan las medidas. Si la computadora hace el ajuste de profundidad por marca magnética.). y. Habitualmente se utiliza un muestreo de 0. Los archivos LIS sólo pueden leerse con un programa especial. En algunos camiones de registro. o GL en inglés). que se registran cada 0. por lo que el operador de perfilaje debe corregir la profundidad para compensar esta diferencia. aunque algunas compañías productoras utilizan como referencia el kelly bushing (KB). Si esto no ocurre. SI y S2 son dos patrones de calibración y M I Y M2 son las lecturas no calibradas correspondientes que se determinan durante la calibración de superficie.92) = 0. Ejemplo 1-1 Cuando en superficie se le coloca un aro de 8 pulgadas al caliper de una herramienta. Calibración 18 ~------------------------~ 16 - ({) Computadora de superficie -. 1-6 Ejemplo de calibración digital con dos puntos (adaptado de Ref.92 pulgadas. para cada punto medido M se obtiene el valor calibrado S: o "O ro •. la misma lee 5. lodo. y por lo tanto la misma puede determinarse con sólo dos puntos.47 pulgadas. como puede verse en el ejemplo de la Fig. 1-5. Para la mayoría de las herramientas. 1-6. .. A partir de los mismos se determinan la ganancia G y el offset O.. la correspondencia entre lecturas no calibradas y valores verdaderos es lineal. 1-5. significa conocer la correspondencia entre lo que mide la herramienta y un patrón de referencia.47-5. 6 8 10 12 no calibrados Fig. La recta de calibración de cada una las herramientas está almacenada en la computadora de superficie. En este ejemplo. y cuando se le coloca un aro de 12 pulgadas. • La resolución vertical de las herramientas. 1-5 Calibración digital de los registros. 3) S=GM+O Como se muestra en la Fig. • La profundidad de investigación Calibración.• Las correcciones por efecto de pozo (diámetro. Debido a que el proceso de adquisición de datos de registros es digital. en el disco duro se almacenan tanto los datos calibrados como los no calibrados. lee 10. Durante el registro. temperatura) que se aplican a las lecturas. Esto permite una futura corrección de las lecturas de un registro en caso que se descubra un error en la calibración del instrumento. dicha correspondencia está almacenada en la memoria de la computadora de superficie.o Registro (calibrado) roo ({) ~ 8 o ro > 2 - o o 2 4 Valores Datos del pozo (no calibrados) Fig.72 1-5 . Determinar la recta de calibración. como se ilustra esquemáticamente en la Fig. Solución: la ganancia y el offset son: G = (12-8) / (11. 1-8). como se verá en el Capítulo 7. afectados de coeficientes o pesos cuya suma debe ser la unidad. y patrón de referencia secundario.0.73 + 0. Fig. por lo que una aplicación común de los filtros es adaptar la alta resolución de las curvas de micro resistividad a la menor resolución de las curvas de resistividad profunda. o sea volver una curva filtrada a su valor original.25.72 x 5. la resolución vertical efectiva empeora porque se aplican filtros para disminuir las variaciones estadísticas de los perfiles radioactivos o mejorar la relación señal/ruido de mediciones ruidosas como la resonancia magnética. Cuando se conocen los pesos utilizados para filtrar una curva. 1-7. Los filtros que se utilizan habitualmente son de nueve u once puntos. A su vez. por ejemplo. que se utiliza para calibrar cada herramienta en forma periódica en la base de operaciones de la compañía de servicios. un instrumento con 2 pies (60 cm) de resolución vertical leerá correctamente en el punto central de una capa de 2 pies de espesor pero leerá menos que el valor correcto en capas con menos de 2 pies (Fig. la resolución vertical de un instrumento es igual a la distancia entre transductores. En cada nivel. se debe distinguir entre patrón de referencia primario. se acostumbra llamar deconvo!ución. Por ejemplo. 1-7 Definiciónde resolución vertical (adaptado de Ref. Esto significa que. Filtrado de curvas El llamado filtrado de curvas es en realidad un promedio vertical de n niveles muestreados.3) Por ejemplo. un filtro de 3 niveles con coeficientes 0.7 Y la recta de calibración es: S = 3.25 multiplica el valor central por 0. el proceso es trivial ya que es posible volver al valor original aplicando . En primera aproximación. Sin embargo. 1-6 x Fig. el patrón de referencia primario para la herramienta de densidad consiste en bloques de caliza de distintas porosidades saturados con agua dulce.0. 1-8 Lectura de una curva en un evento de menor espesor que su resolución vertical El efecto neto de filtrar una curva es disminuir su resolución vertical.92 = 3.5 y le suma los valores adyacentes multiplicados por 0.25 .5 . que se utiliza en el diseño de la herramienta para caracterizar su respuesta. Resolución vertical Definimos como resolución vertical de un instrumento el mínimo espesor x de un evento a que puede ser medido correctamente por lo menos en un punto como muestra la Fig.o= 8- 0.72 M Los patrones de referencia para la calibración de los registros dependen del tipo de herramienta y su configuración física. el valor filtrado de una curva es el promedio del valor original a esa profundidad con valores por encima y por debajo del mismo. sea entre transmisor y receptor (o emisor y detector) o entre receptores. El patrón de referencia secundario consiste en un bloque de aluminio en el que la herramienta debe leer un valor establecido durante la calibración primaria en laboratorio. El proceso inverso al filtrado. La deconvolución que se utiliza en los registros modernos para mejorar la resolución vertical de una medición de baja resolución es mucho más complicada porque hay infinitas soluciones que. 1-10 Factor geométrico radial integrado G(r) en función de la distancia radial a partir de la pared del pozo. En la Fig.4) de un registro 1. Su ventaja sobre el perfilaje a cable es que permite tomar decisiones y corregir la trayectoria del pozo en tiempo real.3 0. su alto costo lo limita a la perforación costa afuera y la perforación de pozos direccionales desde una misma locación. Profundidad de investigación Definiremos como profundidad de investigación la distancia en pulgadas o centímetros desde la pared del pozo a partir de la cual se origina el 50% de la señal que llega al instrumento como muestra la Fig 1-10. como se verá en el caso de la deconvolución del registro de inducción.4 0. Hacemos notar que para las herramientas antiguas la profundidad de investigación se expresaba en diámetro de invasión. Con el mismo criterio.2 25 30 35 40 45 50 55 60 r(cm) LA PERFORACIÓN El método de registrar durante la perforación por medio de sensores incorporados a la sarta de perforación permite perfilar pozos altamente desviados u horizontales. mientras que hacia la izquierda se aplica progresivamente más deconvolución.9 0. como se observa claramente en la curva que está más a la izquierda del diagrama. el filtrado disminuye el ruido pero empeora la resolución vertical. por lo cual para convertir a profundidad de investigación radial es necesario restar el diámetro del pozo y dividir por 2. la herramienta de inducción tiene una profundidad de investigación radial de 40 cm. Para resolver este problema se utiliza algún tipo de información externa.0 0. la herramienta de densidad tiene una profundidad de investigación de 8 cm. mientras que la deconvolución mejora la resolución vertical pero puede introducir ruidos. Habitualmente se utiliza la sigla MWD (Measurement While Drilling) cuando se 1-7 .6 (5 0. Suponiendo que la curva original es una de las dos centrales de la figura. hacia la derecha se aplica progresivamente más filtrado. reproducen la curva original. 1-9 se observa el efecto de los filtros y la deconvolución sobre un registro. porque a esa distancia de la pared del pozo 50% de su respuesta proviene de la zona entre O y 8 cm y el otro 50% de la zona entre 8 cm e infinito. al ser filtradas. pero Fig.7 ~ 0. Como es de esperar. 1-9 Efectos de filtrado y deconvolución (Ref. PERFILAJE DURANTE (MWD-LWD) +- FILTRADO-+- DECONVOLUCIONAOO Fig. para una herramienta de investigación somera (densidad) y una de gran profundidad de investigación (inducción).los mismos pesos pero con signo negativo para el valor centrai. Por ejemplo. Esquema del sistema de perfilaje durante la perforación (adaptado de Ret. En la Fig. 5) 1-8 / .~es ~Motor de fondo Fig 1-11 . Identificación de formaciones Rayos G~r:':'ma.registra sólo la desviación del pozo y se reserva la denominación LWD (Logging While Drilling) cuando se registran curvas para la evaluación de formaciones. La información se envía a superficie en tiempo real mediante pulsos de presión transmitidos por el lodo. incluidos resonancia magnética nuclear y toma de presiones. Resistividad _¡ '. Información direccional • Desviación • Azimut Cabina MWD • Detección de pulsos • Decodificación :0<. En la actualidad existe una versión LWD de casi todos los registros que se hacen a cable. pero también se almacenan en memorias no volátiles para su posterior lectura al sacar la herramienta. Los sensores están incorporados en las paredes de portamechas especiales para permitir la circulación del lodo. 1-11 se muestra un esquema del sistema.ii~. Philippe: Log Data Acquisition Control. Martín: "Normalización de la frecuencia de perfiles de pozo". SPWLA Annual Logging Symposium. Stephen: "Towards better measurements of logging depth". Alberto y Paris. Finn O. 1994 3. 8 al 11 de mayo de 2000 5. presentado en el Congreso Producción 2000. Atlas Wireline Analysis Services: Principles/Applications. AIgueró. Introduction and Quality to Wireline Log 1-9 . Schlumberger: 1989 Log lnterpretation 2. and Rodgers. Editions Technip. Theys. Sollie. 1991 4.REFERENCIAS 1. Puerto Iguazú. por ejemplo en las planillas de los análisis de laboratorio e incluso en valores digitales provistos por algunas compañías de perfilaje. la porosidad es adimensional y menor a la unidad y debe usarse de esa manera en los cálculos. puede definirse la porosidad como la fracción del volumen total de una muestra que es ocupada por fluidos. La saturación de agua de una formación puede variar de un 100% hasta un valor muy pequeño. Sin embargo debemos definir también el concepto de porosidad total. Descartando por el momento los poros no conectados. es común expresar la porosidad en porcentaje.\swl Agua Fig. El símbolo de la porosidad es <1>. tanto la contenida en los poros conectados como el agua ligada a la arcilla. El símbolo de saturación es S y el sub índice identifica el fluido (S. Sin embargo. SATURACION DE AGUA Saturación es la fracción del volumen poroso que ocupa uno de los fluidos presentes.Sw. que es el contenido total de fluidos que contiene la roca. Los registros de porosidad también leen la porosidad total. Por ejemplo. la saturación de petróleo So es igual a 1 . muy rara vez es nula.-r---- 1 -<j¡ // /1 »=>:»: / / ~ 1 - Sw--. sin embargo. por lo que deben ser corregidos para obtener la porosidad efectiva. 2-1 Definición de porosidad y saturación de agua Cuando la roca contiene agua y petróleo. se dice que una roca completamente saturada de agua tiene 100% de agua. la saturación de agua es la fracción del volumen poroso que contiene agua. 2-1 .2 PROPIEDADES DE LAS ROCAS Y FLUIDOS En este capítulo se hace un breve repaso de las propiedades de las rocas y fluidos que se deben medir para poder estimar el volumen de hidrocarburos presentes y la productividad del yacimiento a fin de poder relacionarlas con las lecturas de los registros de porosidad y resistividad. Otra forma de definir la porosidad efectiva es que corresponde al volumen disponible para almacenar hidrocarburos. So saturación de petróleo. Sg. saturación de gas). La porosidad que interviene en el cálculo de saturación de agua es la porosidad efectiva. incluyendo la que existe en poros no conectados y el agua ligada a la arcilla. Siempre habrá una cantidad de agua adherida a los granos por presión capilar que el hidrocarburo no puede desalojar. inclusive la de los poros no conectados. que son típicos de carbonatos. ya que al secar la muestra evaporan toda el agua. T 1 I 1 . saturación de agua. es decir la que corresponde a poros interconectados. la saturación de agua es adimensional y menor a la unidad. aunque verbalmente se suele expresar en porcentaje. Como los poros están ocupados por fluidos. Por lo tanto. Al igual que la porosidad. r/J = Volumen de fluidos Volumen de roca Por definición. POROSIDAD La porosidad es el volumen de los poros por unidad de volumen de formación. la porosidad que miden los laboratorios de petrofisica es la total. 2-2 R Q =C. 2-2. Como resultado. La permeabilidad puede definirse por medio de la ley de Darcy. Las permeabilidades efectivas son siempre menores o iguales a la permeabilidad absoluta y varían en función de la saturación de ambos fluidos. Ec. capilares o poros interconectados para ser permeable.t:.generalmente dicha saturación se conoce saturación de agua irreducible (Swirrr) como PERMEABILIDAD La permeabilidad es una medición de la facilidad con que los líquidos fluyen a través de una roca. siendo de especial interés las permeabilidades horizontal y vertical de una roca. y k. que da el caudal de un líquido de viscosidad f. El darcy es un valor muy grande de permeabilidad. La permeabilidad es una característica dinámica de las rocas y por lo tanto tiene propiedades 2-2 Ec. como se ilustra en la Fig. sin embargo. pero la permeabilidad de una fractura puede ser muy grande. por lo cual comúnmente se utiliza la milésima parte: el milidarcy (md). Para· normalizar las variaciones de las permeabilidades efectivas en función de la saturación entre O y 1 se define como permeabilidad relativa el cociente entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta. esto no es una regla absoluta: hay areniscas volcaniclásticas de alta porosidad y permeabilidad casi nula. por ejemplo. permeabilidad relativa al petróleo permeabilidad relativa al agua .2-l Jl donde C es una constante geometría del flujo. En una determinada muestra de roca y con cualquier líquido homogéneo. que es la que permite fluir 1 crrr'zseg de fluido de viscosidad 1 cp por un cubo de 1 cm de largo y 1 cm2 de sección cuando se le aplica un diferencial de presión de 1 atmósfera. La porosidad de dicha formación será baja.1 que pasa por un volumen de roca de permeabilidad k cuando se le aplica una diferencia de presión L1P: PERMEABILIDAD k Q=C·_·t:.2-3 Jlw donde k. Otras formaciones.~. a mayor porosidad mayor permeabilidad. que depende de la RELATIVA Cuando una roca está saturada por dos o más fluidos inmiscibles. el caudal de fluido que pasará por la roca depende de la permeabilidad efectiva a dicho fluido y su viscosidad. En el caso que haya petróleo yagua. pueden presentar fracturas o fisuras de una gran extensión. como la caliza. existe cierta relación entre la porosidad y la permeabilidad.p \V Fig. las calizas fracturadas pueden tener bajas porosidades pero permeabilidades muy altas.p Ec. la permeabilidad será una constante siempre y cuando el líquido no interactúe con la roca en si. Por lo general. respectivamente. direccionales. son las permeabilidades efectivas al petróleo y al agua. Así. Una roca debe tener fracturas. 2-2 Definición de la permeabilidad La unidad de permeabilidad es el darcy. .metro. Puede variar desde alrededor de 10% en formaciones con granos gruesos y alta permeabilidad hasta 50-60% en formaciones con granos finos y baja permeabilidad.y representa el agua adherida a los granos por presión capilar.--. Y aumenta krw. 1.9 1 1---- : 0. 2-3 Curvas teóricas de permeabilidad relativa al petróleo y al agua en una roca El valor mínimo de saturación de petróleo Sor. para una roca mojada en agua.En la Fig. Curvas típicas para la cuenca del Golfo San Jorge medidas en laboratorio se muestran en la Fig. En los yacimientos se A R=r·- L EC. la relativa al agua es máxima y sólo se moverá el agua. ". Para recuperar este petróleo residual se debe utilizar un surfactante que una las gotas para que formen una fase continua. en cambio.-----------------------. 11.8 : I I I 1 I I 1 I 1 I I 1 I 1 I I 0. El valor mínimo de saturación de agua es igual a Swirr. llega a esta condición cuando la roca ha sido completamente barrida por agua.la permeabilidad relativa al petróleo es máxima y la relativa al agua es cero. 2-3 son teóricas y pueden ser representativas de un reservorio de muy buena permeabilidad. Para esta muestra. 2-4 Curvas de permeabilidad relativa al petróleo y al agua en una muestra de la cuenca del Golfo San Jorge RESISTIVIDAD Swmin O So O •• I 1 1 s.2-4 donde R r es la resistividad en ohms. como se ilustra en la Fig. diminuye k. A medida que aumenta la saturación de agua. en vista de los bajos valores de Swirr y Sor. es la resistencia en ohms. por lo tanto el único fluido que se moverá será el petróleo. Este valor depende fundamentalmente de la superficie específica de los granos. 2-3 se muestra un ejemplo de curvas de permeabilidad relativa al petróleo y al agua en función de la saturación de agua.1 1 I I I I~ \ -. se debe a que el petróleo deja de fluir cuando deja de ser una fase continua y las gotas quedan atrapadas en los poros. Las curvas muestran que cuando la saturación de agua tiene el valor mínimo Swmin. es la resistencia medida entre lados opuestos de un cierto volumen de la sustancia multiplicado por el área y dividido por la longitud. 2-5. 1 /""1 1 I Satuta<:ÍÓI'I de A¡¡ua (%VP) Fig. por ejemplo en un proyecto de inyección de agua. I O Fig. 2-3 .0 I 0.2 0. 2-4. La resistividad o resistencia específica de una sustancia.hasta que para un valor de saturación de petróleo Sor la permeabilidad relativa al petróleo es cero. Las curvas que se muestran en la Fig. la saturación de agua irreducible es 52% y la saturación de petróleo residual es 15%. la.()l ti·e-sa 'J Or J\. ~'.éf'"ó1tljfieW éS'mitélóti de~a .~ :16 8UgS o J' . sb J._.~J ••.. n¡ "~~ J.. temperatura. ú~imrd'-~li~~(fmtlffle1 parte'S:F6r ifiin8~~B1ípm?l2(ú~ eC[lnvál&'a~11 igrá!ffl6~ f(h¡[I"'~"'llji:r:):." G'G.)~ c.-'J ) •..zrnrio f1~ bsbiviiaiaer sl .¡ r.."í·)'n~. ."" __.~.ji 'lf&1Jf&6'1Lá' 1§ f1íiyor -".2-5 1)1.O comunes en forma :~~ll:e~ ~~rmea~les pero se: observan en formaciones :i¡pperm~ables de 'mJy:baja porosidad{por ejemp"t9 !las evaporitas). \'. . "'. la conductividad de las formaciones se debe al agua dentro de SÚ8r'phros o al agua intersticial absorbida por una arcilla.' ~ ¡cOrrectamente.00. ....:} sup s edeb 5? .rnion -{ 20! n'3 .t:lel:.cid 3 j.G2 eb ormnirn joisv El 1itif1 ob Gi. ~ I • 1 ~.lIen p~ni(fitfst!a \ñt&S€ct§r~cvalo12deY. ~diÜo-. .e!::¡115!zÍ2::rI F.:.Ígrnma~fW6 ':lO ~¿-'tt')fi'eafii5é1ni¡r¿j¡ahfJíJ cref._'u.J·".~as fliJ 125 06 ~li(~6iigftuél¡illFm'e& .~q·.".J ¡concentración\ en pprn y gil de ¡CINa.J[ en ~ á el o ['¡01e .. nobBllfl. ~ _..• li. " ~"... í¡ I ~' .$llde cloruros (9f). ••••••••.J f:t'.... ! ¡ .m son P?C. 1 l !. utiliza)15es9 Iibf1p~s8~~e:~aI.sálifii&icfl' MBe~tdelbMidwsanHfi refuP..'\._ . de-.y.' .-.l\(.J'¡''... \..¡¡)C.'011j!'."'"'+ •••••••••""!"q ?nwd 2131 l>WJ l 1102 ehaí . . e es la inversa de la :r6sisti:v-ida"d:~Su-·-u'ntdacl--es-el -rnhe/rn >o ¡ más ¡ ...-~~----·---·--'-·-T--t~ ~--·------· !\ 1000 gil.~@.:.> '-l' . gtállio 111fr&l(g!f)....~[Jm S% ~ec'tái¡étm fbTi~~ílE~n1a f-e%pér~illfiáJ~e'no@F"bG.par t8R -ehiP'(cre rgffqppPl r:\etíaeb'el ·írtGlhplt:c"a'f por 1000 Y dividir por la densid~abae'.I :..11úgrdITIU ee-sotuc 'UIL·'Ó .O._1:.rlurQFs.!- J.resistividad j..:'Rhl·'¡!.Ip'áYáll\3 O!')~y'Olq :1d-:JD ~? . n. EC.'."'~"l.I':'. 1 nt '·F'1"~'¡"~...''especialmente ep e~ caso d~ iaguas~llY sal'!pás': Para 20nyertir la c@ñ~nt.""i·).• 10!:1 ()hi-uí... 1.presión "l i I I ¿ ~- ' .ls sb nernulo..101J~t.pG~rqu~l~se ihaee&fu~f3pgt'¡ra tdncéi~WaCtDn.¡qlJT. 'e' ~ .~.lb noi:o::.La conductividad dd ¡las rocas es generálmertte'hi.¡·J(·l ~~- ~ '1..§itr~ciólLe!lJ:.(...ron ¡puede hacer directámenté utilizando un f~ctor dt..201'oq .:~ta temperatura. ~ .q tiHír BI%&lu'0'Í'dnstn uélé fm:\~'!:""!"i'll ¡¡J25 §us:. .1V .gFi .Defi~ición de...q movilidad cie)Lló's' i'¿b~t:!por úr' disminución de 1 ¡ ~i'scoiidm:¡. '{ Af):')umáyot e~~s~HfictejfmaY' t~H~oíi~ueÜ~1ffii<1~¿ ~6~fam~ tle 1irIF-:¡f..Jgs !JBp Sl!'lt11:Jf:¡!"HJG (1!] JlJ "!f>srinu B12~ G E¿)....:) 52Él BflJJ tea ob el~b obnsuo ~2 2OJffs.trli¡dfé%fTthfttf~.:JJ!L"L <:J:".~:. .. -. Por lo tanto..asresistividades de ~brmación por lo general tari~n idp 0.. ~•."S? si tfi11 .¡fflBb[qmOJ ! \ .nB:f(:t!? Si..'~. ·. .q·¡ ~..it'á'¡-gó'l'f:icilTh. "el siemens/m. 11000.'rj· c __ .1 ~..n l"iJL¡'F"TO no: J~"n.<efi ~óm~'1~d_~pena&the de 1lft~m edfüf .UD¡-::::no~/¿mS:l 50 uóiosru ~.el -- ------------- I ~ ~xpt '~tse1 graffi'¿~'!({é . <.RU!)l¿'5] del agua E' re' i~·b H1atPia8'pigúi:PoepeHéfé' de .J'>J.>C'.:. ! I J - = I I ¡ ~ I . .-s.Hl pt:i~:f'Úda éie~ rem'P'erlitur&.. irisd ~J?:') 11::1:...p¡ ""'>J"~ u:6'nae .. En muchos cas~1a concentración'del ~al se da¡ ¡en.de l~ 'solución es pract xament~/l. : \..rf¡iza211lí?l~ltíiiea 115 zcbit srn '~Et!ol [JB? óilo j¡"¡c. CINa-[-g-f-tt=-l-:-6-5--Gl-=tg+l-}---Ee:-4--Qo~ ---'Tir--condüctÍvidad---dé--una---sü1iiCIOir" ! ! 08 f ! ' : aumenta taJibfélis!e6Bf.f! lnsQ .._ .2:3 51 ..q J. concentración expresada fuk'Heth~s f-á·Wtbiel1 flúnctoWi'i~ llr fuffip~flhi.~b ()~JÓ11~q f.~úil. I I \~.a r f~ci6'n ¡ I l..2 ~ 1000 ohm-rV-': Resistividades superi@r~ ::~ ¡lPOO opm. ¡:.k( j ¡UEl eÍlC~fHffªl(Hr'&Hmgib 6tITlOJ La mayoría de los reservt-Q~<?§:pepetró~'eo"y~5\S se componen de rocas que no conducen lalelectricidad cuando están secas. K.N' '.- Fig.r~' .uy inferior a 1 siemens] . /.o( ¡ %~ Í!. e-.5H Resistividad ':.il i'esfst~vlüillPffi:~JagtfaU~~aét&eefiii)élb'FW8m .~t& i.u§~~~IWliml1~p:m:j¡I·. así ¡CQ1TIO la 'I'densidbd de ia s}jfución a 7/Í °F (2$ °ti Par~ I A :conc~qtracione~ Iasta 20.orrerrr.' - <Sg101.. \).:. Et1125crn &J'-l'.P_QLJQ_que sLprelieii~tfhzar_una __unidad __ mas P¡§..J I :La Fhg. O ." /-: -.¡J J_t ••J\.O y la co¡UvtjTs.<'" f·r"0"'~I:>.I)..CL. 2-6 ._' •.. La con(ltlGti~fdad. oneio ~!~¡~1~(tbsl~d\?Pd&ct~« 'B~ '~rii~iiÚ i'J e es la conductividad Bnu .9t'ppm la densi'ta~ ..l 25 1 crx.1"' I •.'{m E mi ().(ac¡¿9 !efhC.éifatufá'..ira~vla 10(lC{l'á~d()?s~ tlés~ia~€1QprésáJB Fa ebñ'8@ñtr1i'ci6o..'i I l' ~-.-.s!~~~'8b 2[>'110') '> .1 ••• . 2!tp féflli'itWSai&üFar la 3resfsiBíióaClFd¡f üb1t 5f6lu-oi'óftd{fíeW.I.C.~ que a su vez es función de la concentración.&6~dY¡\fdOs obiA GííesBenlre~¡en)iH.oiornso r:S1¡Jg 2sí I( f. Bc.."..ns2 orlar) leo s~n9:J:J si eb e = --1000 r{'l' ~.").!..• ~ ¡re!s~W lrJ..lNise·~~l.. ppm~ - - - - - ¡ \ Densidad de la solución ' •• _H.unl)fi.". no' ~ "l' -~..>oí 11~esbsqsrrs nsbsup ..q ·.-7 muestra la An..~ •.ernrío ¡1::.¡jf¡:.. 2-5 .gi':J El I¡~l mnt?:..} 5D ¿o"2etJqn '.{livalencia~~ entre : I '1'I ¡.~"N.lsll¡¡jflf¡5lfitr6i 8~"(olGeiént5(j ... Se utiliza uniendo con una línea recta la temperatura en °F o "C con la salinidad en ppm hasta intersectar la resistividad. La relación temperaturas ecuaciones: R w2 entre resistividades de agua a dos puede expresarse mediante las =R I w =R \VI 1'¡+6.000 0.000 0. R.5 8.1 80.R (2'm) 20 Temperatura (0C) (0F) 500 260 240 220 400 10 200 Concentración 180 8 ppm CINa equiv. Rwl50 = RwlOO x 106.34 ohm.000 20 0. 2-8. 2-6.77 1'¡ + 2l.m 2-5 . mediante la Ec.2-9) El nomograma de la Fig.2 40 30.08 0.77 T2 +6.4 0.000 0.5 ohm.06 70 200.04 60 0.000 90 30 80 60.Nomograma para estimar resistividad de soluciones de cloruro de sodio en función de salinidad y temperatura.000 0. 2-8) para "C (Ec.000 0.m a 100°F.000 2 100 200 90 2.77 = 0.8 4. 2-6 .000 1 0.6 150 60 6.000 100 40.000 300.01 Fig.05 0. 2-6 permite determinar la resistividad de soluciones de cloruro de sodio en función de la concentración y temperatura.000 100.3 50 20.000 10. = 0. 6 200 160 5 300 300 140 4 400 3 250 600 120 800 1. Utilizando otra vez nomograma.5 T2 + 2l.m a 150°F.5 para °F (Ec. Ejemplo 2-1 Calcular la resistividad ppm de CINa a 100 y 150 °P de una solución de 9000 Solución: utilizando el nomograma de la Fig.03 50 0. = 0.000 80 3. O bien. R.000 70 0.02 10 0.34 ohm.77/156. En cambio.02 F= _1 fjJm donde m Ec.~ 1500 2 2000 -o ro -o . la conductividad de la roca es nula y por lo tanto m = 40000 60000 1.08 1. ya que el efecto de la resistividad del agua en la resistividad de la roca debe ser mayor cuanto mayor sea la cantidad de agua.06 1.16 l.2-10 donde 0. El examen de la Ec.0 01'- El'ro6 0~ E c.6 600 0. si todos los poros están aislados.LL ". La constante de proporcionalidad se llama factor de resistividad de formación.04 2.Resistividad de la formación Se ha establecido de manera experimental que la resistividad de una roca limpia completamente saturada en agua es proporcional a la resistividad del agua con la cual está saturada. 2-7 Equivalencia entre concentración en ppm y gIl Y densidad de soluciones de cloruro de sodio a 77 °F (adaptado de Ret.09 1.1 800 1'1'- ro zsro Z R. basándose en mediciones de laboratorio. 2) . 2-8. 4 oc. es la resistividad agua de la roca 100% saturada de F es el factor de formación 1.4 400 0.20 Fig. 2-6 1.5 500 0.05 10000 100 100000 12S 150 180000 1.¡¡¡ e ID O 3 3000 4 4000 5 SOOO e 6000 8 8000 10 10000 IS 15000 20000 I. como se ilustra en la Fig. 2-10 indica que el factor de formación F debe ser una función inversa de la porosidad.10 1.12 200 200000 250 300 1.07 1.00 LL o Ec.2-11 es el factor o exponente de cementación.Ie 1. 0. Y midiendo la resistividad R.o000 1.01 30000 1.OO!I 1.0 1000 ID -o e ·ti :> '0 (5 'e" ro :> ID -o El factor de formación F de una muestra de roca puede medirse en laboratorio saturando la roca completamente con una solución de resistividad conocida R.15 I~O 0. F.03 50 60 eo El exponente m depende fundamentalmente de la geometría del espacio poral. propuso la siguiente relación entre el factor de formación F y la porosidad <jJ: I. Se puede demostrar que su valor mínimo es m = 1 en el caso de fracturas abiertas mediante un modelo simplificado de tubos horizontales de sección S y porosidad <jJ. de la muestra. '-o C.14 1. c. Archie.2 200 1.3 300 0. 2-12 Si se expresa la Ec.2-14 Esta relación es habitualmente utilizada en areniscas cuando no se dispone de datos específicos de la formación estudiada. 2-9 Mediciones de factor de formación y porosidad en areniscas utilizadas en la relación de Humble (Ref. En la Fig. 4) 2-7 .1 Porosidad 1. 2-12 en forma logarítmica: log(F) = log(a) .62 F=-rjJ 2.m log(rjJ) EC. 2-9 se presentan las mediciones de factor de formación y porosidad en areniscas utilizadas para determinar la llamada relación de Humble (Ref.2-16 1: 'o 'ü 01 E o tí 01 IL F=~ rjJm EC.0 Fig. En este caso m = 1 Como puede verse. Como puede verse en la figura. mientras que en el de vúgulas la Estos permeabilidad es nula y m es infinito. 2-8 Modelo simplificado de fracturas utilizando tubos horizontales.m = 1 pendiente de la recta y log (a) es la intersección de la recta con 100% de porosidad (log (t/J)= O si la porosidad está expresada en fracción).6 y 2. 2-13 representativa de los datos mediante cuadrados mínimos. extremos de m sólo pueden darse en carbonatos o rocas ígneas.2-13 1+---~--~~~~~--4--T~~~~ 0. el exponente m tiene una relación directa con la permeabilidad. En rocas de porosidad intergranular los valores de m oscilan entre 1. En este caso es conveniente expresar la relación entre factor de formación y porosidad por medio de la ecuación EC.01 Si los valores medidos de factor de formación y porosidad se grafican en escala logarítmica y se halla la recta de la Ec.0 en función de la permeabilidad.2-15 EC. m es la 0.85 EC. las relaciones F=_l_ rjJ 1. La relación F-<j>para una cierta formación puede determinarse en laboratorio midiendo la porosidad y el factor de formación de varias muestras de roca de una formación. ya que en el caso de fracturas la permeabilidad es muy alta y m es bajo. 4) 0.15 Tubos de sección S Volumen = cP Resistividad = Rf Fig. . Rw = 2. ~I ~Ó' 10 "'- 100 INDICE DE RESISTIVIDAD IR Fig.0 La Ec. Ro = F . F = 20. F = 19. 40 ID 5 "AS · - 'HOW" I iO: ~ r-. 2-15. TEX'" le . donde R. o la cantidad de hidrocarburos es importante. La misma expresa que la resistividad de una formación es alta cuando la resistividad del agua de formación es alta. la resistividad de la formación se expresa como EC. Si se conoce la resistividad del agua y se miden la porosidad y la resistividad..""OYIDIIIT + LAIlI. T T T I I I I I AH~AGE .~' ~ • r $HUIDA •• . la Ec.~ ~ ~~ ®.ICJ(. completamente saturada con agua de resistividad 0. 2-17 se conoce también como ecuación de Archie... Solución: de la Ec.'OCEME} IRUNS. TUAS o i\ <. TEUS (lOCEIII .'LU_ · · · · · · .&Q" I o-.OC[II() N[. @ tOLlGOCtNl LA.7. LA tOLI.0 Suponiendo F = 20. 2-14. X @et--.2-18 EC.[ST V['UUT.. CA"AOA(LIM[Y 'AMOSTONI) • 1 ot' $0 SA.son equivalentes a la relación de Humble. es la resistividad de la formación n es un exponente habitualmente igual a 2.'~OX' crr r... de la Ec. 2-13. 2-15 es más fácil de utilizar en cálculos manuales. y es el fundamento de la interpretación cuantitativa de los registros de resistividad.•. 2-10 Mediciones 2-8 de n hechas por Archie sobre un gran número de muestras de roca. r . En carbonatos y areniscas de baja porosidad en general se utiliza m = 2. T í T (lOClN[ A • ~J +0 T I 1 SAIII"L( · ·· 20 .. F = 19.2-17 100 <.1 ohm. o $[[LIGSOII.m. que dan n = 2 ( Ref. T I ¡ T I lIT (..6 de la Ec. En particular.LCOI' '1"0' CHALOLU.m Efecto de hidrocarburos Cuando la roca contiene hidrocarburos. o la porosidad es baja.. la saturación de agua en formaciones limpias puede calcularse a partir de la ecuación 217 suponiendo n = 2: Ejemplo 2-2 Calcular la resistividad de una arenisca limpia de 20% de porosidad.0 ohm. 5) . Si bien es habitual utilizar el n = 2. En la Fig. n = 1.45 045% = 1. Vol.E. AAPG Bulletin. Por ese motivo es recomendable medir n en laboratorio sobre muestras de roca. se habrá subestimado la cantidad de hidrocarburos.2-20 Ejemplo 2-4 En la arenisca del ejemplo saturación de agua si n = 1.0 Solución: aplicando la Ec. es igual a. G. 5) Si n es distinto de 2. Feb. AIME (1950).: "Discussion of TP n" 2936". que resulta en una pendiente n = 2 (Ref.5. Archie. m = 1.3 y 2.M. 189. en areniscas se han medido valores de n entre 1. H. pago 307 EC.85.5 en vez de 2. Solución: aplicando la Ec. 2-18 debe EC. G. recalcular la 1. resulta Sw El exponente n depende de la mojabilidad de la roca. Si la saturación de agua se calcula con n = 2 pero el valor de n es inferior. Schlumberger: Log Interpretation/Principles. log1 = -nlogS.85. et al: "Resistivity of Brine-Saturated Sands in Relation to Pore Geometry". Winsawer. 1995 3. Vol.5 2-9 . A ese fin.: "Electrical Resistiviy Logs as an Aid in Determining Some Reservoir Characteristics". que Archie denominó Índice de resistividad 1. 1952 5.E.2-19 S: Aplicando logaritmos. se obtiene una recta de pendiente +rl. sobre una muestra totalmente saturada en agua y luego se le inyecta gradualmente un fluido no conductivo. Schlumberger: 2.Ejemplo 2-3 En la arenisca del ejemplo 2-2. Log Interpretation 1989 Charts. 2-10 se muestra el gráfico de determinación de n que realizó Archie sobre un gran número de areniscas. 146.0 la ecuación reemplazarse por la forma más general. Trans.m. para cada saturación de agua Sw.v por lo que graficando log 1 en función de log S. primero se mide la resistividad R. pago 54-61 4. 2-20 con a resulta Sw = 0. calcular la saturación de agua si la resistividad de la formación es 10 ohm. m = 1. 1=_1 REFERENCIAS l. Archie. 2-18 con a = 0. midiendo la resistividad de la roca R. Trans AIME (1942).34 o 34% = 2-3. Si se divide la ecuación 2-17 por la 2-10 resulta que la relación de resistividades R/Ro. El lodo se denomina salado cuando se le agregan sales.5" (22 cm) y lodo base agua de densidad 1. con temperaturas en el fondo hasta 200°C y presiones hasta 700 Kg/cm2. por lo que siempre requiere una corrección en función de la densidad del lodo y el diámetro del pozo. El registro de rayos gamma es afectado por el volumen y densidad del fluido que rodea al detector. aditivos y filtrado. etc. es básicamente no conductivo y no permite correr ningún registro cuyo funcionamiento requiere circulación de corrientes en el pozo: SP. densidad. Las equivalencias son: 1 g/crrr' = 1000 Kg/m3 = 8. En este tipo de lodo pueden correrse todos los registros.2 g/crrr' y su temperatura en el fondo es del orden de 80°C. como se verá en el capítulo correspondiente. La gran mayoría de los pozos productores de hidrocarburos en tierra son verticales o cuasi verticales con una profundidad promedio de 2500 metros. el pozo puede ser altamente desviado e incluso horizontal y su diámetro puede variar entre 4" y 24" o más. Tipos de lodo El tipo de lodo más común es a base de agua dulce. a veces llamado emulsión inversa.1 a 1.7 Ib/ga\. El lodo a base de petróleo. es decir. Esto equivalente a l.341b/gal Ejemplo 3-1 En el encabezamiento de la Fig. al que se agregan diversos aditivos para aumentar su densidad y facilitar la perforación. por ejemplo cloruro de potasio (KCI) con una concentración de 30 a 40 gil. 3-1 .3 AMBIENTE DE LOS REGISTROS La respuesta de los registros se ve afectada por el medio en que se efectúan las mediciones. se perforan con trépano de 8. Sin embargo. el pozo. 1-2. En algunos casos especiales. el lodo de perforación puede ser aislante (base petróleo) o altamente conductivo (base agua saturado en sal) y su densidad puede variar entre prácticamente cero (aire) y 2 g/crrr' o más. debe tenerse en cuenta que la profundidad de los pozos puede alcanzar los 6000 metros o más. la profundidad de invasión. por ejemplo para perforar estratos de sal. el lodo puede ser saturado (300 gil). En este último caso las correcciones que deben aplicarse a los registros de resistividad son importantes. En este caso pierde resolución o se anula completamente el registro de potencial espontáneo (SP) y comienzan a estar afectados los registros de resistividad. estos fluidos impiden que se corran otros registros como el acústico o el neutrón compensado. para control de arcillas. la geometría del pozo y la temperatura de la formación pueden limitar o impedir el uso de ciertos instrumentos y deben conocerse para cuantificar la magnitud de las correcciones a las lecturas de los registros. En particular. las características del lodo utilizado para la perforación. a veces representado con el símbolo #). En algunos casos especiales se perforan pozos con aire a presión o espuma. EL LODO DE PERFORACIÓN Las características del lodo de perforación que pueden afectar a los registros son: tipo de lodo y salinidad. microperfil. Densidad del lodo Durante la perforación del pozo se utiliza la densidad del lodo necesaria para que la presión hidrostática de la columna de lodo sea mayor que la presión de las formaciones a fin de evitar que el pozo se descontrole.16 g/cnr' o 9. y hay algunos como el de inducción que no pueden utilizarse con esta salinidad de lodo. Además de las limitaciones propias de los lados no conductivos. la densidad de lodo indicada es de 1160 Kg/m3 (aunque por error dice g/cnr'). lateroperfil. La densidad del lodo se mide en unidades métricas (g/crrr' o Kg/m3) o inglesas (libras por galón. siderita. etc. el cual por lo general tiene una permeabilidad muy baja e impide que siga ingresando filtrado a la formación (Fig. el desplazamiento de los líquidos de formación por medio del filtrado de lodo es cada vez menos completo.) afectan la respuesta de los registros sensibles a elementos pesados. 31). Dicha zona se conoce como la zona invadida. lo que resulta en la transición de la salinidad del filtrado de lodo a la salinidad original del agua de formación. la porosidad y permeabilidad de la formación. el filtrado desplaza la mayor parte del agua de formación y parte de los hidrocarburos. sólo tendrá hidrocarburos residuales y filtrado. La formación inalterada más allá de la zona de transición se conoce como zona no invadida o virgen.Proceso de invasión y formación de revoque en las zonas permeables durante la perforación (adaptado de Ref. Muy cerca del pozo. Si la zona contenía originalmente hidrocarburos. especialmente el de densidad. La extensión o profundidad de las zonas lavada y de transición depende de muchos parámetros. La nomenclatura utilizada es la siguiente: R. es la resistividad de la capa adyacente R. Esta zona se conoce como zona lavada.En caso de esperarse presiones anormalmente elevadas se utilizan lados de muy alta densidad. la salinidad del agua en esta zona es igual o cercana a la del filtrado del lodo por intercambio iónico. es la resistividad del agua en la zona virgen Rrnf es la resistividad del filtrado Rrnc es la resistividad del revoque . EL PROCESO DE INV ASION La diferencia de presión resultante entre la columna de lodo y la formación fuerza al filtrado del lodo a entrar en la formación permeable. hematita. Los aditivos utilizados para este fin (baritina. 3-2 Fig. Para describir la respuesta de los registros se utiliza un modelo esquemático del pozo como el de la Fig. es la resistividad de la zona virgen Rxo es la resistividad de la zona lavada R. como se verá a continuación. Si bien el filtrado no puede desplazar el agua irreducible. 1) Entre ellos están el tipo y características del lodo de perforación. A mayor distancia del pozo. mientras que el espesor de revoque afecta y puede volver inutilizables los registros que utilizan un patín apoyado en la pared del pozo. es uno de los factores determinantes de la profundidad de la invasión y el espesor del revoque. que se mide en crrr' de filtrado por cada 30 minutos. el diferencial de presión y el tiempo desde que se perforó la formación por primera vez. La profundidad de invasión afecta especialmente a las herramientas diseñadas para medir la resistividad de la formación no alterada. Las partículas sólidas del lodo se depositan en la pared del pozo donde forman un revoque de lodo. 3-2. 3-1 . Filtrado del lodo El filtrado del lodo. _--.=------====-------------------c-- __.-.._ ._ .__ --._--.I r-... _ LOdo @¡ ----..-=---...__ . 4 I ¡ . _ _..•... ...:.. ------. = F· R.1 Zona de transición ~Rt I I 1 Annulus Distribución radial de resistividades Fig.. como se muestra en la figura. (adaptado de Ref. Rmc Y sus respectivas temperaturas de medición y el filtrado de lodo se informan en el encabezamiento de los registros. 3-4 Distribución radial de fluidos y resístividades en una zona con hidrocarburos (Rmf > Rw. 3-3 Distribución radial de resistividades acuífera ( Rmf > Rw) (adaptado de Ref. La resistividad de la zona no invadida R. se relaciona con la porosidad. La saturación de agua disminuye gradualmente desde el valor Sxo en la zona lavada a S. en la zona virgen. en cambio. 3-3. Pared del pozo Rt Ran 1_ 1 Revoque Rxo Irrl . es decir de la magnitud de la saturación de agua de formación .temperatura de medición.3-1 La distribución radial de resistividades en una zona acuífera puede esquematizarse como en la Fig. Los valores medidos de Rm. Rxo se relaciona con la saturación de agua Sxo y la resistividad del filtrado Rrnf mediante la misma ecuación pero con la terminología de la zona lavada: Pared del pozo Distribución radial de los fluidos en la cercania del pozo t Ec. como se observa en la Fig. por tratarse de una zona con 100% de agua de formación. 2) 3-4 en una zona La distribución radial de resistividades es distinta en capas con hidrocarburos. 3-4. Rrnf . = R. La influencia del anillo en las mediciones de resistividad depende de la ubicación radial del anillo y de su severidad. En la zona lavada la resistividad es Rxo = F·Rmf porque toda el agua tiene la resistividad del filtrado. debido a la variación continua de salinidad entre la del filtrado y la del agua de formación. La resistividad. Esto puede ocurrir si en la zona de transición existe una zona donde parte del petróleo ha sido barrido pero la salinidad del agua es más cercana al agua de formación que al filtrado. 2) Pared del pozo lona de transición •. mediante la Ec. y la saturación de agua S. En la zona de transición la resistividad disminuye gradualmente del valor Rxo al valor Rt. 1-2. puede tener una zona de baja resistividad Ran entre Rxoy R. En la zona virgen la resistividad es R. 1 --I"~ Rt I 1 I Revoque Rxo Fig. la resistividad de agua R. como se ilustra en la Fig.. para el caso de lodo dulce. 2-17. llamada anillo o annulus debido a un barrido incompleto del agua de formación en la zona de transición. indicándose también el origen de la muestra de lodo. Sw < 50%). En presencia de de revoque se debe dividir por 2 la diferencia entre el diámetro de pozo medido y el tamaño nominal del pozo para estimar su espesor. 3-6 En un pozo ovalizado el caliper de la herramienta de densidad se coloca sobre el eje mayor. dos. 3-5 .. 3-5 Caliper de dos brazos utilizado por la herramienta que lee Rxo. ____ -f~========3E==t_--+---t-=~~·e~mayor Ejemenor 1I Fig. Estos dispositivos pueden ser de un. • Rxo Fig. como muestra la Fig. 3-7 muestra un modelo de caliper de tres brazos generalmente utilizado con el registro sónico. 3-9 se presenta un ejemplo de registros de caliper de dos y tres brazos en un pozo ovalizado. 3-6 Se muestra en forma esquemática el caliper de dos brazo utilizado por la herramienta que lee Rxo. Los registros de inducción con arreglo de receptores (ver Capítulo 5) son capaces de identificar anillos gracias a las múltiples medidas de resistividad con diferentes radios de investigación. 3-6. debido a que el registro de porosidad más utilizado es el de densidad. Puede observarse que cuando el pozo tiene diámetro 0 . cuatro o más brazos. 3-8. tres. 75. Debido a que los patines miden el diámetro interior del pozo. al igual que con el caliper convencional de dos brazos. La Fig.en los anillos con respecto a la saturación de agua de formación en la zona no invadida. 7) tiene un solo brazo que se abre hidráulicamente y apoya con fuerza contra la pared del pozo por medio de un resorte. por lo que. de tal manera que la diferencia entre el diámetro de pozo medido y el tamaño nominal del pozo es igual al espesor del revoque. GEOMETRIA DEL POZO Para determinar la geometría del pozo se utilizan dispositivos medidores del diámetro denominados caliper o calibre. En la Fig. En pozos ovalados este caliper lee un diámetro de pozo intermedio entre el eje menor y el eje mayor. En la Fig. por lo que tamaño de pozo aparente es mayor al real. Consiste en tres flejes de acero espaciados 120 que actúan como resortes para mantenerse apoyados contra la pared del pozo. la herramienta se orienta en el sentido del diámetro mayor en pozos ovalados. El brazo es delgado y corta el revoque. Los flejes no cortan el revoque. Al igual que la herramienta de dos brazos. para estimar el espesor de revoque se debe dividir por 2 la diferencia entre el diámetro de pozo medido y el tamaño nominal del pozo. En la mayoría de los pozos el diámetro del pozo proviene de este tipo de caliper. El caliper de la herramienta de densidad (ver Fig. Este tipo de dispositivo se abre en forma hidráulica y luego mantiene la presión contra la pared del pozo por medio de resortes. como se muestra en la Fig. el espesor del revoque es la mitad de la diferencia entre el diámetro de pozo medido y el tamaño nominal del pozo. Cap. En . / . ambas lecturas coinciden. 3-8 Posición que adopta un caliper de tres brazos en un pozo ovalado. 3-10 se ilustra en forma esquemática las dos mediciones que realiza una herramienta de 4 brazos en un pozo ovalado. 4) Las herramientas de buzamiento tienen cuatro o seis patines que apoyan contra la pared del pozo para medir la resistividad de los estratos en diferentes posiciones del pozo. La curva punteada corresponde al par de brazos 1-3... mientras que la curva llena corresponde al par de brazos 2-4. 3-6 Fig.•. 3-11 se presenta un ejemplo de registro de caliper de cuatro brazos en un pozo ovalado. CALlPERS -- Dos brazos --- Tres brazos SIOO Fig.. En el punto B el pozo se vuelve circular y ambos diámetros leen lo mismo. 3) ." . El diámetro leído (círculo punteado) es un valor intermedio entre los diámetros mayor y menor. En la zona A los brazos están orientados de tal manera que 1-3 leen el eje mayor mientras que 2-4 leen el eje menor. 3-7 Caliper de tres brazos utilizado generalmente con el registro sónico (adaptado de Ref.. En la Fig.DIAMETRO DEL POZO (pulgadas) 6 16 Ui' . . En cambio..!!! E:: O « O Ci Z ::J U. s a. en zonas de cavernas el caliper de tres brazos (línea punteada) lee menos que el caliper de dos brazos.-. Por lo tanto por cada par de brazos se obtiene una medición del diámetro del pozo. nominal."'" ----. Fig. En la Fig. 3-9 Ejemplo de registros de caliper de dos y tres brazos en un pozo ovalado (adaptado de Ref. Por ejemplo. I I TEMPERA TURA DEL POZO La temperatura del subsuelo aumenta con la profundidad debido a la alta temperatura del núcleo.. mientras que el caliper de tres brazos se aproxima más al volumen correcto. Cada par de brazos mide uno de los ejes de la elipse. 3-2 Si se supone un gradiente geotérmico lineal. La conductividad del agua de formación y de las arcillas también aumenta con la temperatura.-. En los pozos la temperatura puede afectar el funcionamiento de los instrumentos y tiene un efecto importante sobre algunas mediciones. " I . ~ .8 x T COC)+ 32 Ec. el mismo puede estimarse a partir de la temperatura de e ~ 8 e e Fig. El incremento de temperatura por unidad de profundidad se denomina gradiente geotérmico y es función de la conductividad térmica de las rocas. lo que debe tenerse en cuenta en el análisis cuantitativo de los registros. . El caliper de dos brazos sobrestima el volumen del pozo debido a que lee el diámetro mayor. ~\ . 4) 3-7 ." ) ( . superficie y la medida en un pozo a una cierta profundidad: A DIAMETRO DEL POZO 6 (pulgadas) 16 '\ ( ~. 3-11 Ejemplo de caliper de cuatro brazos en un pozo ovalizado (adaptado de Ref.l . . La equivalencia entre "C y °F está dada por: T (OF)= 1. la conductividad del lodo aumenta con la temperatura y por lo tanto el efecto del mismo sobre los registros de resistividad. I I I 1-3 I \ En el caso de pozos ovalados. En la industria petrolera es habitual expresar la temperatura en grados Farenheit (OF). y ahora 2-4 leen el eje mayor mientras que 1-3 leen el eje menor.~' B A .el punto e la sonda ha girado. el cálculo del volumen del pozo para la cementación es mucho más exacto cuando se dispone de un caliper de cuatro brazos. .:-. ". 3-10 Posición que adopta un caliper de 4 brazos en un pozo oval izado. I I \ Fig. lo que coincide con la temperatura media anual de la ciudad de euquén en la Tabla 3-1.3 25.5 24. En la tabla 3-1 se lista la temperatura media anual de varias localidades petroleras de América Latina.Manaus Barranca Bermeja Cúcuta Guayaquil Mérida Monterrey Talara Iquitos Maturín Maracaibo °C 5. Una primera aproximación a la temperatura de formación es la medida durante los registros de pozo abierto mediante un termómetro de máxima colocado en un receptáculo de acero que se adosa a las herramientas.3-3 donde TI es la temperatura medida. debe usarse la profundidad vertical real en vez de la medida. -T 1 sup PROF¡ Ec. donde observa que el gradiente de temperatura del lodo (TLODO) es inferior al de la formación (TEMP) porque los registros se hacen poco tiempo después de detener la circulación.3 16. En los pozos perforados costa afuera en Brasil se asume una temperatura del fondo del mar de 5 °C por debajo de 600 metros. 3-8 En pozos perforados costa afuera debe utilizarse como temperatura de superficie la temperatura del fondo del mar. 3-13 se muestran varias mediciones de temperatura estática en pozos de la cuenca neuquina. Conociendo el gradiente.8 26.8 25.7 26.7 7.1 25. En aguas más someras la temperatura depende de las corrientes. Tsup es la temperatura de superficie y PROFI es la profundidad a la que se midió TI. En aguas profundas del Océano Atlántico la temperatura puede variar entre 9 °C (48°F) a 600 metros y 2 °C (36°F) a 2000 metros. las herramientas más modernas de perfilaje tienen un sensor para medir la temperatura del lodo en forma continua. Además.9 2l. debe . puede medirse en pozo entubado cuando se realizan registros de producción o mediciones de presión. PROF Ec. y el gradiente de temperatura es 0. 3-12 se muestra un registro de temperatura de lodo y la temperatura de formación.9 27.3-4 En pozos dirigidos u horizontales.5 27. La extrapolación de las temperaturas indica que la temperatura de superficie es 58°F.6 14.8 2l. información que necesitan para efectuar correcciones a las lecturas en tiempo real. Argentina Bolivia Brasil Colombia Ecuador Méjico Perú Venezuela Río Grande Río Gallegos Comodoro Rivadavia Neuquén Mendoza Oran (Salta) Santa Cruz Vitoria Fortaleza . la temperatura del pozo a cualquier profundidad puede calcularse como: TEMP = Tsup + GRAD . La temperatura de formación.065 °Ffm.1 12. 3-4 está referida al fondo del mar. En la Fig.6 °F 42 45 55 58 61 71 76 76 80 82 80 78 78 71 71 79 79 82 Tabla 3-1 Temperatura media anual en varias localidades productoras de hidrocarburos de América Latina Temperatura de superficie En pozos perforados en tierra. que depende de la localización geográfica y la profundidad. En consecuencia.1 2l. En la Fig. el valor de temperatura de superficie a utilizar es la media anual correspondiente a la zona del pozo. En la parte superior del pozo. la temperatura de fondo medida es más baja que la de formación en una magnitud que depende de la profundidad y el tiempo transcurrido desde el fin de la circulación. también llamada temperatura estática. Estimación de la temperatura estática Cuando no se conoce el gradiente geotérmico.5 24.GRAD = T.6 26. el lodo tiene mayor temperatura que la formación. en cambio. ya que pocos metros por debajo de la superficie la temperatura deja de estar afectada por variaciones diarias. por ejemplo en el caso de pozos de exploración. Téngase en cuenta que en pozos perforados en el mar la profundidad de la Ec. presentado en la SPE Latín America and Caribbean Petroleum Engineering Conference. Journal o/ Petroleum Technology. Timko. EIsevier. 25 al 28 de marzo de 200 l. W. Well Logging 1987 For Earth Scientists. Principles/Applications.. Un método alternativo (Ref.Y. Schlumberger. 3-13 Temperatura neuquina. World Oil. C\l lo. y Cobb. Atlas Wireline Analysis. Q) c.An Empirical Method".. W. W.: "Static Formation Temperature From Well Logs .: "How Downhole Temperatures. Hilchie.M. Este método es poco utilizado en la actualidad debido a que las herramientas modernas permiten obtener prácticamente todos los registros en una sola carrera en el pozo. Uno de ellos consiste en medir la temperatura máxima registrada en cada carrera de registros y estimar la temperatura estática de la formación mediante un gráfico de Horner. Dowdle. Log lnterpretation Services.J. Khatchikian. 3-12 La temperatura del lodo durante los registros (curva TLODO) es más baja que la de formación (curva TEMP) en el fondo del pozo y más alta en la parte superior. :::s 2000 1000 3000 Profundidad (m etros) \ I ~ 500 \\ Fig. Jan-Feb 1968 5. TEMP deg F lo 10. 7) requiere un registro de inducción con arreglo de receptores (ver Capítulo 5) y un registro continuo de la temperatura del lodo. v.: "A Novel Method of Estimating Static Bottomhole Temperature Using Array Induction Logs".recurrirse a algún otro método para obtener un valor confiable de la temperatura del fondo del pozo.: "Caliper Logging . October 1972 6. '1ií lo..H. Buenos Aires.- 20011 --IdLe~DFO- - DEPTH M se igualan la temperatura del lodo y el gradiente geotérmico (Fig. similar al que se utiliza para determinar la presión de formación luego de un transiente de presión (Refs. lntroduction to Wireline Log 1500 \ \ ~ Fig. 2. 3-12) Y trazar la recta que une este punto con la temperatura de superficie. D. El método se basa en estimar la profundidad en que 3-9 . y Fertl.L. 250 200 u::a. SPE 69605. D. 1992 4. Ellis. estática en pozos de la cuenca REFERENCIAS \ 1000 h \ ~ \ \ \ \ 1. D. 7. 5 y 6). 27 (1975). A. 1989 3. The Log Analyst. 100 E Q) 1- 50· 1 -2001 o o \ \ 150 .W. Pressures Affect Drilling"..Theory and Practice". 85 Rt Ec. R. Que la relación factor de formación . ll-1 . Hay dos métodos rápidos para identificar capas con hidrocarburos: el método cuantitativo Rwa. acústicos y de resonancia magnética nuclear. que normalmente no se hace en el pozo mismo sino en gabinete. Esta evaluación está sujeta a error cuando se hacen cálculos utilizando hipótesis incorrectas. la Ec. neutrónicos. saturación de hidrocarburos. que utiliza sólo curvas de resistividad. Que el valor de R.porosidad elegida sea la adecuada para el tipo de roca estudiada. llamados quicklook. que permiten identificar rápidamente las mejores capas. 11-2 METODOS QUICK LOOK donde Rrnf es la resistividad del filtrado del lodo a la temperatura correspondiente a la profundidad estudiada y Rxo es la resistividad de la zona lavada medida por un dispositivo de micro resistividad. Que no haya errores importantes en la estimación de la resistividad del agua Rw. es la resistividad del agua de formación a la temperatura correspondiente a la profundidad estudiada. Asegurarse que todas estas condiciones se cumplan y eventualmente utilizar otros modelos para la evaluación de la saturación de agua requiere un análisis completo de todos los registros. por lo tanto es indispensable su verificación con mediciones en muestras del subsuelo. m y n en una arenisca. a y m son las constantes en la relación entre factor de formación y porosidad. 11-1 puede escribirse s IV RIV ~ rjJ 1.ll-1 • donde n es un exponente generalmente igual a 2. litología etc. Para hacer una evaluación rápida de la saturación de agua se han desarrollado métodos de evaluación simples basados en la ecuación de Archie. Ec. productividad. utilizado sea realmente la resistividad verdadera. rjJ es la porosidad efectiva y R. y el semi cuantitativo RxJRt. que utiliza la resistividad profunda y la porosidad.0. La evaluación de la saturación de agua en formaciones limpias se hace expresando la ecuación de Archie vista en el Capítulo 2 en función de la saturación de agua Sw: Tomando valores usuales de a. es la resistividad de la zona no invadida corregida por efecto de pozo y espesor de capa. 11-3 Para que los valores de saturación de agua obtenidos a partir de la ecuación 11-3 sean válidos deben darse los siguientes supuestos: • • • • EC. En forma similar puede calcularse la saturación de agua en la zona lavada Sxo: = Que la formación sea limpia o con bajo contenido de arcilla Que el exponente n sea aproximadamente igual a 2. La evaluación de la porosidad ha sido tratada en los capítulos sobre registros de densidad. permeabilidad.11 INTERPRETACION DE REGISTROS INTRODUCCION La interpretación de registros es el proceso por el cual las mediciones se traducen a los parámetros petrofisicos deseados de porosidad. Kv. En capas acuíferas Limitaciones del método Rva Es importante tener en cuenta las limitaciones del método Rwa: En capas con hidrocarburos • Si no hay capas 100% acuíferas en el pozo estudiado no se da la condición RwaCmin)= Re. Esto es especialmente cierto cuando Rwa se calcula a partir de la porosidad derivada de la densidad. 11-1 se deriva (asumiendo a = 1.06 valor mínimo de Rwa aproximadamente ohm. y muestra claramente un contacto agua/hidrocarburos a esa profundidad. 11-1 (curva RWA). la función Rwa tendrá un mínimo y será igual a R.06 ohm. es obtenido a partir de Rwamínimo. Método Rwa El método Rwa permite identificar rápidamente las capas con hidrocarburos y. Obsérvese que a pesar de las variaciones de resistividad de 3294 metros hasta el fondo (reflejando las variaciones de porosidad). si R. En cambio. ya que tanto numerador como denominador han sido calculados con el mismo exponente. n = 2) la definición de Rwa: Hacemos notar que si el valor de R. • En capas arcillosas el método Rwa será generalmente pesimista. utilizando m = 2. 11-4 El primer término de la Ec. Rwa ha sido calculado con la porosidad derivada del registro de densidad (curva DPHI) y la resistividad profunda ILD. 11-5 es independiente del exponente m utilizado. El segundo término de la Ec. 11-1. Normalmente el cálculo es hecho en el pozo por la compañía de perfilaje simultáneamente con la adquisición de los datos de porosidad y resistividad y presentado en el registro combinado como una curva continua. la saturación de agua obtenida partir de la Ec. determinado en la capa acuífera. la saturación de agua puede calcularse directamente a partir de Kva: s ~~RR. 11-5 . El valor de Rwaen la capa superior oscila entre 4 y 10 ohm. El método se basa en la ecuación de Archie. que seguramente corresponde al valor de la resistividad de agua en esta formación. Ec. en dicha arena. De lo anterior se deduce que si una formación en el intervalo estudiado es acuífera. ya que la arcilla disminuye la resistividad en mayor medida que el aumento aparente de porosidad. el exponente m debe ser también el que corresponde a la misma. 11-4 expresa el significado de la curva Rwa: Si Rwa= 2Rw ~ S. De la Ec. = 50% Ejemplo 11-1 En la Fig. En capas con hidrocarburos. 11-5 se derivan las siguientes reglas sencillas para estimar el contenido de hidrocarburos de una capa. En este ejemplo. como se muestra en la pista II de la Fig. y por lo tanto puede llegarse a una estimación errónea de la resistividad del agua Rw.m. De la Ec. Esta propiedad se utiliza con frecuencia para estimar la resistividad del agua cuando se desconoce la misma.m. que está poco afectada por la arcilla. W wa 11-2 Ec. estimar el valor de la resistividad de agua de formación Kv. 11-4 permite calcular Rwa en forma continua a partir de la porosidad y la resistividad y un valor predeterminado de m. es la resistividad de agua conocida en una formación.Ambos métodos pueden dar indicaciones erróneas en formaciones arcillosas. En estos casos para aplicar el método debe conocerse dicho valor por experiencia en el yacimiento o derivarse a partir de la SP.m. la arena inferior tiene un igual a 0. que requieren un análisis más completo. en casos favorables. = 70% Si Rwa= 4Rw ~ S. Tomando como válido el valor de R. la saturación de agua en la capa superior oscila entre 8 y 12%. es aproximadamente constante e igual a 0. .> . - - - - - - - =---->.lo GR GAPI 16 .!: -'. - .- -O~~M- 10.....> "---t-'-. --- . < ( I ) -t3 I / /' s. <- '\ . 1< 1\ é Is L~ l. m = 2. - lo- I ( ~ r-. que asumimos es el valor de la resistividad del agua Rw (adaptado de Ref.... ? Ir ~~ I ( - -~ - - ... '-... \ · •• - . 2) 11-3 .. .1-. .7 - - - . Las curvas ILD.Ejemplo de registro combinado inducción .. I - .. ~I:... SN y MLLF son Inducción profunda.~ ....06 ohm. I 2001 / ~ ..---1 - e . <p- - . . ~ Ir - I I I - I f----' . l P "( ¡.. . Ilooi . el valor promedio de Rwa desde 3294 metros hasta el fondo es aproximadamente constante e igual a 0..·... .m.-g~~M- ~ -" "7 '-- S í> Fig 11-1 . ---~ - - 3300 "'=" -....5 • ::. i'-.. . . ..- ~tL~ . - - :t~ - ::::. • I I I > ~ ")... I ~ > i'-- ='" ~ I ~~ 2001 - I 01 dec 1-- I < DPHI - I ~ 20"01106 -2001 - SN - I~ .. 4:. I --> ~ ~ f-1 [) I I • ·...-161 DEPTH M 1M2 - Ir.porosidad densidad y curva de Rwa calculada con a = 1. .. e...... Short Normal y Microlaterolog filtrado respectivamente..:- I ) - I e: 1- ~ ~ . 1-- \ > ~ V "'::> "1 .. S ~ I é.02 MLLF OHMM ='" = . . I - - - - \ - • ~ I r- ..... ¿ .... A pesar de las grandes variaciones de la resistividad profunda ILD.02 OHMM 10..• \ -- ~ .- 20011 . por ejemplo 20%. Se observa que la curva afectada por el aumento de la cantidad de arcilla no es la de resistividad profunda sino Rxo. a partir de la Ec. lo que puede verificarse visualmente por la separación constante entre Rxo Y R" que en escala logarítmica equivale a un cociente constante. los valores de Rxo y Rt son 10 Y 2 ohm. y la curva de Rxo (RXO) obtenida mediante un registro de micro-resistividad. esto se debe a que la conductividad de las arcillas tiene mayor efecto sobre las resistividades más altas. A partir de la Ec. S. 11-8 puede derivarse un valor aproximado de S. la saturación de agua calculada por la Ec.1 y 0. o sea RxJR.Ejemplo 11-3 En las figuras 11-2 (a) y (b) se presentan las curvas ATI0 y AT90 de un registro de inducción tipo array. y fijar un valor razonable para el hidrocarburo residual (1 . suponemos RmtIRw= 5. que se puede inferir de la curva de SP. ya sea a partir de la curva de SP o de la relación Rxa/Rt en una zona acuífera. 11-9 • En capas sin hidrocarburos móviles. En la zona más limpia de la capa (máximo de la SP). En la parte superior de la arena. Esta relación se mantiene constante en la zona acuífera desde 3294 metros hacia abajo. y luego disminuye hacia abajo debido al aumento de la arcillosidad. < Sxa. 11-7 por la 11-6: La ecuación 11-8 implica que en formaciones limpias se cumple lo siguiente: • Ec.Metodo Rxo/Rt Este método se basa en la cornparacion de las lecturas de resistividad en la zona lavada y en la zona virgen. La capa de la Fig. Ec.m aproximadamente. 11-10 oscila entre 2y5% Si se divide la Ec.0. y por lo tanto también se cumple la Ec. Suponiendo que el hidrocarburo residual es 20%. No requiere registros de porosidad. o sea que la resistividad profunda lee mucho más alto que Rxo. = Sxo = 1. igual a 5. 11-10 se debe conocer el valor RmtlRw. 11-6 =(l-S S IV IR tJ2 xo )(RxoR IR mi rs. 11-2(a) es acuífera. y Es decir que. Ec. 11-7 Para calcular S. = Sxa. = 5. 11-9 • En capas con hidrocarburos por lo tanto móviles. S.Sxa). = 1. en formaciones limpias. Para fundamentar el método escribiremos la ecuación de Archie para la resistividad de la zona invadida y la zona virgen en formaciones limpias: móvi les. y disminuye en capas con hidrocarburos móviles. RxJRt es máximo en capas acuíferas y sin hidrocarburos 11-4 .ll-l0 w En capas acuíferas S. y por lo tanto tiene la ventaja de ser inmune a errores en la estimación de la relación factor de formaciónporosidad.3. La relación RmrIRwcorrespondiente . Como éste es el valor máximo observado en el reservorio. En la pista 3 se ha graficado la relación RxJR" calculada como RXO/ AT90. es decir una relación RxJR. la relación RxJRt oscila entre 0. 11-8 Ejemplo 11-2 En la figura 11-1 a 3350 metros las curvas MLLF e ILD indican que Rxo = 5 Y R. mediante lR xo I R ( S S xo IV R mi I R '\ 1/2 t j IV Que también puede escribirse I Ec. Y por lo tanto la relación de resistividades es máxima e igual a la relación entre resistividad del filtrado y del agua. Ec. . En el mismo pozo....~~ l:!:..2. 43%. la capa superior de la Fig...:> '\ ~ 1-80 -~ ~ 5...¡.. ) '<'"¿ <:: --. La relación es aproximadamente obtiene de la SP Spt 201 mV / ~ ---.. "'--.. Sin embargo el método puede aplicarse en forma cualitativa 11-5 . 11-2 (b) tiene petróleo móvil... t~ ( ( 1---.... = 11). Spt 1-80 201 mV 1OT - porque la relación RxJR.m) Método Rxo/Rt sin perfil de Rxo En pozos perforados con lados dulces en general no se dispone de una medición de Rxo.: Fig.. indicando que la misma tiene hidrocarburos móviles. igual a la relación Rmt/Rw que se RXORT 1OT .. - -- RXORT --ioDO11 101 lo ..- 7 ~~ ------ }Ij ~ ------ ~ •.Ohm-.... Z . RxJR¡ en la capa superior es aproximadamente 2.. Si esta capa tuviera la misma porosidad su saturación de agua sería aproximadamente Ar90 Ohm-....200 1 RXO 10.~~ l:!: .. 11-2 (a) Ejemplo de Rxo/Rt en una capa acuífera.5.2 2001 ohm... J '{ í' r: 1- f--...2 101 2001 ohm...1--- j ~~ ! ( ( ~~ .. lo que confirma que esta capa es acuífera.2...r- t /' I~ ~ ~ ¿t---.-- . -... Af90 ..... La deflexión de la SP es menor a la de la capa acuífera porque su resistividad es alta (11 ohm.."... que la acuífera. 11-2 (b) En el mismo pozo.200 1 RXO 10.:.---200 11O lo .. J r ~5 <? ----- ::- Fig...... es aproximadamente 2 (Rxo = 21 Y R..-' <... ! ~ r ..al valor máximo de SP (-50 mV) y la temperatura de 150 °F es de 4. o sea que ahora Rxo es inferior a R. La illita tiene un átomo de potasio en su estructura cristalina. por ejemplo. se observa que en la arena inferior. Esta ambigüedad no existe cuando se utiliza lodo salado. la curva AT90 lee 2 ohm. 11-3.comparando curvas de distinta profundidad de investigación (RI0 con R90. SFL con ILD). la resistividad profunda AT90 lee 30 ohm. índice de hidrógeno. Esta inversión de la relación de curvas es una indicación confiable de que RxJRt es menor a RmrIRw. ya que el hecho que ATl O = AT90. cristalina que combina hojas de tetraedros con un átomo de sílice y cuatro de oxígeno unidos por los vértices. lo que hace que el efecto de la arcilla sea mayor en Rxo que en R¿ Por ejemplo.Hojas de tetraedros forman los cristales de arcilla. que por su baja resistividad parece acuífera.m. ATlO = AT90 = 11 ohm. En pozos perforados con lodo dulce generalmente se cumple que Rmf es mayor a Rw. pueden tener átomos de magnesio o hierro que reemplazan al aluminio en los octaedros. Esto se debe a que la resistividad de la formación disminuye por efecto de la conductividad de la arcilla. caolinita y cIorita) son familias de minerales con una estructura. en mayor o menor medida. como se ve en las imágenes de microscopio electrónico de las Figs. de silicio y octaedros que La composición variable de las arcillas (ver Tabla 7-3) hace que sus propiedades fisicas (densidad. pero la disminución de la resistividad es mayor cuanto mayor la resistividad del agua de formación. también unidos por los vértices.m. y O Oxígeno Tetraedro de sílice O y • Silicio Hoja de tetraedros de sílice Fig. hierro Hoja de octaedros Octaedro o Aluminio. 11-6 EVALUACIÓN DE ARENAS ARCILLOSAS Propiedades de las arcillas Las arcillas (montmorillonita. o y () hidroxilos • magnesio. la arcilla está presente en el espacio poral. no necesariamente implica Rxo = R¿ En la capa superior con hidrocarburos de la Fig. 11-2 (b).m. Por ejemplo. como se explicó en le Capítulo 4. 11-3 tiene una relación RxJRt de aproximadamente 2. 11-3 . lo que causa que las arcillas sean conductivas en contacto con el agua. todas las arcillas. como en este caso. En la arena superior. . 11-5 y 11-6. lentitud) tengan grandes variaciones. siempre y cuando la SP siga siendo negativa.m mientras que ATI0 lee aproximadamente 6 ohm. Notar que la menor amplitud de la SP en la capa superior se debe a la alta resistividad de la capa. la capa inferior de la Fig. en cambio.m mientras que ATI0 lee 20. y hojas de octaedros con un átomo de aluminio y ocho oxidrilos. Limitaciones del método Rxo/Rt El método tiene dos limitaciones: • En formaciones arcillosas el método es optimista porque la relacion RxJRt disminuye por efecto de la arcilla. ya que en las capas acuíferas Rxo será menor que R¿ y en las petrolíferas mucho menor que R¿ y las curvas somera y profunda sólo se pueden igualar cuando no hay invasión. • Cuando no se dispone de curva de Rxo la comparación de curvas profundas con otras menos profundas puede ser engañosa cuando no hay invasión. Por otra parte. como se muestra en la Fig. 1-1 del Capítulo 1. Efecto de la arcilla en la porosidad En la mayoría de las formaciones. lo que la hace radioactiva. La montmorillonita por su parte contiene n moléculas de agua y cantidades variables de calcio y sodio (Fig 11-4). en el registro de la Fig. pero su baja resistividad y la disminución de la SP indican que la misma es acuífera y arcillosa. illita. pero la curva de RXO lee 21 ohm. Imagen de microscopio electrónico de cristales de illita en el espacio poral. El volumen de arcilla puede estimarse a partir de la SP utilizando la Ec.fl20 & Mg. Fig 11-6 . Cálculo del volumen de arcilla Como se vio en los capítulos sobre registros de porosidad. los átomos de hidrógeno de su estructura cristalina y la baja velocidad del sonido en ellas. la arcilla afecta la lectura de los registros debido a su contenido de agua ligada. con la curva de Rayos Gamma utilizando la Ec. el primer paso en la evaluación de la porosidad en arenas arcillosas es el cálculo del volumen de arcilla. cada unidad porcentual de volumen de arcilla disminuye la porosidad en la misma cantidad. 6-2 o con la combinación 11-7 .Ca lIIita K. por lo que la porosidad efectiva de las areniscas arcillosas será: rjJ = rjJ max (1 . K cristalina de la montmorillonita y la Por este motivo. por lo que cada unidad porcentual de arcilla reemplaza porosidad y arenisca. Na.Vcl ) Esta ecuación suele utilizarse en programas de análisis de arenas arcillosas para limitar la porosidad calculada en casos de lecturas erróneas de los registros densidad o neutrón en zonas de mal pozo. Fig 11-5 . adheridos a los granos de cuarzo n·H20 & Mg.Estructura illita. la porosidad efectiva de las areniscas arcillosas será: En algunos casos la arcilla está presente en forma de finas laminaciones intercaladas con la arenisca. con la típica forma de libros.Montmori lIonita n. Por este motivo. Si suponemos que la porosidad máxima de las areniscas limpias en un cierto intervalo es fmax. Na. 4-9. Ca Fig 11-4 .Imagen de microscopio electrónico de cristales de caolinita. 00 .10 0. Las líneas paralelas a ésta representan volúmenes de arcilla constantes y crecientes.43.40 0.50 Porosidad neutrón Fig 11-8 Ejemplo de diagrama porosidad densidad porosidad neutrón para determinar el punto de arcilla. la recta de 45° con iguales valores de porosidad densidad y neutrón se denomina línea de arenas limpias. Tampoco pueden usarse los registros densidad y neutrón para estimar volumen de arcilla en capas con gas. Vel = 1.<::' ~ 20 elegir el punto de arcilla en <PDcl = 0. Esta línea corresponde a porosidad efectiva <P = O. Con ese fin se utilizan los diagramas de interrelación o crossplots de porosidad densidad . Los puntos por encima de la línea de arenas limpias corresponden a malas lecturas del perfil de densidad debido al mal pozo (y que no se deben utilizar para determinar volumen de arcilla con este método.00 ---J 0. hasta llegar al punto el de pura arcilla..30 0. En este caso <l>DcI = 0.. En este caso resulta sencillo trazar la línea de lutitas por la parte inferior de los puntos y 11-8 Q.30 e Q) D D tU D ·00 0. y as líneas paralelas a la misma representan porosidad efectiva constante. q. La práctica habitual en la evaluación de arenas arcillosas utilizando programas comerciales es calcular todos los indicadores de arcilla y utilizar el que da el menor volumen de arcilla. utilizando algún criterio como el caliper para identificarlos). y la línea de lutitas. .~ <Po ~t 30 (pu) . En este último caso es necesario determinar con la mayor exactitud posible el valor de los parámetros de arcilla <PDel Y <PNel. 11-8 se presenta un ejemplo de diagrama de porosidades <PD . 0. 50 40 . y la línea que une los puntos el y Q se denomina línea de lutitas. 8. <PNCI = 0.<P en una secuencia de arenas arcillosas. porque a lo largo de la misma se ubican las lutitas con distintas proporciones de arcilla y limo..2. En la Fig. 117. ambas en unidades de porosidad (pu).20 0g En este diagrama.Diagrama de porosidad densidad <l>D en función de la porosidad neutrón <l>N. o sea Vcl = O. en el caso de formaciones arcillosas esta relación se basa en el .2. (adaptado de Ref. porosidad y saturación de agua en formaciones limpias está basada en mediciones de laboratorio hechas por Archie. El punto Q representa la arenisca sin porosidad. es decir.2.".40 D ro Fig 11-7 . Por este motivo.43. capas delgadas la SP).50 -. Esto implica suponer que tanto los rayos garnma como la SP pueden sobreestimar el volumen de arcilla (areniscas radioactivas el GR.~ »-> roo. excepto en capas de muy baja porosidad donde el efecto de gas es mínimo o inexistente. =-0.20 0. <l>NcI = 0.---------------~ 40 50 0. es más importante determinar correctamente la pendiente de la línea de lutitas que el punto exacto de arcilla.. 1) D ·00 0. Efecto de la arcilla en la resistividad Del mismo modo que la relación empírica entre resistividad.10 0.de registros densidad y neutrón y la Ec.porosidad neutrón como el de la Fig. 10 0. . o . = se debe a la conductividad de la arcilla. Cuando una arcilla está inmersa en una solución salina. C>. Como se muestra en la Fig.. Le sigue la illita con apenas 20% de la conductividad de la montomorillonita. Experimentalmente se ha determinado que Cexches proporcional a Qv.••••• -- -0. por lo que se puede escribir 11-9 . 11-10. F* + C clav -J En la Fig. Un miliequivalente de sodio serían 23 miligramos. 0. ~1. El movimiento de estos cationes. Como se observa en la tabla 11-1. y se denomina F*. llamados cationes de intercambio.20 ••• mho I cm Fig. Cexches la conductividad de agua debida al intercambio catiónico.trabajo experimental de Waxman. Smits y Tomas de Shell sobre muestras con arcilla dispersa (Refs. la conductividad medida para cualquier C..lO O •••• Cw. por lo que se puede expresar la conductividad C¿ dada por la recta A-E como: CEC Volumen poral 1 Un gramo equivalente es el peso de una sustancia química que desplaza o reacciona con un gramo de un peso equivalente de una sustancia monovalente (por ejemplo l gramo de hidrógeno). Se observa que las rectas no pasan por origen.J: ~ CIDOO o o o. de una partícula de arcilla a otra. Q = v Cuando se mide el factor de formación de arenas arcillosas en laboratorio. se obtienen rectas de conductividad de la roca 100% saturada de agua Co en función de la conductividad del agua de formación C. de modo que ° C0= e.00 Caolinita 0. es la montomorillonita.052 .Capacidad de intercambio catiónico de las arcillas En arenas catiónico centímetro denomina arcillosas la capacidad de intercambio se expresa en miliequivalentes por cúbico de volumen poral (meq/cnr') y se Qv.05 A ~_ .26 •. que aumenta en función del Qv de la muestra. La cantidad de cargas negativas de las arcillas define la capacidad de intercambio catiónico CEC (cation exchange capacity) y se mide en miliequivalentes por gramo de roca seca (rneq/g)'. La conductividad de la roca Co para conductividad del agua C. la arcilla con mayor actividad catiónica (y por lo tanto la más conductiva).00 Tabla 11-1 . El factor de formación se define ahora como la pendiente de la recta Cs-C..Medición del factor de formación en tres muestras de arenas arcillosas (de Ref.03 Clorita 0.-: o 0. 3). como las que muestra la Fig. (línea llena) es la suma de la conductividad de la fracción limpia (Celyte)y la conductividad de la arcilla Cclay. 11-10. E .' --~--.00 IlIita 2. mientras que la caolinita y la clorita prácticamente no son conductivas.r--------------------'~0?~ Q012 Qv·meqJml 0. CEC (meq/g) Montomorillonita 10. 3 y 4) que se resume a continuación. el exceso de cargas negativas en la superficie de los cristales debido al reemplazo de átomos monovalente de aluminio por átomos divalentes causa un aumento de la concentración de cationes de Na en las proximidades del cristal. 11-9 . Esto último se verifica en registros por la alta resistividad de las lutitas ricas en clorita. produce una corriente eléctrica en el electrolito. 11-9. • El término de conductividad de la arcilla está multiplicado por Sw. 3): la expresión 1.0 n. m Fig 11-11 . Sin embargo. Fig 11-10 saturada en parte limpia El factor de Ref. 5): 11-10 . es (Ref. de la resistividad R.(de Ref.0 5. Su uso está limitado al caso en que se dispone de mediciones de laboratorio de la capacidad de intercambio catiónico Qv. 4) La ecuación 11-11. que depende de la cantidad y tipo de arcilla. basadas en lecturas de registros. es útil para derivar ecuaciones similares. formación F* es la pendiente de la recta. lo que implica que el hidrocarburo reduce el efecto conductivo de la arcilla. como se muestra en la Fig.3) La conductividad de una roca arcillosa 100% agua Ca es la suma de la conductividad de la (Celyte) más la conductividad de la arcilla Celay.5 Rw AT TEMPERATURE. De las dos últimas ecuaciones resulta que la conductividad de una arenisca arcillosa 100% saturada de agua es: Cuando la roca contiene hidrocarburos. B es función de la conductividad del agua y la temperatura.(de Donde B es una constante que representa la conductividad equivalente de los cationes de intercambio en (mho/mj/uneq/cm'). De examen de la ecuación 11-11 se pueden sacar las siguientes conclusiones: • La conductividad de una formación arcillosa es la suma de dos términos: la conductividad de la porción limpia y la conductividad de la arcilla.01 0.B en función de la resistividad del agua de formación y la temperatura. que fue desarrollada por el Instituto Francés del Petróleo en 1963 (Ref.28 24 20 <TI~ E E 16 '~ 12 1\1 (J pIE 8 ai 4 8. lo que implica que el efecto de arcilla se reduce en formaciones de baja porosidad.05 0. • El término de conductividad de la arcilla está también multiplicado por la porosidad. conocida como de WaxmanSmits es válida sólo para formaciones arcillosas con arcilla dispersa. 11-11. Una ecuación de saturación de agua para arenas arcillosas de uso frecuente es la llamada de Simandoux.0 10. Sin embargo. La porosidad total es igual a la suma de la porosidad efectiva más el agua ligada a la arcilla: La saturación de agua ligada a la arcilla es igual a la cantidad de agua ligada dividido por la porosidad total: La saturación de agua total es la cantidad de agua total dividido por la porosidad total W Modelo doble agua El modelo doble agua.V)el R el Ec.SW por SwT . Por este motivo en algunos casos se corren registros especiales (imágenes de pozo. 11-13 <Ph (volumen de he) <I>w (volumen de agua libre) Fig 11-12 . 11-12) s wT = rjJw + rjJwb rjJT Si se postula que la ecuación de Archie para arenas limpias es válida también para arenas arcillosas si se reemplaza <ppor <PT. La porosidad total es igual a la porosidad efectiva más el agua ligada a la arcilla. inducción 3D) que detectan laminaciones o anisotropía en la arenisca. Para calcular Sw a partir de la Ec.Ec. La porosidad efectiva es igual al volumen de agua libre más el volumen de hidrocarburos. se obtienen buenos resultados con esta ecuación en arenas arcillosas de porosidad entre alta y media. representa la cantidad y conductividad de la arcilla. permite una mejor aproximación a la ecuación de WaxmanSmits utilizando registros. por lo que se utiliza en general la resistividad de las lutitas adyacentes a la arena. 11-12 se debe resolver la ecuación de segundo grado asumiendo n = 2 y hacer luego una corrección si n*2.mezcla de agua de formación yagua ligada a la arcilla: 11-11 . y Rw por una resistividad de agua efectiva Rwe. --'-------''----+ -~IS R w (1. el término Ve/Re. debería ser el de la arcilla en el espacio poral. puede no ser aplicable en areniscas arcillosas de muy baja porosidad.Modelo doble agua. El modelo divide la porción arcillosa de la roca en dos componentes: el mineral seco y el agua ligada a la misma. Una· modificación de la ecuacion de Simandoux aplicable a arcillas laminadas es la siguiente: rjJms. lo que da lugar a las siguientes definiciones (Fig. El volumen de arcilla se divide en volumen de arcilla seca y volumen de agua ligada. que obviamente no se conoce. 11-12 En su forma es similar a la de Waxman-Smits. El valor de Re. 6). desarrollado por Schlumberger en la década del 70 (Ref. Las ecuaciones de Waxman-Smits y Simandoux son aplicables sólo en el caso de arcillas dispersas: si la arcilla es laminada el efecto de su conductividad es mayor y por lo tanto la saturación de agua calculada con ellas será mayor a la real. pero no por la porosidad. está multiplicado por S. Il. C.~'..m REFERENCIAS Por lo que Rwatambién es igual a: l. Viro.Ejemplo de diagrama Rwa calculado con la porosidad total de un registro de resonancia magnética vs. 11-13 En formaciones limpias: Swb= O.00 20.5 ohm..00 ---+-------1.1. J. +. 4. SPE 6859.C. -'.-:. Esta ecuación es muy fácil de aplicar cuando se dispone de un registro de resonancia magnética. "Electrical Conductivities of Oil-Bearing Shaly Sands".00 .M.·. ~~~.i$::. que proporciona la porosidad total y la efectiva y por lo tanto el término Swb.. E.lQ.. Feb.H. Dumanoir. Schlumberger: 1989 2.20 E Esta ecuacion. Journal ofPetroleum Technology.~.80 ----r 1.:. 2005 3. 0.." I .Resulta: 1. Simandoux. Rwbes la resistividad del agua ligada a la arci lla.80 ~------r-~'~ •. +----t-.~. .:. : --hl. Coates. que puede estimarse con un cálculo de Rwa hecho con la porosidad total: De la ecuación 11-12 para SwT= 1 se deduce que E 1. P..c'-': . Applications a la Mesure des Saturations en Eau.. Etude de Comportemont des Massifs Argileux". :-~'. Tomas.-.1 ohm. Waxman. C1avier.. 11-13 .. J.20 0.__•.m y de Rwaen lutitas (SP=O) se estima Rwb= 0. 11-12 : Log Interpretation Principles/Applications.-. G. The Temperature Coefficient of Electrical Conductivity".. 1968. . 1974 5. SPE Journal June..5 ohm. 1977 Ec. 11-12 1.I ••••: :. ...••.: "Electrical Coductivities in Shaly Sands . L:: ' E. presented at the SPE Annual Meeting. VI Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos.40 --- - I 1. G.:. SPE 1863A. Del valor de Rwa en la zona de máximo SP se puede estimar R.60 +---- •• . es equivalente a la de Waxman-Smits ya que contiene tanto el término de porosidad como el de saturación de agua multiplicando la conductividad de la arcilla.. llamada de Dual Water..:.c~~ ~·I··~·-4:~.-+------l :e. ~ 0. . mientras que del valor de Rwa en la zona de lutitas (SP = O) se estima Rwb= 0.40 0..60 Ec. SP.: "Three lines technique forecast interpretation results from computer". 1963 6. SPE 4094. Waxman.M .00 -40.: "Mesures Diélectriques en Milieu Poreux..1 ohm.~~-'-. -•..: "The Theoretical and Experimental Bases for the Dual Water Model for the Interpretation of Shaly Sands".' : . _ 0.. Del valor de Rwaen la zona de arenas limpias (SP = -90 mV) se puede estimar Rw = 0. . 1 -80.-~~--4 n:: I . e::_ . Y por lo tanto Rwa= R.m..~.. M. . = 0.00 0. E.00 ·20. En lutitas: Swb= 1. Revue de I'Institut Francais du Pétrole. Y por lo tanto Rwa = Rwb En la figura 11-13 se presenta un diagrama de Rwa calculado con la porosidad total de un registro de resonancia magnética en función del potencial espontáneo SP.00 -60. _"_'---.~i-:··':·:. .00 SP(mV) Fig..00 ·100. y Smits.~ •• 1. ••• -... H.m. The Relation Between Hydrocarbon Saturation and Resistivity Index. y Gunter. en este caso un protón. El momento magnético actúa como un imán con polos norte y sur. I 80 r-. para el control de calidad es necesario conocer el efecto de los parámetros que controlan la adquisición de los datos- Fig. 1) Un espín z PRINCIPIO DE LA MEDICION Momento magnético La mecánica cuántica indica que la mayoría de los núcleos tienen una propiedad llamada momento angular de espín. 10-1 El dipolo magnético y espín asociado de ciertos núcleos puede ser comparado a un imán con rotación sobre el eje del dipolo (Ref. la rotación produce un momento magnético /-l alineado con el del eje de rotación. 10-1 . lo que permite subdividir empíricamente la porosidad total en agua ligada a la arcilla. que es la base del magnetismo nuclear. 10-2 para el caso de un solo protón. 10-2 En presencia de un campo magnético externo Bo.10 REGISTROS DE RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR INTRODUCCION Los registros de Resonancia Magnética Nuclear (RMN) miden la cantidad total de hidrógeno en el espacio poral y una curva de relajación relacionada con la distribución de tamaños de poros. los momentos magnéticos de los protones se alinean en un cierto ángulo con Bo Y comienzan a rotar alrededor del mismo en un movimiento de precesión. La magnitud del momento magnético depende del tipo de núcleo y es máximo para el núcleo de hidrógeno. En presencia de un campo magnético externo B¿ los protones se alinean en un cierto ángulo con B¿ y comienzan a rotar alrededor del mismo en un movimiento de precesión como se muestra en la Fig. 10-1 muestra un núcleo que gira alrededor de un eje. Si bien no es necesario comprender el principio de la medición para utilizar la información de porosidad. agua adherida a los granos por presión capilar y fluidos movibles. A partir de la distribución de tamaños de poros se puede estimar la permeabilidad mediante relaciones empíricas. Como los núcleos tienen carga eléctrica. porosidad efectiva. La Fig. Los registros modernos de RMN también permiten detectar gas y petróleo e inclusive estimar la viscosidad del petróleo.----y x Fig. se observaría una señal de la misma frecuencia pero de amplitud creciente. el campo magnético externo y la temperatura. Para el hidrógeno (espín = Yz).. Esto produce un momento magnético neto M. Si se colocara una bobina en el plano longitudinal. En particular. produciendo un momento magnético resultante M paralelo a Bo. f = 4258 Varios espines Hz / gauss x 0.La frecuencia de precesión de los protones se llama frecuencia de Larmor y está dada por la ecuación Ec.1 MHz. si se aplica un 10-2 pulso de 90° el momento magnético M queda en el plano transversal y comienza a rotar alrededor del eje B¿ a la frecuencia de Larmor y cambiando su orientación para volver a alinearse con B¿ Este campo magnético giratorio induce una corriente alterna decreciente en el plano transversal (y creciente en el plano vertical o longitudinal) que puede detectarse con una bobina como muestra la Fig. y su constante de tiempo se llama r.. y la disipación se produce por un proceso de relajación. es producida por la aplicación de un pulso de radio frecuencia (RF) a la frecuencia de Larmor.&.. la frecuencia de Larmor es 2. como el que producen algunas herramientas de RMN. o excitación. el plano vertical xz se denomina longitudinal. . por lo cual la población de protones orientados en forma paralela es ligeramente superior a la orientada antiparalela. El pulso de RF cambia la orientación del momento magnético M en un ángulo que depende de la duración del mismo. con amplitud máxima función de la cantidad de hidrógeno y exponencialmente decreciente. En lo que sigue. Resonancia magnética Para detectar señales de RMN es necesario establecer la condición de resonancia. La orientación paralela corresponde a un nivel de energía ligeramente menor que a la orientación antiparalela. 10-3 La población de protones con orientación paralela al campo magnético externo Bo es mayor a la de orientación antiparalela. que es función del momento magnético del núcleo. Y = 4258 Hz/gauss. La absorción de energía.5 gauss = 2129 Hz En un campo magnético de 500 gauss.5 gauss será. como se muestra en la Fig. La señal detectada será una señal sinusoidal a la frecuencia de Larmor.. 10-4. La orientación del momento magnético puede ser paralela o antiparalela.t y el espín._---y x Fig. . por lo que la frecuencia de Larmor para el hidrógeno en una locación donde el campo magnético terrestre es de 0. función de ¡. que implica la absorción y disipación de energía. 10-1 donde f es la frecuencia. 10-5. Ea es la intensidad del campo magnético externo y y es el momento giro magnético del tipo de núcleo que se trate. Este decaimiento de la señal en el plano transversal se llama relajación. mientras que el plano horizontal x-y es el plano transversal. Si la población de protones es suficientemente grande la distribución de los mismos alrededor del cono es uniforme y por lo tanto M está alineado con el campo magnético externo Ba como se muestra en las figuras 10-3. había que esperar un cierto tiempo a que terminaran las oscilaciones residuales del pulso de 90°.z y Z (a) I + ~' (b) 81 ~x (e) Fig._ . 1) '..55 KHz) 1. (b).2. la envolvente de la señal se extrapolaba al tiempo cero hasta un punto que se denominó Free Fluid Index (FFI)..55 KHz Amplitud .1.. .•. 1).•• . Oscilación \ residual Tiempo Fig. Por este motivo.... 10-5 Señal inducida en la bobina receptora en función del tiempo. 10-4 (a) en equilibrio... luego de un pulso de RF de 900.•. 10-6 Típica señal obtenida con registros de RMN que utilizan el campo magnético terrestre... Este proceso se llama polarización. RMN utilizando el campo magnético terrestre Los primeros registros experimentales de RMN fueron corridos en 1960 en pozos en California con una herramienta que utilizaba el campo magnético terrestre como imán permanente..•.__ . como se 0 10-3 . induciendo una corriente en una bobina receptora (Ref. 2) pulso de RF de 90 a la frecuencia de Larmor correspondiente al campo magnético del lugar. Debido a las limitaciones de la electrónica de aquella época. y la constante de tiempo correspondiente se denomina TI. La medición no puede hacerse a partir del tiempo cero debido a limitaciones de la electrónica que genera el pulso de 90° (adaptado de Ref. La amplitud de la señal decrece con una constante de tiempo T 2 ( adaptado de Ref.. FFI Comienzo de la medición Envolvente Pulso de 90· (1. M alineado con Bo..28 .28 . aplicando un Fig.2._---''--_.....1.-_--'. (c) el momento magnético M rota con amplitud decreciente alrededor de Bo en el plano transversal. ya que.. la magnitud del eco va disminuyendo ya que actúa la relajación del medio. En 1979 Schlumberger introdujo una herramienta comercial basada en el mismo principio.----------- o_-.Tt ~. con lo cual los protones quedan en el plano transversal pero comienzan a girar en sentido contrario.--- "¡¡¡MM~'" 2ndSpin-Echo--' Fig.. pero la constante de tiempo en el plano transversal es mucho menor que T 2 debido a que el campo magnético no es uniforme y la señal generada en el plano transversal es producida por una población de protones sometidos a campos magnéticos B¿ ligeramente distintos. Al cabo de un tiempo TE/2 se aplica otro pulso de RF de 180°. mucho mayor que T2* (Reto 1) 10-4 con . A medida que este proceso se repite. verá más adelante. los protones vuelven a quedar en fase y se produce un eco que es detectado por la bobina. Los resultados obtenidos con este tipo de instrumentos eran generalmente pobres debido a que el campo magnético terrestre es débil y por lo tanto la relación señal-ruido de la medición era mala.. como se ve en la Fig. o 90" 180· 180· RF--~----------J~----------------------~I------------~ t_TEl_2__ ~ O---------rtr. La envolvente de los ecos tiene una constante de tiempo T2.---- Signal J"ílM-' (1 TE--l---n: . Esto hace que los protones que giran en el plano transversal se defasen y produzcan una disminución mucho más rápida de la señal.. 10-8. por lo que la relajación es función únicamente de las propiedades del medio. La señal generada por los protones girando en el plano transversal decae con constante de tiempo T2* debido al defasaje de los protones como se vio anteriormente.I T2 Decay ---------~~---------- .. Si se reemplaza el campo magnético terrestre por un imán permanente se mejora la relación señal-ruido.w¡il~M" rst Spin-Echo--' --. 10-7 La secuencia Carr-Purcell-Meiboom-Gill (CPMG) de pulsos de RF produce ecos de amplitud decreciente periodo TE. Esto hace que los protones que estaban más atrasados queden por delante de los que estaban más adelantados. El campo magnético terrestre es uniforme en el entorno de la herramienta. En estas condiciones. La envolvente de los ecos decae con una constante de tiempo T2.f¡ -. la última parte de la curva de relajación corresponde a los poros de mayor tamaño..- --~. La misma consiste en lo siguiente (ver Fig. 107): se aplica primero un pulso de 90° que coloca el momento magnético M en el plano transversal.Secuencia Carr-Purcell-Meiboom-Gill (CPMG) Todas las herramientas modernas de RMN utilizan esta secuencia de pulsos de RF para la medición de T2. la constante de tiempo se llama T2*. Al cabo de un tiempo TE. .... •••• .....· ·...... segundos Fig. 10-9 Secuencia de medición.·•• i...L a So (componente transversal) ¡ ....5 " t) " . Al aplicar el pulso de 1800 los protones cambian su posición y los más rápidos (F) quedan atrasados con respecto a los más lentos (S)....~•.. ..0 4. La parte central de la figura muestra la señal en el plano transversal...0 .......•.. .....5•..0 2..•...1) f··················T·········································r i MI.. 1.........= 2•. 10-8 De izquierda a derecha en la parte superior de la figura se observa el defasaje de los protones debido a la falta de homogeneidad de Bo... 10-5 ....l?: e --1 (-tIempo / T.... ~ 3....5 4....• ' .....--1--1. hasta que vuelven a quedar en fase y se produce un eco (Ref....5 j ....... :...1-exp(-tiemRo/11) Mil a So (componente longitudinal) lT1=4oom~ o ..... ~"__----TR-----4..... ¡ i ¡ ----.....··...5 . ' _ 2..5 5 Tiempo.. O _ o ~ 0..0 M. La parte superior muestra la señal en el plano longitudinal........•........ tine trne - Fig... . MO M.. ·~t. 1. 3. 0 m..... La parte inferior de la figura muestra la escala de tiempo y el intervalo en que se aplican los pulsos de RF...... 1/ TzB es la contribución bulk. La parte central muestra los ecos detectados en el plano su envolvente de constante de tiempo superior muestra la señal en el plano durante el tiempo de polarización TR vuelven a alinearse con B¿ Y la señal constante de tiempo TI. ~s Para TI. Desde el punto de vista atómico. Relajación intrínseca o bulk La relajación intrínseca en fluidos es consecuencia del movimiento browniano de las moléculas y las interacciones magnéticas espín-espín entre protones vecinos. .3 ms. que afecta sólo a T2 que afecta tanto a TI Los procesos de relajación mencionados actúan en paralelo. Relajación Superficial Si el fluido moja las paredes del poro. mientras que las gotas de petróleo o gas en el centro del poro no acceden a estas superficies y por lo tanto solo pueden relajarse por procesos bulk.En la Fig. 10-3 Donde. 10-9 se ilustra la secuencia La parte inferior de la figura muestra tiempo y el intervalo en que se aplican RF a intervalos TE. En rocas mojadas por agua. como a T2 • Relajación por difusión cuando el campo magnético es variable. para T2. 1/ T2S es la contribución superficial y 1/ T2D es la contribución contribución por difusión. Por lo tanto las tasas de relajación (lITI y lIT2) son productos de la capacidad de relajación intrínseca de la superficie y de la relación superficie/volumen del poro. micas y feldespatos no influyen en los registros RMN. los protones chocarán repetidas veces contra las mismas como se ve en la Fig. 10-2 T2D Ec. la relajación ocurre cuando el protón transfiere energía a su entorno. La relajación bulk de los fluidos porales también puede ser el proceso dominante cuando el fluido poral tiene una alta concentración de iones paramagnéticos por ejemplo iones cromo en los Iodos con lignosulfanatos de cromo pueden reducir el tiempo de relajación de los fluidos porque el campo local alrededor del espín del electrón es muy grande. Relajación en sólidos Los núcleos de hidrógeno presentes en los cristales de arcillas. con lo cual tiende a alinearse con el campo magnético Bo. sólo el agua está en contacto con los granos. 10-10. con lo cual ya no participa del proceso de sincronización. La relajación bulk es importante cuando un fluido no está en contacto con las superficies de los sólidos. la escala de los pulsos de de la figura transversal y T2. afecta tanto a la relajación TI como a T2 que • Relajación superficial. debido a que sus tiempos de relajación T2 son muy cortos (del orden de los us) y la medición de la señal de relajación se hace a partir de 0. por lo que la expresión de las relajación total para T2 y TI transversal y longitudinales son: 1 1 1 -=--+--+-T2 T2B 1 1 -=-+TI 10-6 TIB T2S 1 TIS 1 Ec. En cada colisión hay una probabilidad que el protón se relaje. de medición. Relajación en fluidos Hay tres mecanismos de relajación en los poros de la formación: • Relajación intrínseca o bulk del fluido. La parte longitudinal: los protones aumenta con MECANISMOS DE RELAJACION La relajación es causada por interacciones magnéticas entre protones. El poder relajante de una superficie se denomina relajabilidad y está representada por el símbolo PI para la relajación TI y P2 para la relajación T2. bulk. La relajación será relativamente lenta si sólo una pequeña cantidad del área superficial esta disponible para relajar los espines de un gran volumen de fluido. Por este motivo los registros RMN no tienen efecto de matriz. 11 ~B es la es la contribución superficial. ya sea porque entrega energía a la superficie. o que se defase completamente. donde T 2 es muy grande (3. 10-5) __ Porosidad Agua en un tubo de ensayo T2 = 3700 msejJ Amplitud La relación S/V depende de la forma y tamaño del poro. en presencia de gradiente se produce una relajación por difusión porque al moverse el protón puede estar en un campo magnético distinto cada vez que la secuencia CPMG aplica un pulso de sincronización. Los iones paramagnéticos como el Fe. y en el poro de una arenisca.7 segundos) porque el mecanismo de relajación es principalmente bulk y en el poro de una arenisca. y Cr son relajantes muy poderosos. (Adaptado de Ref.- Porosidad total Agua en el espacio porst de ta roca T2 = 10·500 mseg TIempo Fig. en algún momento pierden energía y se relajan (espin no relajado en línea llena. 3) La figura 10-11 muestra curvas de relajación en un tubo de ensayo. Los protones se mueven dentro del poro y colisionan con las paredes. mientras que los carbonatos tienden a tener valores de T2 mayores a los de las areniscas. donde el mecanismo de relajación es principalmente bulk. No todas las superficies son igualmente efectivas para relajar los espines de los protones. en campos magnéticos homogéneos.. es decir. (Adaptado de Ref. el tiempo de relajación aumenta. Las areniscas generalmente tienen un contenido de Fe de aproximadamente 1% que vuelve bastante eficiente Grano de roca Grano de roca Grano de roca Figura 10-12: Difusión molecular en un gradiente de campo magnético. 10-4) la relajación de los protones del fluido. o sea que a medida que el tamaño del poro aumenta. (Ec. 10-11 Curvas de relajación en un tubo de ensayo. 4) Grano de roca Grano de roca Relajación Por Difusión Se sabe que la difusión molecular no causa relajación RMN ausencia de gradientes de campo magnético. 100% . A medida que el protón se mueve de A a C encuentra distintos valores del campo magnético. Grano de roca Figura 10-10 Relajación superficial. espín relajado en línea punteada). donde el mecanismo de relajación es principalmente superficial (adaptado de Ref. A igual forma.(Ec. 3) 10-7 . S/V disminuye a medida que aumenta el tamaño. En cambio.. donde T2 es mucho menor (entre 10 y 500 ms) debido a que predomina la relajación superficial. Ni. Mn. Cr. el defasaje es irreversible y por lo tanto contribuye al T2 verdadero. arcilla.. Ni u otros iones paramagnéticos en los filtrados de los lados.. Si el espín tuviera un movimiento de precesión más rápido entre los puntos A y B que entre los puntos B y C no reentraría en fase perfectamente aTE. r es la relación giromagnética del protón. La nueva puesta en fase comienza con un pulso de 180 en el punto B. Cuando haya Fe.En la Figura 10-12. Procesos de relajación: Resumen Para el agua en rocas embebidas en agua. la relajación observada no es una exponencial sino una suma de exponenciales. como se verá en las secciones siguientes. llegando al punto C en el tiempo TE cuando es esperado el eco del espín. El gradiente de las herramientas comerciales es de aproximadamente 17 gauss/cm en todo el volumen de muestreo.. 10-6) donde D es el coeficiente de difusión molecular. encuentra un B¿ que varía lentamente y su frecuencia de Larmor cambia lentamente. exponencial exponencial de bajo T2 de muy bajo T2 Fig. El T2 producido por este efecto es 0 0 1 (rGTE 12 )2 D RELAJACION EN ROCAS RESERVORIO En una roca reservorio la señal recibida por la herramienta proviene de distintos componentes del sistema poral y los fluidos que lo saturan: sólidos. Mn. medianos y grandes. poros pequeños. Sin embargo a medida que difunde la molécula. En consecuencia.. Como el movimiento es al azar. el mecanismo dominante será el de superficie. Mientras tanto otras moléculas se mueven en otras direcciones cada una con su historia de precesión. cortos y largos. Se utiliza en general un valor de TE suficientemente pequeño para que no haya relajación por difusión Los efectos de difusión son importantes cuando se usan tiempos TE mayores. deberá hacerse una corrección por relajación bulk. gas y petróleo. agua. 10-13 La extrapolación de la curva de relajación hasta tiempo cero puede calibrarse en porosidad. Con este propósito se aplica un procedimiento matemático a la multiexponencial para obtener un histograma de las constantes de relajación T2 de la roca. o cuando el coeficiente de difusión es muy alto como el gas o para hidrocarburos livianos o agua a altas temperatura. y el espín continúa moviéndose. De igual forma. Luego de su llegada al plano transversal. Así el realineamiento de los espines en el TE es imperfecto. una molécula está en el punto A durante el pulso de 90 que comienza la secuencia de pulsos CPMG. el petróleo en rocas con agua. G es el gradiente del campo magnético en gauss/cm y TE es el tiempo entre. Sin embargo es de sumo interés conocer la participación de cada componente en la exponencial. el espín comenzará a preceder con una frecuencia fo o frecuencia local de Larmor. 10-13 En una roca reservorio la curva de relajación es una multiexponencial con componentes muy cortos. El agua en espacios vugulares se relajará con su tasa bulk modificada 10-8 por efecto de difusión. se relajará con su tasa bulk con un efecto de difusión dependiendo de su viscosidad Si el principal mecanismo de relajación es la superficial. / Porosidad total r curva multiexponencial exponencial de alto T2 ~~ •. ecos en la secuencia CPMG. la relajación TI siempre es menor o igual a T2. . / (Ec. como se muestra en la Fig. el CMR (Combinable MR) y el MR Scanner desarrollados y utilizados por Schlumberger y el MREX (Magnetic Resonante Explorer). desarrollado por la compañía Numar (actualmente filial de Halliburton). El volumen investigado forma de cigarro de unos 10 cm de largo. también de patín. 10-1 f =yBo 16 pulgadas de diámetro. Zona in estigada Zona ¡Sligada 1/ MRIL Fig.INSTRUMENTAL Existen actualmente cuatro tipos de herramientas comerciales en uso: el MRlL (Magnetic Resonance Imaging Log). en caso de estar oval izado) del pozo sea inferior a 14 pulgadas. siempre y cuando el diámetro (o el eje mayor. MRIL La herramienta MRlL (ver Fig. mediante el uso de varias frecuencias la herramienta investiga hasta 9 cáscaras cilíndrica concéntrica de unos 2. En estas condiciones la frecuencia de trabajo determina el diámetro investigado. CMR La herramienta CMR consiste en un patín apoyado contra la pared del pozo mediante un fleje (ver Fig. 10-15 La herramienta CMR de Schlumberger tiene un patín que apoya contra la pared del pozo e investiga una zona del tamaño de un cigarro de 10 cm de alto. desarrollado y utilizado por Baker Hughes.5 mm de espesor y CMR Fig. MR Scanner Es la herramienta más reciente de Schlumberger. ya que sólo se produce resonancia cuando se cumple la Ec. evitando los efectos de lodo y revoque. 10-16). Su resolución vertical teórica debiera ser igual a la dimensión de la antena de RF (60 cm). pero que incorpora un gradiente de campo magnético y múltiples frecuencias que permiten diferentes profundidades de investigación.5 metros debido al filtrado aplicado a la señal para mejorar la relación señal-ruido. El imán permanente constituye tiene casi 1 metro de longitud induciendo un campo magnético concéntrico en la formación con un gradiente constante de aproximadamente 20 gauss/cm. 10-14) se corre centralizada en el pozo. Su resolución vertical efectiva es del orden de 1. a una distancia de aproximadamente 1 pulgada del patín. 10-9 . pero debido al filtrado aplicado a la señal la resolución vertical efectiva es del orden de 1. 10-14 La herramienta MRIL de Numar investiga una cáscara cilíndrica dentro de la formación evitando el efecto de lodo y revoque.50 metros. De esta manera. .0 10.. 10-10 Agua ligada a las arcillas Estudios de laboratorio (ver Fig.. 10-16 y 10-17..1 1..0 1000. Por este motivo.. e ... por lo que el area bajo la curva para valores de T 2 superiores a 3 ms correspondería a la porosidad efectiva si no hubiera vúgulas o poros cerrados. 10-16 La curva de relajación multiexponencial de la parte superior de la figura es procesada matemáticamente para obtener la constante de relajación T2 de cada una de las exponenciales que la componen. El área para valores mayores a 3 ms es la porosidad efectiva. El área total bajo la curva es la porosidad total.4).0 33 ______________ Agua ligada a las arcillas ~-. 5) POROSIDAD A PARTIR DEL HISTOGRAMA DE DISTRIBUCION DET2 La porosidad RMN se obtiene integrando la curva de distribución de T2• El área total bajo la curva está calibrada para que represente la porosidad total. como se muestra en la Fig.... que a su vez se divide en agua irreducible (entre 3 y 33 ms) y fluidos producibles (Ref.. ya que apoya contra la pared del pozo mediante un fleje pero investiga una media caña cilíndrica mediante el uso de múltiples frecuencias..~--'~ 0. 3000 T2 (ms) .. es decir...."""'''--'''''''''''''''''''''TTTnr--.. De este proceso se obtiene un histograma de las distribuciones de T2. en algunas publicaciones la porosidad por encima de 3 ms no se la llama efectiva sino PHI 3MS..-->- Agua irreducible I 72 Fluidos producibles cutoff --------------- Porosidad total Porosidad efectiva Fig 10-17 .00 ~-'-r-T"T"TTTTr---'-""""". lo que en general es cierto en areniscas. mientras que los ... ~..!! Q) "O "O ª Q. e Ol üi 0. el total de fluidos contenidos en la roca. ~ 5: Distribución de la señal Arenisca .11-18) indican que los valores de T 2 por debajo de 3 ms corresponden al agua ligada a la arcilla.... La fracción de la porosidad para valores de T2 superiores a este límite corresponde a fluidos movibles...0 T2' 100.Histograma idealizado de la distribución de T2..~- 0..3 3.. La parte inferior de la figura es el histograma de las distribuciones de T2 (Ref.. Procesamiento de la señal La curva de relajación es procesada matemáticamente para obtener la constante de relajación T2 de cada una de las exponenciales que la componen..Q E ~ c.MREX Esta herramienta combina elementos del MRIL y del CMR.. .0 msec Fig.... Agua irreducible Mediciones de RMN de muestras centrifugadas en laboratorio permiten determinar un valor de T 2 llamado T2 eutoff que separa los fluidos movibles del agua irreducible. El agua irreducible que se se observa que para valores mayores a 30 ms corresponde al Fig. 10-17. Luego se centrifuga la muestra para eliminar los fluidos libres y se repite la medición. Sin embargo. este valor puede variar considerablemente en areniscas tobáceas. agua adherida a las paredes de los poros más grandes por tensión superficial. la relajación es bulk y su T2 depende exclusivamente de la viscosidad. alcanzando valores hasta 60 ms (Ref. La fracción de agua irreducible se denomina BVI (Bulk Volume Irreducible) y es igual al producto de porosidad efectiva por la saturación de agua irreducible .rrl (Ec. 6) Efecto de gas El gas disminuye la porosidad de la RMN. como se muestra en la Fig 10-6. en este caso 30 ms. 10-19 Medición de T2 cutoff en laboratorio. 10-7) La fracción de fluidos libres se denomina FFI (Free Fluid Index) por razones históricas. donde el petróleo no toca las paredes del poro. ya que así se llamaba la porosidad medida por las primitivas herramientas de resonancia magnética. 7). o o Straley et al (1994) -2 -2 O 2 4 6 8 10 12 '" (clay bound) Fig. mientras que el línea de trazos corresponde a la medición de la muestra después del centrifugado. 10-2 10-1 100 T2 (segundos) IBVI = rjJ SW.. y es el que utilizan las compañías de servicio rutinariamente para calcular BV!. ya que se mide el índice de hidrógeno. 12 10 - 8 C"') 6 (J) E v . La ecuación que se aplica es idéntica a la del neutrón.. El histograma de línea llena es la medición RMN con la muestra saturada en agua. pero sin efecto de excavación ya que la RMN no tiene efecto de matriz. Los 10-11 .( Adaptado de Ref. O~~~~~~~~· 10-4 10-3 . Esto se debe a que la relajación superficial en calizas es mucho menor que en areniscas debido a la ausencia de minerales ferromagnéticos.valores entre 3 ms y el T 2 cutoff corresponden al agua irreducible. como se muestra en la Fig.•. 6). En areniscas el valor aceptado de T2 cutoff es 33 ms. Para medir el T2 cutoff en laboratorio se satura la muestra con 100% de agua y se coloca en el aparato de RMN. 10-19. 8-3 Efecto del petróleo en la porosidad En rocas mojadas por agua. En calizas el T2 cutoff es aproximadamente 90 ms. 10-18 Correlación obtenida en laboratorio entre la cantidad de agua ligada y la porosidad RMN para T2 menor a 3 ms (Ref.~ I-C\I 4 -& 2 - o o r' " O 08 o (). Ver pago 8-8. Ec. obteniéndose un histograma de como el de línea llena de la Fig. obteniéndose el histograma de línea de trazos con el que se determina el T2 cutoff. La línea punteada indica un T2 cutoff de 30 ms y la zona sombreada es la cantidad de fluidos movibles.. loges el promedio logarítmico de T2 en ms y a es una constante que depende del tipo de roca. La parte de la distribución por debajo de 3 ms se suma al cálculo de agua ligada a la arcilla. 10-20 Distribuciones de T 2 para un petróleo poco viscoso (3. 10-21 Valor central de T1 y T2 para petróleos en función de la viscosidad y un gradiente de campo magnético de 17 gauss/cm. T2. 10-8 \ T2 (TE-2ms) donde FFI representa el volumen de fluido libre y BYI el volumen de agua irreducible determinado de la herramienta RMN ya' es una constante que depende del tipo de roca. 10-20. que disminuye a medida que se disminuye el tiempo entre ecos TE Los petróleos de muy alta viscosidad. Generalmente se presentan la porosidad efectiva y total.0 T2 Fig.0 1000. por lo que sobre estima la arcillosidad y se subestima la porosidad effectiva. 8) El valor central de la distribución de TI y T2 de los petróleos es función de la viscosidad. 10-21.:- Los petróleos de viscosidad menor a 5 cp tienen efecto de difusión. PRESENT ACION DEL REGISTRO Hay varias presentaciones posibles de los registros de RMN. Una presentación interesante es la distribución de la porosidad en "bins". el volumen de agua irreducible. como el de 865 cp en la Fig.6 cp) y otro de alta viscosidad (865 cp).petróleos se caracterizan por tener una distribución de valores de T2. pero cada yacimiento puede requerir un ajuste de la constante Otra relación utilizada es la llamada de Timur/Coates (Prarnmer. Usualmente se utiliza a = 4. Una de estas relaciones fue desarrollada (Kenyon. como se muestra en la Fig.9 msec 865cp 0. ~_~_1_4~C~~se __c ~_~~ __~ 3. Usualmente se utiliza a' = 10. que disminuye a medida que se disminuye el tiempo entre ecos TE (Ref. la permeabilidad y el histograma de la distribución de T2.1 10.2ms) I 1 :§: _ ~ (T'. ~ 0.001 1 10 Viscosity 100 1000 (cP) Fig. 10-6 donde rjJ es la porosidad expresada en fracción.'m" Ec.01 ~ 0. como se observa en la Fig. 3) 10-12 LA La permeabilidad se deriva de relaciones empíricas entre la porosidad efectiva RMN y la distribución de T2.1 PERMEABILIDAD DERIV ADA RESONANCIA MAGNÉTICA T 2 (TE=O. afectan la estimación de la porosidad efectiva porque por debajo de 3 ms se superponen con zona de agua ligada a las arcillas..0 1‫סס‬00.32ms) ~2 es . por lo cual se resta de la porosidad efectiva (adaptado de Ref.1 DE I f-C\I 0.000 para areniscas.4 para calizas. 10-20 para un petróleo de baja y otro de alta viscosidad. laboratorio sobre muestras saturadas en agua: k(md) = a1rj ~ 0. 1988) haciendo mediciones de resonancia magnética et. es decir segmentos de la . 1994): /(FFI)2 BVI Ec. 10 K' 1 T 2 (TE-O.0 100. Los petróleos de viscosidad menor a 5 cp tienen efecto de difusión.6 para areniscas y a = 0. donde los bins 1-2 corresponden al agua ligada a las arcillas y los bins del 2 al 8 corresponden a tamaños de poros crecientes. tanto por el histograma de T2 como por la cantidad de fluido libre comparado con el agua irreducible. el area amarilla es agua irreducible y el area magenta es fluido libre. " Fig.~~~~º---:oJoo.{'MMIDD1) SDR o 0.3----lL.3 CMR Ft-ee Aluid Poro:sny CM (VIV) o CMR3ms Porosjty tctl'lRP - L. la efectiva en linea punteada y FFI en magenta.l:. 10-13 .. .:=11COiOoooooi 0. En la pista 11 se grafica la permeabilidad calculada con los dos métodos. Cautron Moderaf:e NoisE' If'ermeab·lity .~-30::-::-::-00:-l .Esta presentación permite identificar rápidamente las zonas sin interés y las que tienen mayor permeabilidad.~ ----.3 a 3000 ms. y buena permeabilidad. Timar-Coates y SOR. En la pista 111 se presenta la porosidad total en linea llena.:. con lo cual area marrón es agua ligada a las arcillas.----. Y en la pista I se muestra la porosidad total dividida en 8 segmentos o bins... porosidad numerados de 1 a 8 en orden creciente de tamaño de poros y codificados en color. la arenisca a 2812 metros tiene bajo contenido de arcilla. 10-22 Presentación del registro CMR de Schlumberger.::::=:::::=:.----- --iil-O--::. como se muestra en la Fig.-5---.. A simple vista. 10-22.f1 :="="':"=.. En la pista IV se presenta el histograma de T2 de 0.::.SDR from lHF2 to KTI PI'I Timun'Coaf:es Penneability Klil j!MD) SDR Penneabili b::--E. . G es el gradiente de campo magnético y TE es el tiempo entre ecos. por lo que en definitiva depende de su viscosidad. Si graficamos el valor de T2 resultante de la Ec. para TE = 4.8 ~ 100 150 200 ~ 250 300 350 400 Temperatura °F Fig 10-23 .8 ms. lo que explica porqué el petróleo es menos afectado por difusión que el agua. 10000 . e es una constante.: N 1- 10 Ec. utilizando un procedimiento llamado enhanced diffusion (Ref.---..2 a 4. El mismo consiste en aumentar el tiempo entre ecos TE para aumentar la relajación por difusión y así disminuir el T2 del agua lo suficiente para poder observar la señal del petróleo. La presentación que se utiliza para detectar petróleo con este método muestra la distribución de T2 con tiempo entre ecos normal (por ejemplo.8 ms. y es el momento giromagnético del protón. 10-25 se muestra el valor que toma T 2 del petróleo en función de su viscosidad. dependiendo del tipo de herramienta y el diámetro del pozo). el principal mecanismo de relajación es la relajación superficial. la temperatura. 10-24) 1000 -. Si le agregamos la relajación por difusión. por ejemplo. 1000 TE íiI .-----. Se observa que para viscosidades inferiores a 50 cp el T 2 del petróleo es superior a 100 ms.---.----r--.T2 del agua en función de T2s para T20=50 ms Por su parte. Do es proporcional a la temperatura e inversamente proporcional a la viscosidad. En la Fig. Se observa que. l.". 10-9 T2S 100 - íñ . Se muestra también una línea con el valor calculado de T2 máximo del agua en función de la temperatura utilizando un gráfico como el de la Fig.DETECCIÓN DE PETRÓLEO RESIDUAL Los registros de RMN permiten detectar petróleo en la zona investigada por la herramienta (5 a 10 cm desde la pared del pozo. 10-23 para el gradiente de campo magnético de la . por lo debería observarse claramente a la derecha de la señal del agua. por ejemplo 4.8 ms. 10-10 10 Donde Do es el coeficiente de difusión del fluido. a 150°F T2D disminuye de 800 a 50 ms al aumentar TE de 1. la relajación del petróleo es función de su relajación intrínseca y de la difusión.: 100 2. Ec. 9).s o 1. G = 15 gauss/cm y temperatura 150°F.. la relajación resultante T2 se deriva de: 1 T2 T2D + 1 En la Fig 10-23 se ha graficado el valor de T2D del agua en función de la temperatura para un gradiente de 17 gauss/cm y distintos valores de TE.---------.s Donde T2D es la relajación por difusión y T2S es la relajación superficial.-----~-----.------.2 .4 10 L50 4.----. . 10-9 en función de T2S para T2D = 50 vemos que el valor máximo que puede tomar T2 para el agua es justamente 50 ms (Fig.2 ms) y con un valor muy superior. el gradiente de campo magnético y el espacio entre ecos TE. Para el agua en los poros.T20 del agua en función de la temperatura y tiempo entre ecos TE para un gradiente de campo magnético de 17 gauss/cm 10-14 100 1000 T2S (m s) Fig 10-24 . 2 en amarillo. en la pista 5 el histograma de T2 para TE=6 ms en celeste y en la pista 6 una presentación tipo VOL de la amplitud de la señal por encima del valor de T2 máximo (línea azul)..8 ms. La fracción de la porosidad que contiene petróleo se obtiene de la amplitud del pico. el caliper. la cantidad de agua ligada a la arcilla (verde claro).. En la pista 1 se muestra la porosidad efectiva dividida en bins.. 10-27 . 100 (cp) Fig 10-25 .Ejemplo de detección de petróleo con MRIL.T2D del petróleo en función de la viscosidad para un grandiente de campo magnético de 17 gauss/cm y TE = 4..... En la pista 3 se muestra la porosidad total (Iinea negra). En la pista 2 se presenta la resistividad y la permeabilidad calculada con la fórmula de Timar-Coates. [ I I r { .:··: 11 I \ II f I I I I I I 10 Viscosity Xl00 ~ .. el petróleo (verde oscuro)... 10-27 se presenta un ejemplo de la cuenca del Golfo San Jorge que muestra petróleo de 2484 a 2490 metros... En la pista 4 se muestra el histograma de T2 para TE=1. Por resistividad y rayos gamma hay un claro contacto agua-petróleo a X120 metros que se observa como un fuerte pico en el histograma a la derecha de la línea de T2 máximo del agua T2DW .' Fig 10-26 .1000 I I r I I f- I I 100 1 } IIj t' H r··.. la curva de Rayos Gamma y la SP.8 ms.. herramienta y el TE utilizado.. 9) m !l-+rl-!--J'\C Fig. tanto con TE=3.6 ms como con TE=4. 2490 XX90 : I 10 0.Ejemplo de detección de petróleo residual.1 . el agua libre (celeste) y el volumen de agua irreducible BVI.. como se ve en la fig 10-26. En la Fig. 10-15 .. Ref. (Akkurt.... Para ello se acostumbra correr un perfil de densidad (Ref.~ ~ tE._ ~ t:E r-. ~ ~ ~ ~ 1> I~ ( •..•. 1- ~ ~ 500 '- ) •. p.... Como la porosidad derivada del registro de densidad es una buena aproximación a la porosidad total. 10-28 .so 20 !IV 15 .. Además. 12). t... 10-28 se presenta un ejemplo de detección de gas en la cuenca del Golfo San Jorge. Para determinar la porosidad verdadera es necesario primero detectar la presencia de gas y luego calcular la corrección necesaria.1 FJF OHM~F -- 1.. En la Fig.6 y densidad-RMN (adaptado de Ref.._r-r- 1> ¡. 1< 525 {. Esto se debe en parte a que el neutrón tiene un efecto de matriz adicional en presencia de gas (ver pago 8-8)..:: <~ D I~ ~ ~ '- 1- :3- '5 H - I~ ~~ '. I~ ~ il!ol- ~ ~ ~ ~~ <..- · ···- I~IM -H. 1. DE GAS La porosidad de los registros de RMN es menor a la real en presencia de gas. 10)..ftl.. "- 1- 1- - 1- 1- 1- 15 ~ I=. 1\ '--- [~R ~ ~ ~ 575 ~ Ir' - ~ ~ ~ ¡o.Ejemplo de detección de gas con densidad-neutrón 10-16 ~ 1< f- - 01 VN 2óO ! •• ::~ .. si la cantidad de gas aumenta desde la pared del pozo hacia la formación...2 102 0.. la superposición de la porosidad total RMN con la porosidad densidad permite identificar gas SP l. - ¡.. 0110_6 VN 1- ( ...DETECCION independientemente del contenido de arcilla (Ref..• '-- Fig. el neutrón sufrirá más efecto debido a su mayor profundidad de investigación... ~ . ~...~~ leS ¡. . I ¡- Foo Is . PHID PHID 200110....1Il c~ F- 10. TCMR TNPH 2001106 o dec 01 0.~ 1- 1- - 1- '- 1- 1- 1- I·~ ¡¡.-161 AHT90 OHMM AHT30 OHMM AHT10 0.o - 1- I? 1- [) ~ le ""..... donde se observa que la separación por efecto de gas entre los registros densidad y RMN es menor a la que se observa en los registros densidad y neutrón. 10) . e . porque el efecto de gas en el mismo es opuesto al de la RMN... debido a la menor concentración de hidrógeno en el gas. F- 550 :=> -.6 dec ~ .. ti\¡.::'Í . ~ K (r-.....2 1. . (Ref.En el mapa de difusión se vuelcan los valores del coeficiente de difusión D y el valor de T 2 para cada punto. que produjo gas. tanto en el obtenido con LWD como con el registro a cable. que se ubica en 10-18 OPHI LWD valores muy altos de TI pero sobre la recta del petróleo.. Para identificar gas se utiliza el mismo gráfico pero con la distribución de TI. Los datos volcados en un gráfico del coeficiente en función de la distribución de TI o de T2 como el de la Fig. mientras que los livianos se ubican en valores crecientes de difusión y T 2.Ejemplo Resistividad Resistividad LWD WL s WL Distribución T1 RHOB LWD&WL Distribución T1 MRlLVIA. I~ 1(}-4 Diffusion (cm2s-1) 1(J-6 1(J-6 1 lO 100 1.000 ]2(ms) Fig. La distribución de TI en ambos es muy similar y muestra valores máximos en la capa a 1836-1840 metros.. mientras que el del petróleo varía en función de su viscosidad. Se observa que en la zona de gas la densidad registrada en modo LWD lee menos que la registrada con cable.000 10. 15) calcula el coeficiente de difusión D de los fluidos comparando las mediciones hechas con distintos valores de TE. Los petróleos pesados se ubican en la parte inferior de la recta. 10-32 . agua y petróleo. Los coeficientes de difusión del gas y del agua son constantes. Mapas de difusión La herramienta MR Scanner de Schlumberger (Ref. MRlLLWD de detección de gas en una arenisca con T1. La capa a 1836-1840 m produjo gas. lo que permite diferenciar entre petróleo liviano.GR-C8liperLWD GR-SPCaliper WL r Fig 10-31 . lo que se atribuye a que la capa está mucho más invadida en el momento del perfilaje a cable y por lo tanto hay menos gas en la zona investigada por la herramienta. 15) . En este ejemplo. que también tiene valores muy altos de TI pero mayor difusión que el petróleo liviano. 10-32 permite reconocer inequívocamente el tipo de fluido. y gas.14) En este pozo se registró MRIL con LWD y luego con cable. este gráfico no permite identificar gas (de Ref. lo que permite identificar los fluidos presentes en el intervalo. que también hace variar T2 a lo largo de la recta. Detección de gas con TI La constante de tiempo TI de la curva de polarización, al igual que T 2, tiene efectos de relajación superficial y bulk, pero no de difusión, por lo que también podría utilizarse para medir porosidad y distribución de tamaños porales. Ver Fig. 10-29. TI es siempre mayor o igual a T2, no sólo porque no hay efecto de difusión, sino porque el mecanismo de la relajación superficial es distinto en ambos casos. Mo~~------------====~====~ Relajación longitudinal rl------------------Tiempo Relajación transversal .d----1~--+--...::;¡:::==-------Tiempo Fig 10-29 - Relajación en el plano transversal, caracterizada por T 2 Y en el plano horizontal (polarización), caracterizada por T1 (adaptado de Ref. 11) Los instrumentos de laboratorio de la década del 70 con los que se investigó la relación entre porosidad, permeabilidad y FFI medían TI Las modernas herramientas de perfilaje de RMN con secuencia CPMG introducidas en la década del 90, adoptaron la medición de T2 en vez de TI por ser más sencilla su instrumentación. En el año 2000 Numar introdujo la herramienta de RMN de tipo LWD. Como la medición se realiza simultáneamente con la perforación, no es posible la medición de T2 mientras gira la herramienta, lo que obligó a implementar la medición de TI. La misma herramienta permite medir T2 mientras se saca la herramienta del pozo. Los registros obtenidos muestran que los histogramas de TI y T2 en zonas acuíferas son muy similares, y que el histograma de T2 medido con LWD es prácticamente igual al medido con cable (Ref. 13). Los registros de TI permiten detectar petróleo liviano y gas en la zona invadida, debido a que los tiempos de polarización son mucho mayores que para el agua, como se ve en la Fig. 10-30. Para polarizar el agua se requiere algo menos de 2 segundos, mientras que para polarizar completamente el petróleo liviano y el gas se requiere aproximadamente 10 segundos. En la Fig. 10-31 se muestra un ejemplo de detección de gas en una arenisca mediante la distribución de TI. 100 ;R ~ petróleo liviano (T1 =3.4 seg) 75 e 'o ·u ea metano (T1 =4.1 seg) 50 N ·C ea o o, 25 O O 2 4 6 8 TW [seg] 10 Fig 10-30 - Polarización en función del tiempo de espera TW para agua, petróleo liviano y gas. (Adaptado de Ref.12) 10-17 9. REFERENCIAS 1. Wehrli, Felix. W. : "Basics Phenomenon" 2. Ellis, Darwin V.: Well Elsevier, 1987 of the Magnetic Logging Resonance for Earth Scientists, 3. Kleinberg, R.L. y Vinegar, H.J.: "NMR Properties Reservoir Fluids", The Log Analyst, Nov-Dec 1996 of 4. Kenyon, Bill y otros: "Nuclear Magnetic Resonance Imaging Technology for the 21 SI Century", Schlumberger Oilfield Review, Autumn 1995. 5. Allen, David y otros: "How to use Borehole Magnetic Resonance", Schlumbergr Oilfield Summer 1997 Nuclear Review, 6. Straley, C. et al.: "Core Analysis by low field RMN", Proc. lntemational Symposium of the Society of Core Analysts, Stavanger, Norway, September 1994 7. Colo, C., Demuro, D. y otros: "The Impact ofLithology in the use of Nuclear Magnetic Resonance to Evaluate theTuffaceous Formations of the Golfo San Jorge Basin, Argentina", presentado en el Congreso AAPG, Rio de Janeiro, 1998 8. Morris, C,E. y otros: "Hydrocarbon saturation and viscosity estimation from NMR logging in the Belridge Diatomite", SPWLA Annual Logging Symposium, 1994 Akkurt, R. Y otros: "Determination of Residual Oil Using Enhanced Diffusion", SPE 49014, 1998 Annual Technical Conference and Exhibition 10. Breda, E. y otros: "Detección de Gas Mediante el Uso de NMR y Porosidad Densidad", SPE 64515, presentado en la SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, 2000 11. Miller, M.N. et al.: "Spin Echo Magnetic Resonance Logging: Porosity and Free Fluid lndex Determination", SPE 20561, presented at the Annual Technical Conference and Exhibition, 1990. 12. Mardon, D., Miller, D. y otros: "Characterization of Light Hydrobarbon-Bearing Reservoirs by Gradient NMR Well Logging: A Gulf of Mexico Case Study", SPE 36250, 1996 SPE Annual Technical Conference and Exhibition 13. Prammer, M.G., Akkurt, R Y otros: "A New Direction in Wireline and LWD NMR", SPWLA Annual Logging Symposium, 2002 14. González, G., Breda, E. y otros: "Evaluación de formaciones en campos maduros: experiencia en la aplicación de perfilaje durante la perforación con tecnología de última generación en la cuenca del Golfo San Jorge", presentado en el VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos, Mar del Plata, 2011 15. Schlumberger, MR Scanner Brochure, 2006 10-19 9 REGISTROS SONICOS INTRODUCCIÓN Los registros sónicos, también llamados acústicos, miden el tiempo que requiere una onda sonora para atravesar un pie de formación, lo que equivale a una. lentitud o inversa de la velocidad del sonido. La lentitud suele denominarse ¿lt, tiempo de tránsito, y se expresa generalmente en us/pie. La aplicación más importante de los registros sónicos es determinar la velocidad del sonido en las formaciones para calibrar la conversión de tiempo a profundidad en las secciones sísmicas. En rocas consolidadas el registro sónico puede utilizarse para estimar la porosidad mediante relaciones empíricas entre velocidad y porosidad. Otras aplicaciones de los registros sónicos son la detección de gas y el cálculo de módulos elásticos y propiedades mecánicas de la formación a partir de la velocidad de la onda transversal o shear, y la estimación de permeabilidad a partir de la amplitud y velocidad de la onda Stoneley. PRINCIPIO los receptores R¡ y R2. Las llegadas de energía más comunes en una típica onda acústica que llega a un receptor se muestran en la Fig. 9-2, donde se han identificado la onda compresional, la shear y la de Stoneley. Transmisor Camino del pulso sónico Receptor Receptor 1 Formación 2 DE LA MEDICION En su forma más sencilla, una herramienta sónica consiste en un transmisor T que emite un tren de ondas acústicas y dos receptores como el de la Fig. 9-1. El transmisor y los receptores son transductores piezoeléctricos que transforman ondas eléctricas en pulsos de presión y viceversa. El tren de ondas emitido por el transmisor viaja por el lodo y al chocar contra la pared del pozo establece ondas de compresión y transversal dentro de la formación, ondas de superficie a lo largo de la pared del pozo y ondas dirigidas dentro de la columna de fluido. La rugosidad del pozo, las capas de la formación, y las fracturas pueden representar discontinuidades acústicas significativas. Por lo tanto, los fenómenos de refracción, reflexión y conversión de ondas dan lugar a la presencia de muchas ondas acústicas que eventualmente llegan a Fig. 9-1 Principio de la medición de la lentitud La primera onda en llegar es la compresional, que ha viajado desde el transmisor a la formación como una onda de presión de fluido, se ha refractado en la pared del pozo, ha viajado dentro de la formación a la velocidad de onda compresional de la formación y regresado al receptor como una onda de presión de fluido. Le sigue en llegar la onda shear, originada por conversión de modo al refractarse la onda de presión emitida por el transmisor en la pared del pozo. Esta onda viaja dentro de la formación a una velocidad menor a la compresional y regresa al receptor como una onda de presión de fluido. 9-1 Esta onda es de gran amplitud y su velocidad depende de la frecuencia del pulso de sonido.T3) 4 EC. Esto no ocurre en pozos con paredes irregulares o si el instrumento de medición no se mantiene estrictamente paralelo a las paredes del pozo. M[~]=T2-r. del diámetro del pozo. La lentitud se calcula promediando el que se obtiene a partir del transmisor superior y los tiempos TI y T2 con el que se obtiene a partir del transmisor inferior y los tiempos T3 y T4' M= (T2 . llamada borehole compensated o BHC. Sumando S a TI y T3 en la ecuación 9-2. 9-1 que para que la diferencia de tiempo entre los dos receptores sea igual a la de la formación es necesario que el recorrido del sonido en el lodo sea igual para ambos receptores. En la actualidad se utiliza una configuración de dos transmisores y dos receptores como la que se ilustra en la figura 9-4. o sus siglas en inglés DDBHC (Depth-Derived BHC). En esta configuración se realizaban dos mediciones secuenciales de la lentitud.r. el tiempo del receptor R2 tendría el mismo error respecto al receptor Ra. Con esta configuración se utiliza el método de compensación por efecto de pozo llamado "derivado de profundidad". Para compensar estos efectos se han desarrollando distintas configuraciones de transmisores y receptores.• 11 • Stoneley Shear I1 -- herramientas con múltiples receptores. si el tiempo desde la pared del pozo al receptor RI fuera mayor al equivalente para el receptor R3 en una magnitud S. de la velocidad transversal de la formación. 1) La onda de lodo o Stoneley es la que VIaja directamente del transmisor al receptor en la columna de lodo. ) + (T4 . que corresponde a una herramienta de Schlumberger.9-1 INSTRUMENTAL. Herramientas de tipo compensado Puede observarse en la Fig. diseñadas para medir la lentitud shear en forma directa.t se calcula como la diferencia entre los tiempos de arribo T 2 Y TI dividida por el espaciamiento e entre los receptores. pze e EC. también llamadas array. 9-3 ilustra la configuración utilizada. Por ejemplo. herramientas de tipo dipolar. Los receptores RI y R2 detectan el primer arribo de la onda compresional y se mide el tiempo en us entre el disparo del transmisor y la llegada del primer arribo a los receptores. de las densidades de la formación y del fluido y de la velocidad de la onda de compresión en el fluido. una con el transmisor superior con el transmisor inferior. Compresional Primer o 500 movimiento 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 Tiempo en microsegundos Fig.9-2 En la figura 9-3 puede verse que esta configuración corrige cualquier error debido a falta de centralización o cavernas. Actualmente hay tres tipos de herramientas en uso: • 9-2 sónicas herramientas de tipo compensado con dos transmisores y dos receptores que miden únicamente la lentitud compresional. La Fig. La lentitud . que miden la lentitud y la amplitud compresional. . shear y Stoneley. el mismo se cancela. 9-2 Típica forma de onda acústica que llega a un receptor (adaptado de Ref. que es habitualmente de 2 pies.0. . Secuencias Fig. /). 3) con dos R2.. 2) La figura 9-5 ilustra el método de compensación.TJ Ec."11 I I I I .•. La sonda tiene dos transmisores y dos receptores dispuestos como se muestra en la Fig. ' . 9-3 Configuración de compensación por efecto de pozo llamada BHC (adaptado de Ref..•. La primera lectura de i1t se memoriza hasta que la sonda alcanza la posición para efectuar la segunda lectura t." f.+ + . - -1- " .. Las lecturas se toman en dos diferentes posiciones de profundidad de la sonda: una vez que los dos receptores alcanzan la profundidad del punto de medición y otra cuando los dos transmisores lo hacen.t = (T¡ .. I I I I . I - - - ' T•. 8ftR2·... .. entonces se promedian las dos para obtener la medición compensada. ••..9-3 "'1 I I I I 11-R!=11 11.¡ Punto de medición : BHC ': - - '"'t'.. 9-4 Configuración del instrumento transmisores y dos receptores (de Ref.. Dos receptores cerámicas 2ft 3ft Dos transmisores cerámicas 2ft ~ Fig.T2) + (T4 .• I I I T1 - I ¿. •.. 3) 2·e 9-3 ......R2= 12 10ft I I Rj.. ----'- Fig 9-5 Método de compensación por efecto de pozo llamado derivado de profundidad o DDBHC para una herramienta de 8'-10' (de Ref.••. 9-4. : 9 ft 8 : de pués In. como puede verse en la Fig.5 pies con el transmisor más cercano a los receptores.f. Y T4 Y T3 son los tiempos del receptor 2 a los transmisores 1 y 2.7 pies con el transmisor más alejado de los receptores.R~-----:.ññ ~ _ GAPI -160 SPC MV 200 Con este tipo de herramienta se pueden hacer dos mediciones independientes de ~t.donde TI Y T2 son los tiempos del transmisor 1 a los receptores RI y R2.2 M2R1 OHMM 200 0.2 M2R2 OHMM 200 40 150 DT US/F 50 ~2200 2225 Fig. 9-5.9-6 DEPTH M 0. Suponiendo que las dos posiciones de la sonda se conocen con precisión y que la inclinación de la sonda es similar para las dos posiciones. y otra de 5 pies . Presentación del registro El registro sónico generalmente se presenta en combinación con la resistividad. como se muestra en la Fig..-----r:G. que debe ser igual al espaciamiento entre los transmisores y generalmente igual a 2 pies. una de 3 pies . 9-6 . SP y rayos gamma . Como control de calidad. .Ejemplo de presentación 9-4 del registro sónico combinado con resistividad. la compensación por efecto de pozo mediante el sistema de profundidad derivada es equivalente al sistema sónico compensado estándar. la lentitud medida debe ser prácticamente la misma en los dos casos. e es el espaciamiento entre los receptores. INc:='-----~~ de tránsito medido a 3 pies y 5 pies del transmisor. y por lo tanto el salto de ciclo en general se manifiesta en el registro como una excursión muy grande y abrupta hacia un valor ~t más alto. como se desprende de la ecuación 9-3. mientras que DTLF (de trazos) es el tiempo de tránsito medido a 5 pies y 7 pies del transmisor. según cuál sea el detector donde se produjo el salto de ciclo. También puede intentarse disminuir la velocidad de registro a fin de disminuir el nivel de ruido.J ~ --------'7.Salto de ciclo Cuando la señal que llega al receptor tiene baja amplitud el primer arribo puede ser demasiado débil para ser detectado. Iodos gasificados o formaciones no consolidadas con gas. es decir que se detectará alguno de los ciclos siguientes de mayor amplitud. Como es de esperar. el problema de los saltos de ciclo se soluciona mediante el procesamiento de las señales obtenidas por las herramientas con múltiples receptores. Este salto o saltos de ciclo causa un error en la determinación de la lentitud que puede ser en más o en menos. 9-7 . Para minimizar los saltos de ciclo es recomendable correr los registros sónicos perfectamente centralizados a fin de transmitir la máxima energía a la formación. En la Fig. Como se verá en la sección siguiente. Los saltos de ciclo tienden a ocurrir en pozos de gran diámetro o herramienta mal centralizada. Sin embargo. 9-7 se presenta un ejemplo de registro sónico compensado con numerosos saltos de ciclo en ambos sentidos. En este caso se produce un salto de ciclo. puesto que reciben la señal con menor amplitud. 9-5 . o incluso se detectará una llegada shear si toda la señal compresional es de muy baja amplitud. La mayor parte de los saltos de ciclo ocurren en la zona de mal calibre.Ejemplo de registro sónico compensado de espacia mientas numerosos saltos de ciclo positivos 3'-5' (curva DTLN) y 5'-7' (curva DTLF) con y negativos. cavernas. OTLF L140 us/ft -===_ 40 [8~0---------~O~~~~~---------~4~ Fig. La curva DTLN (llena) es el tiempo le I 1"""6 ~~ CALI . la curva más afectada es la de 5' -7' por la mayor distancia de transmisor a receptores. es más frecuente que se produzca un salto de ciclo en los detectores más alejados. ~tcsg = En la Fig. ya que la diferencia de tiempo con que la señal llega a cada receptor dividido por la distancia entre receptores es la lentitud de la onda correspondiente. 9-12 ilustra una herramienta con ocho receptores espaciados cada 6 pulgadas. La exactitud de la medición de tiempo depende de los relojes internos de los circuitos de medición. con una distancia de 8 pies entre el receptor inferior y el transmisor superior. generalmente 6 pulgadas (0. La cantidad de transductores oscila entre 4 y 12 según el modelo de herramienta. donde la lectura debe ser igual al tiempo de tránsito en el hierro más o menos la tolerancia de la medición. es decir. Puede ser dificil obtener una lectura estable de ~t si la cañería está bien cementada.. La lentitud DEL TA-T dentro de la tolerancia especificada Herramientas con múltiples receptores Las herramientas con múltiples receptores consisten en un arreglo de transductores espaciados a intervalos fijos. La pendiente de esta alineación es justamente la lentitud o tiempo de tránsito. 9-8 se presenta un ejemplo de registro en cañería donde la lectura es de 55 us/pie. Para verificar el correcto funcionamiento de los sistemas de detección se hace un registro en la cañería guía. En este caso se debe seguir registrando dentro de la cañería hasta encontrar una zona sin cemento y por lo tanto con buena señal.TA-T [dt24] ~~-----------------------~ (us(tt) • - r . La parte inferior de la herramienta tiene además dos SOlllCOS receptores para realizar registros convencionales y registros de adherencia del cemento. .Registro en cañería No hay patrones de calibración externa para las herramientas sónicas. Estas ondas se digitalizan entre O y 5000 us y se transmiten a la superficie para su almacenamiento en un medio magnético y posterior procesamiento. dentro de la tolerancia especificada. La Fig. transversal y Stoneley a los ocho receptores están alineados.5 pies). Oa. En la figura se observa que los arribos de las ondas compresional. 57 us/pie ± 2 us/pie I I ¡: ~ In 2FT. En la Fig.• CSG LIBRE r-1"'"- Fig. 9-6 lee 55 us/pie en promedio.Ejemplo de registro sónico en cañería.. ya que en este caso hay una gran atenuación de la señal acústica. 9-10 se presenta un ejemplo de las formas de onda recibidas en cada uno de los 8 receptores. 9-8 . 9-12. En la presentación del registro se muestra solamente el eje de lentitud y se utilizan colores para codificar la coherencia.exploran todas las pendientes posibles. • En la Fig. Para cada pendiente se calcula la coherencia (o correlación) entre las ocho ondas. 3) --''----+-·1. que equivalen a lentitudes. El primero tiene una lentitud algo menor a 60 us/pie y tiempo entre 800 y 1300 ms y debe corresponder a la onda compresional.Time Coherence) o STC. como en la pista derecha de la Fig. 9-10 Ejemplo de ondas recibidas en los ocho receptores de la herramienta de múltiples receptores (de Ref.5ft DOD \ I OO D OO O OOD DOD DO D Stoneley Aee 2 Ocho receptores de cerámica Aee 3 de banda ancha Ree 4 OOD DOD A Rec 6 Ree 7 8ft Dos receptores cerámicos Sonda de perfil sónico Fig.•. El segundo máximo tiene una lentitud de unos 90 us/pie y corresponde a la onda transversal mientras que el tercero tiene alrededor de 200 us/pie y debe corresponder a Fig. 9-11): • Se define una ventana de tiempo Tw de la onda del receptor l. Para este tiempo se 9-7 . llamado Coherencia Lentidud. • Se pueden visualizar los resultados obtenidos a cada profundidad en un diagrama LentitudTiempo como el de la Fig.1 2 ~ tt . por lo que el registro se hace inmune al salto de ciclo El procesamiento para determinar las pendientes de arribo de las ondas.Tiempo (Slowness. 3) Midiendo estas pendientes pueden calcularse las lentitudes compresional. consiste en lo siguiente (ver Fig. 9-12 pueden verse tres máximos de coherencia. 9-13. transversal y de Stoneley independientemente del tiempo de disparo del transmisor. _ Rec 8 Dos transmisores cerámicos • La ventana se mueve hasta el próximo tiempo y se repite el procedimiento para todos los tiempos hasta el tiempo máximo digitalizado. 9-9 Herramienta de múltiples receptores de Schlumberger (adaptado de Ret. Para visualizar la coherencia en este diagrama se han trazado líneas de contorno de coherencia. donde el rojo corresponde al máximo de coherencia y el azul al mínimo. I Sección del receptor del perfil sónico Compro Shear Aec 1 : I I r 3. siendo la coherencia la tercera dimensión o eje Z. mientras que la shear tiene zonas de menor coherencia en algunas zonas. por ejemplo a 2245 metros. En la pista II se presentan las curvas de lentitud compresional DTC (azul) y lentitud shear DTS (rojo). En la figura 9-14 se presenta el procesamiento STC en una zona más somera del pozo de la Fig..3 ] 'E . • Todo el procedimiento próxima profundidad. 200 g 160 <Il . coincide con los receptores 1 a 8. Se observa sólo la señal compresional. ya que la lentitud calculada es función únicamente de las señales que llegan a los receptores y no depende del tiempo de transmisor a receptor. Las ocho ondas adquiridas de esta manera son equivalentes a una profundidad común de los receptores y ocho posiciones del transmisor espaciadas 6 pulgadas entre si. En la pista III se grafican la lentitud del diagrama STC con la coherencia codificada en colores. Los tres valores de lentitud así determinados definen tres puntos para la profundidad en estudio. De esta manera se observan. como se ve en la Fig. pero es detectada de todos modos. que equivalen a una lentitud. 3) 9-8 con contornos de La Figura 9-13 muestra un registro típico procesado con este método. Estas ocho formas de onda son procesadas con el método STC y el resultado. La señal compresional tiene excelente coherencia en todo el tramo. Se observa una atenuación de la energía Stoneley frente a las capas permeables. desde rojo para el máximo hasta azul para el mínimo. shear y Stoneley detectadas.la onda Stoneley. es promediado con el valor obtenido . lo que explica porqué se utiliza la onda Stoneley como indicador de permeabilidad. 913. Con las herramientas de múltiples receptores y el procesamiento STC se elimina el problema de los saltos de ciclo. El cálculo STC muestra algunos valores de lentitud shear (curva roja en la pista II) pero los mismos no son confiables por su baja coherencia. porque es una formación lenta con velocidad shear inferior la velocidad del sonidos en el lodo. mientras la herramienta registra hacia arriba. ambas en escala 50-150 us/pie. se repite para la Ventana de tiempo ~----nT·~--~~r--r----~-----' 1 2 3 4 5 6 7 8 o 1000 2000 T Tiempo 3000 4000 5000 (~S) Fig 9-11 Procesamiento STC. las señales compresional. de izquierda a derecha.. Luego se graban ocho formas de onda adicionales en los receptores 8 a 1 a medida que la posición del transmisor. Para cada ventana de tiempo se calcula la coherencia entre las ocho ondas para todas las pendientes posibles. 9-12 Diagrama Lentitud-Tiempo coherencia (de Ref. La lentitud medida por los ocho receptores es almacenada en memoria y llamada ~t modo receptor. 9-15. Compensación por efecto de pozo En las herramientas con múltiples receptores la compensación por efecto de pozo se hace como sigue.J(!) 120 ~ I ~corte 3500 4000 4500 Fig. y no se ha producido la conversión de modo en la pared del pozo.. llamado ~t modo transmisor. 9-9 .. r 1 """:::. I .... •.· 1\ - ·· ·..!." · '1 · · I . •. \ J .. \ ···..:......< ~ 1'0•. lo que explica porqué se utiliza la onda Stoneley como indicador de permeabilidad.. --- -. . ~ . \ <. . 1-- ··· · ·.·· · ··· :\ J .. <.. ..... V I ~ ( ) < ". . 9-13 .t> ./ . r- \ I e . ..f-- . l' '\ ~ 1- \ .J e: . .. \ · · · ir-.. ( ...: 1. - \ " . :I ... · ·· ·· ·· · - .. . . Se observa una atenuación de la energía Stoneley frente a las capas permeables.' - I \ ~ s.. -- '! .· J( · ( ~ : : ( 4 -... ·· ". ~ · )- ·· ."·· ·· ") ~ 1-' : ).• "- . . shear y Stoneley. .. . \ /" - f . ·-.. 11""'" f- - v 1\ .. .Ejemplo de procesamiento STC.• -... En la pista 111 se presenta la coherencia codificada en colores para las lentitudes (de izquierda a derecha) compresional.. :\ "\ c'" - ~ . f-- f- - './ 1 - ·· ../- -¡.r.··· I Fig..J.- t.-.> . Ir..1 ... . '. porque es una formación lenta y no se ha producido shear por conversión de modo.: c. ~ ~ ~ " 'o. . . E " .." ~ V 1 •• 1/( . o" ~ Fig. -: ' L.. I - . 9-10 . El cálculo STC muestra estr algunos valores de lentitud shear pero los mismos no son confiables por su baja coherencia.. " '" ~= . c. " . . .*==7=-+=-_"'-+'_'-I' .' LIIl~t-+--l---=~~:..H--I '.!:: : -. • .. -- o" " .Ejemplo de procesamiento STC en una zona más somera del pozo de la Fig.. e> ." ".. '". 9-14 . -~La . .. : ~ - . ..... ~ " I I 1~ " • : li I ".~I--+--bo"".1--1 . rr 1~ . .. . ¡. l' .... 1I : 1- .1 ~.....¡¡ ¡.. Se observa sólo la señal compresional.. 9-13.' '0.--. v +"~'-. .1- - le" N UI .. mientras que la procesada por STC (curva DTC01) no los tiene.. r. - ) .La lentitud a partir a partir del primer arribo ACFIL T tiene varios saltos de ciclo por mal pozo.J-- -- f- F"'" ~ r-.. ~ ~ . ~ t.. ... - ... I r- ( ..:: " •..- -.(~ ) - _..1- - f-- .--... ._f-- ..... . 1. 1< 11 I( -- - ~ ~ ¡o.. 9-15 . ..-•..... Ir .. ~ . . .-. r- I-c t-- ...o CAMA O RAV 200 E P T H CALIPER 6 ·························-1 16 ACFlLT 1140 10 OTCOI 110 10 1 - < ) If - .-- .- -.l/ l'-.- ') ¡r f--- .. ) - L:i~ .. -- s: - 't- ~ .--. K1(... J-- -. - ¡...... ...-....... - 1<iz (./ \ ) ... ~ \ / < - ~ .. UI o Fig...--- ..." -..... v ..Joo.---- •.-- '._.. ".. ..1"- r-- 1-..r-.--. f--- .. - r-. ._. "._...•..~ ..... ¡. - )) 1<:: --f-... l5i 1-j.. (" f..: --. ¡p f-- -~ 1\ 1..:::~ I - ¡. v --... J-- v - -. I-? -.... 1. .•.' r(..-... --.. 9-11 ...1--1-- I- _.....• ( v ~ . •.:-r-- d .-.. - _.•. - l\ ( "e ..o!l> r.••.. \ - e- 1••••• 1..- ---- -- --.._' 1-- . " \ ~ " -e '< -- .-.._ . .5 pies.... que es de 2 a 3 KHz.. « . · . 4) detección (S) con de ondas herramientas La Fig. Donde A es la longitud de onda.receptores. La velocidad flexural de las formaciones es muy cercana a la shear a bajas frecuencias. Fig. Las herramientas comerciales corrigen automáticamente la velocidad flexural para obtener la velocidad shear en función de la frecuencia de la fuente dipolar. . .. . En la Fig. por lo que se obtienen dos valores independientes de lentitud shear. 9-16 Generación y compresionales (P) y shear dipolares (adaptado de Ret. que depende de la frecuencia de la misma y de la velocidad del sonido en la formación.. Herramientas de tipo dipolar A fin de poder determinar la lentitud shear en formaciones lentas. siempre y cuando haya cemento en el espacio entre cañería y formación. se han desarrollado herramientas con transmisores que generan ondas llamadas flexurales. A = 4000/20000 = ·.. ..2 m Para aumentar la profundidad de investigación se han desarrollado herramientas de baja frecuencia por ejemplo 5 KHz . v es la velocidad del sonido en la formación y f es la frecuencia. Se llaman dipolares porque la fuente de energía no es ornnidireccional sino que genera una onda de presión en dos direcciones preferencial es. . Las herramientas tienen 2 juegos ortogonales de transmisor . Profundidad de investigación La profundidad de investigación del registro sónico es como mínimo una longitud de onda. 9-13... 9-18 se presenta el registro hecho con una herramienta dipolar en el misma formación lenta de la Fig.... 9-16 ilustra esquemáticamente cómo se generan y detectan las ondas shear en el pozo con herramientas dipolares. que para la herramienta de ocho receptores es 3. 9-17 muestra la forma de onda recibida por un receptor dipolar en una formación de baja velocidad..Resolución vertical En estas herramientas la resolución vertical es igual a la distancia máxima entre receptores.. Con este tipo de herramientas es posible obtener registros sónicos en pozo entubado. con valores de lentitud más altos que los calculados en la Fig.!E . . y del diámetro del pozo. 9-12 . con lo que la profundidad d~ investigación puede llegar a 80 cm. . La Fig. . . ~A... . ·. . ~: ···:1····· · S . . . · ..• .. 0.. .. Se observa una alta coherencia de la señal shear. -. . . Se observa una onda compresional de muy baja amplitud seguida por la onda flexural de gran amplitud.. . FUENTE · . 9-13 a partir de la conversión de modo.. . . ' .. . . ... . El transductor genera una onda compresional asimétrica que induce un modo flexural (así llamado porque el pozo se "flexiona" en un plano horizontal) que viaja a lo largo de la pared del pozo. A medida que la onda flexural se propaga a lo largo de la pared del pozo induce una onda asimétrica en el lodo que es detectada por receptores sensitivos únicamente a ondas asimétricas. . Para una formación de velocidad 4000 mis y una frecuencia de 20 KHz. . 9-14.5 e \ f- I .+--+--~~-4~ Fig. •. Las dos curvas casi superpuestas provienen de dos transductores bipolares espaciados 90· 9-13 ...--I :t--r~--+--+--1M--+--+-~-- 1'. ...~~~--~-+--~~~I-~-+-- ·· .•• 1.1\... t--+--II-+-t--+-fJ+--I . r-- -. ~t--+--II-+-t-+-~-~~-4--~"~ - - c- :W--+--~~~-+--l-I:~ ··· .Ejemplo de lentitud shear obtenida por una sonda dipolar en el mismo intervalo lento de la Fig..: .t--+-~~+-+--+"~--~~-4-~ .t--+-~~4--+-~~-~ :t--+--II-+-t-~k+--~~-4-. er- ~ •• - --~ e: ..~r~-4-ít--+--II-+-t--+--.~~-4--4--+--~~-~4--4-:t-~-I~~ET--·t--~~~~-4-- \ l--~ . Se observa excelente coherencia de la señal.- 1~~~~+=~4-~~~~~ J :t-~-I--4--t--+-l/~~~~-4-f- ..... t--+--II-+-t--+--¡e.~~~--+--+--~~~~4--+~ ··· ·~. ¡..-.f--.I · ·:· t--+--II-+-t--~rl--~~-4-·:t--+--II-+-t-+-~~~~-4-'~~--t--+-~--I~~-~~I-4-- '--~ r r-- ·· .. · I ....~ - '- - J 250 DTSDIPOLE <' f-i-- \ ( -- \ 1375:~~-+~r-+-~~ '> -- - I.. :.'1--+--I~4-m---+--+-~~-4--C¡'¡¡¡. ~ . "\ ¡..••• - ... :~~~-4--+q:. · - - -- __+-~-+__ il--~-4--+--+--~~~~4--+-- 1- t •. -- - - ...~ r. -- ~ -- f- ..... - .. .. 9-18 .. ---- · · ··t--+--II-+-t-~~--r~-4~ · :t--+-~I-+-t-+-~-~~-4-:~~~I-~-+--+-~~ ··./ ~ 1.' J :t--+-~I--t <.. Wyllie observó que la velocidad máxima alcanzada.Ec. como muestra la Fig. su lentitud .9-4 donde Ves la velocidad promedio en tiempo (timeaverage). también llamada time average o de Wyllie. La Fig. Si el fluido en la zona investigada por la herramienta es agua. en general hay un rango de valores posibles para cada litología. Como puede verse. . con pequeños poros distribuidos de manera uniforme.V . dependía de la porosidad y de las velocidades de la roca y el fluido mediante la ecuación Ec. 9-20 puede utilizarse para calcular la velocidad del sonido en el agua en condiciones de reservorio.Forma de onda en un receptor dipolar en una formación lenta (adaptado de Ref.J. 5) DETERMINACION DE LA POROSIDAD PARTIR DE LA VELOCIDAD A En 1956 M.-------- -----~ __ x • /~ ~------ _1_- Saturación de agua. Escribiendo lentitud: del sonido en la roca sm la ecuación 9-4 en términos Ec. En todas las muestras obtuvo mayores velocidades con altas presiones de confinamiento. 9-19. presión y temperatura. VI es la velocidad del sonido en el fluido y Vma es la velocidad porosidad. que denominó terminal velocity.' ---~~-----' / ~ '~II ~--------- Fig 9-17 . 6) La ecuación 9-5. Wyllie hizo numerosas medidas de velocidad del sonido en rocas porosas variando la presión de confinamiento. caliza y dolomita. es generalmente válida para formaciones limpias y consolidadas.9-5 de donde se deriva: 9-14 1 Ji>. En la tabla 9-1 se listan los valores de velocidad y lentitud para arenisca.95~ de / 1 1 ¡j 9 so 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Presión psi x 10 E3 Fig.-1tfes función de la salinidad.--o----os-ec-o-G-----I 12 V. El valor exacto a utilizar en general se determina mediante comparaciones de la porosidad sónica con otros registros o medidas de porosidad en laboratorio.9-6 Onda Onda compresio~~ f1_e_x~ ----~~ _ Arenisca Berea Porosidad 20% ~~----- _1 -----~ ---~~ ~------ I fw-::N.R. 9-19 Velocidad de una muestra de roca para distintas presiones de confinamiento (adaptado de Ref.. 5 47. y por lo tanto ~tf= 189 us/pie. 1--..- ::"-4 o lo. " "- ~ 1/1. :/1. igual a la lectura de M en lutitas adyacentes dividido por 100.5 a la EC.- . Esto se debe a que la presión de confinamiento es menor a la necesaria para que se cumpla la ley de tiempos promedio de Wyllie... Como se ve. que es el valor comúnmente utilizado..9-7 1/ 5000 :/1/ <. / i'::S ~...•... es necesario comparar la porosidad resultante con la de un registro sónico. En estos casos la solución tradicional es aplicar un factor de corrección empírico C.Arenisca Caliza Dolomita Anhidrita Sal Cañería (hierro) V ma (pie/seg) ~ tma (us / pie) 18000...•. ¡... entre 1 y 1.VI/ !7l/I/ VI/I. 9-15 .0 57.. :/1/ <.... Hunt y Gardner propusieron una relación no lineal entre lentitud y porosidad La relación es empírica y se basa en comparaciones de tiempo de tránsito sónico con mediciones de porosidad por otros medios.. r-.:: . 9-20 Velocidad del sonido en agua en función de la salinidad.5-51.5 43.5 50.. r-..t.- ~Oo <. para ~t = 110 ms/pie.- - <.5 43.f..19500 21300-23000 23000 20000 15000 17500 55. V V /' :/ / 1. como se ve en la Fig. En caso de no haber otra referencia. la porosidad por Wyllie es algo más de 40%..9-6 5500 / .0 66. y por lo tanto disminuye la velocidad del sonido en la formación. en 1980 Raymer.. N ~ ).1/ ~ 1.oF 350 /1/ . Relación no lineal de Rayrner-Hunt Para simplificar la estimación de la porosidad en arenas no consolidadas... .0 47.. 4500 20 kpsi Fig. :/1... Por ejemplo. por ejemplo. 1. temperatura y presión Para agua dulce a 200°F Y 2000 psi la velocidad del agua es Vf = 5300 pies/seg.5 50.../ o 10 Presión de formación.~ ~ 50 6000 :/''''':/1/ lutitas adyacentes presentan valores de ~t mayores a 100 us/pie..0 67.6-43.. En general se supone que hay falta de compactación cuando las Para estimar C. En la Fig. mientras que con Raymer-Hunt es 36%. la relación no lineal disminuye al porosidad calculada para valores altos de lentitud. puede utilizarse un valor de C.7 57.[7'l/[/ EC.1/ I~ -.~ .0 ~ tma (us / pie) (usado comúnmente) 55.. <. 9-21 se muestra la comparación entre la relación de Raymer-Hunt y la de tiempo promedio de Wyllie para areniscas..0 Tabla 9-1 Valores de velocidad y lentitud para distintas litologías 6500 17 /V7' :/1.- 1'. <. 9-19.. "( 100 150 200 Temperatura 250 300 de formación.. Arenas no consolidadas La ecuación 9-6 da valores muy altos de porosidad en arenas no consolidadas o insuficientemente compactadas..... la porosidad sónica utilizando la relación de Wyllie es 9-16 donde Vc\ es el volumen de arcilla y ~tcl es el tiempo de tránsito que lee el registro en arcillas adyacentes. En .[/)"tma]x M EC. Sin embargo no es recomendable el uso cuantitativo de esta relación porque: • En formaciones de baja porosidad.. 9-9: 1 rjJ 9 EC.9-11 Los valores de la porosidad sónica en arcillas es alto. Por ejemplo. para ~t = 70 us/pie. La graficada en la Fig. La relación de Raymer-Hunt da una aproximación aceptable de la porosidad en arenas no consolidadas.. De la Ec. utilizando la ecuación de Wyllie o la de Raymer-Hunt Hay varias expresiones posibles para la relación no lineal.9-10 donde <PScIes la porosidad aparente del sónico en arcillas: EC.30 ~ ~ C1l o 25 ·c 'o (j) ""O C1l :2 (j) eo 20 15 a.:1t (¡.9-8 con ~tma = 55. 10 5 o 50 60 70 80 90 100 110 120 130 Efecto de arcilla La velocidad del sonido en la arcilla es generalmente menor que en los reservorios.9%. y es la que utilizan en general (con distintos algoritmo s) las compañías de servicio para graficar la porosidad sónica en los registros de campo. y por lo tanto con mayor sensibilidad a errores en la estimación del volumen de arcilla. 40 35 • Al disminuir la porosidad de zonas con alto valor de ~t se modifica el valor de la porosidad sónica en zonas de lutita y por lo tanto deja de ser lineal la corrección por efecto de arcilla • En capas con gas.. del mismo orden que los de la porosidad neutrón.85 Y es equivalente a la utilizada actualmente por Schlumberger en los registros de campo. la lentitud compresional aumenta. 9-21 tiene la forma s =1. 9-21 es 12. por lo cual la lentitud y por tanto la porosidad sónica de una formación arcillosa es mayor que el de una formación limpia. la relación no lineal aumenta la porosidad calculada. Efecto de gas La velocidad compresional disminuye en presencia de gas mientras que la velocidad shear aumenta. pero la relación de Raymer-Hunt tiende a anular el efecto de gas. La porosidad según la relación RaymerHunt de Fig. por lo que la corrección por arcilla necesaria para calcular la porosidad efectiva es alta.. lo que permite identificar capas gasíferas.6% y mayor aún si se utilizan otras ecuaciones. .ts/pie) Fig 9-21 Comparación de la porosidad soruca para areniscas en función de la lentitud compresional.5 Y x = l.10. .--. 2 100 / 1/ ~~ ~ / / V V 1. se observa (Ref.5 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 l1t ().0K 1. en presencia de gas en la zona investigada por el registro sónico hay que esperar un aumento de la porosidad y una disminución de la relación Vr/Ys.8 a 1.4 eL / 2. en cambio.1 1/ (f) > -- a.- Fig 9-23 . puede verse velocidad compresional de una roca baja pies/s cuando está completamente saturada a 7300 pies/s cuando tiene 10% de gas aumenta luego ligeramente hasta llegar que la de 9000 de agua y luego a 7800 En conclusión. que muestra el efecto de gas en el sónico. 9-17 .E V / 1.ts/pie) 1.8 4.9 ~ Ch f I 5. -----------------1 1. 6. 9-22 Variación de las velocidades compresional y shear y la relación Vp/Vs en función de la saturación de gas (de Ref. 9-24 se presenta un ejemplo de capas de gas con cruce de los registros densidad y neutrón.g ?:.~ 1. aumenta ligeramente de 4900 pies/seg a 5300 pies/s cuando la saturación de gas aumenta de O a 100%. detectar gas utilizando sólo un registro sónico. En un diagrama Vp/V s en función de la lentitud compresional L1tcomo el de la Fig.4 O 50 % Gas Saturatlon 100 Fig.5K ~ -"-' ($ ~~ ~ 2 > ¡~ 1/ / 2... Esto permite. pies/s. en principio. En la Fig.5K 5. 8) En el ejemplo presentado.6 ~ e / / ~ /' :/ Ga 1. 9) que las areniscas no gasíferas y las lutitas se ubican en una banda por encima de la curva dibujada.La relación Vp/Vs en areniscas sin gas y lutitas se mantiene en la zona por encima de la curva. mientras que las areniscas gasíferas se ubican por debajo. mientras que areniscas con gas aparecen por debajo de la curva .0K 50 % Gas Saturatlon 100 1. La velocidad shear.3 7K o 50 / % Gas Saturation 2. la relación V p/V s entre ambas velocidades disminuye de 1.5.la Fig.5 / / :i !~8K ~f 2.5 al pasar de O a 10% de gas y luego permanece aproximadamente constante en 1.7 O / rt' :.6 >0. Como resultado.9-22 se ha graficado la variación de las velocidades compresional y shear y de la relación V p/Vs en función de la saturación de gas en la formación .8 ti. 9-23. 9K 2. SPC MV 1-80 2011 CAL IN 16 10.2 - - - - - - - 161 I~------- -__ ~T_ -- - - - -- - -161 I52 - , , I I V- I , ,./ M2R3 OHMM - - - -200 _NPHI - -- ...•.• .•. < :> ?< ~ '.:- .., <~ ~ ~ V 1<1 ) , , ,, ( "'- [) :, ( t:::~ .- :) - r-, ~ "." (--- - V ) . .c;;;; -- - ,'" 'i::; ...- :::> < - ." I( "r t::~ <~ 1// ~ ):17 j ) ~ ',e ,;- :> ,.(~e I , ~. , 700 ~ ~'\ <: 3 ~ ~> , I '-~ I,? ? r,- ,~ V ') •, .. .~~ --!) ~~ I<! •• )~ ~ ~ - -' ~ D ( ,, < .•.....• ~ ~ <4 .~:i , ,) ) I 1> \ /' ( '> ,.~ ;\ ) ( , -ill :> I I ~~ \ , 01 - - - - - - <:k. .. 1:. V - 1 ~ !I 01 20011T)1l - - - - - - - - ~~I_- M2R9 -OHMM- - DPHI dee 200110.6 -g~~~--- --- - 20'01106 102 , ,,... M2R1 OHMM DEPTH M 1102 ~ :::a" ~ :.:' - Fig. 9-24 - Ejemplo de efecto de gas en la porosidad sónica. De acuerdo a las curvas de densidad y neutrón, y suponiendo que la densidad del gas en este caso es 0.05 q/cm", la saturación de gas en la zona invadida a partir del gráfico 8-11 es máxima e igual a 34% a 664.8 metros pero disminuye a 7, 10 Y 13% a 678.2, 687 Y 700.5 metros respectivamente. Se observa que, de acuerdo a lo previsto por la teoría, la porosidad sónica es mayor a la efectiva (que está entre la del densidad y la del neutrón), y que el aumento relativo de porosidad es mayor en las capas que con poca cantidad de gas en la zona invadida, 9-18 De acuerdo a las lecturas de densidad y neutrón, y suponiendo que la densidad del gas en este caso es aproximadamente 0.05 g/crrr', la saturación de gas en la zona invadida a partir del gráfico 8-11 es máxima e igual a 34% a 664.8 metros pero disminuye a 7, 10 Y 13% a 678.2, 687 y 700.5 metros respectivamente. Se observa que, de acuerdo a lo previsto por la teoría, la porosidad sónica es mayor a la efectiva (que está entre la del densidad y la del neutrón), y que el aumento de porosidad parece aún mayor en las capas que con poca cantidad de gas en la zona invadida, En el diagrama Vp/Vs en función de ~t de la Fig. 9-25 las zonas con gas (DPHI > NPHI) aparecen por debajo de la curva. Los valores más bajos de V p/Vs, que llegan a 1.6, corresponden a las zonas con menor saturación de gas en la zona invadida. / / REFERENCIAS 1. Ellis, Darwin Y.: Well Logging EIsevier, 1987 for Earth Scientists, 2. Dresser Atlas: Introducción 3. Schlumberger: Log Applications, 1989 4. Zemanek, J .. Williams, D.M., Schmitt, D.P.: "Shear-Wave Logging Using Multipole Sources", The Log Analyst, May-June 199\ 5. Schlumberger: 6. Wyllie, M.R.J., Gregory, A.R. and Gardner, L.W.: "Elastic Wave Yelocities in Heterogeneous and Porous Media", Geophysics, v. 21 n" I (1956) 7. Raymer, L.L., Hunt, E.R. y Gardner, J.S.: "An Improved Sonic Transit Time-Porosity Transform", Transactions SPWLA Annual Logging Symposium, 1980 8. Ostrander, W.J.: "Plan e Wave Reflection Coefficients for Gas Sands at Non normal Angles of Incidence", Geophysics (Oct. 1984),49, 10. 9. Schiuma, M., Claverie, M. y Brie, A.: Hydrocarbon Identification from Shear Sonic Logs in the Neuquén Basin, Argentina, 1997 SPWLA Anuual Logging Symposium al perfilaje, 1974 lnterpretation Principles/ Dipole Sonic Shear lmager (SDI), 199\ 7 1/ "' ii: / ¡/ N > / li V ~ 50 60 H1 , 1 Va4t@ 1ID:QT 411 70 8KK68 4t3D 80 235 90 100 110 120 130 140 150 ore ZONE: 663.000 - 800.000 M OPHI:> NPHI VCl <0.2 Fig 9-25 - Diagrama VpNs en función de ~t para las zonas de gas en los registros de la Fig. 9-24. Los números y letras graficados representan la cantidad de puntos en una celda. Las letras de A a Z y el asterisco representan números mayores a 9. Se observa que las zonas de gas (DPHI > NPHI) están claramente por debajo de la curva. 9-19 8 REGISTROS NEUTRONICOS INTRODUCCION Los registros neutrónicos responden principalmente a la cantidad de hidrógeno en la formación. En formaciones limpias sin gas, el registro neutrónico leerá la porosidad efectiva, mientras que en capas con gas en la zona invadida el registro leerá una porosidad inferior a la efectiva ya que es menor la concentración de hidrógeno. Su principal aplicación es la detección de gas y estimación del volumen de arcilla en combinación con el registro de densidad. También pueden utilizarse en combinación con el registro de densidad para evaluar porosidad y Alto contenido de hidrógeno :, litología en carbonatos. El registro puede correrse tanto en pozo abierto como entubado. PRINCIPIO DE LA MEDICION Los neutrones son partículas eléctricamente neutras, cada una tiene una masa casi idéntica a la masa de un átomo de hidrógeno. Una fuente radioactiva en la sonda emite constantemente neutrones de alta energía. Estos neutrones chocan con los núcleos de los materiales de la formación en lo que podría considerarse como colisiones elásticas de bolas de billar. Con cada colisión, el neutrón pierde algo de su energía. .:.. Bajo contenido de hidrogeno Alto número de cuentas Bajo número de cuentas / I \ / \ ;,,'Fase de frenado¡ J. : de neutrones : rápidos- Fig. 8-1 Principio de medición del registro neutrónico La cantidad de energía perdida por colisión depende de la masa relativa del núcleo con el que choca el neutrón. La mayor pérdida de energía ocurre cuando el neutrón golpea un núcleo con una masa prácticamente igual, es decir un núcleo de hidrógeno. Las colisiones con núcleos pesados no desaceleran mucho al neutrón. Por lo tanto, la : i.., (adaptado de Ref. 1) desaceleración de neutrones depende en gran parte de la cantidad de hidrógeno de la formación. Debido a las colisiones sucesivas, en unos cuantos microsegundos los neutrones habrán disminuido su energía a un nivel llamado terma/o A partir de ese momento comienza la fase de difusión, donde son capturados por los átomos de la 8-1 y el de mayor radio el límite más allá del cual todos los neutrones han sido capturados. 8-4 de las que puede derivarse la porosidad para estas litologías. 8-2 Herramienta de un detector La herramienta neutrón de un detector es un instrumento básico como el que se muestra en la Fig. y es forzada a apoyarse contra una de las paredes del pozo mediante un fleje de acero para minimizar el efecto del lodo (Fig. en este caso emitidas por el americio. si hay poca concentración de hidrógeno. los neutrones alcanzan una distancia mayor de la fuente antes de ser capturados y la densidad de neutrones en la cercanía del detector es mayor. Se ha demostrado que el cociente de las cuentas que llegan a los dos detectores tiene mayor profundidad de investigación que las cuentas de cada uno de ellos. En la Fig. generalmente arenas. con menos hidrógeno. 8-2). El registro se escala en cuentas por segundo (cps) o en cuentas normalizadas llamadas unidades API. La energía de los neutrones es de 4 MeV. Herramienta de dos detectores Esta herramienta. Por el contrario. mayor distancia recorrida y muchas cuentas en el detector. 8-1 se muestran dos círculos concéntricos con centro en la fuente. La herramienta mide el cociente F entre las cuentas promedio del detector cercano NNny lejano NNf y lo transforma en porosidad mediante una relación obtenida en laboratorio (Fig. también llamada Neutrón Compensado tiene una fuente de neutrones y dos detectores de neutrones termales. En la actualidad se corren únicamente en pozo entubado para correlación con registros de pozo abierto cuando no se dispone de registros de rayos garnma a pozo abierto. INSTRUMENT AL Fuentes de neutrones Las fuentes de neutrones llamadas químicas son de americio-berilio (Am-Be). En esta etapa los átomos que más contribuyen a la captura son el hidrógeno y el cloro. La energía de los neutrones emitidos es de 14. 8-1. El voltaje acelerador se aplica durante el tiempo deseado. y los valles a zonas de alta porosidad neutrón. El berilio tiene la propiedad de emitir neutrones cuando se lo bombardea con partículas alfa. 8-3). Cuando la concentración de hidrógeno del material que rodea a la fuente de neutrones es alta. El de menor radio marca la distancia a que llegan los neutrones con energía termal. Las herramientas modernas utilizan detectores de neutrones termales que sólo pueden detectar neutrones con energía termal. Por este motivo la herramienta de dos detectores tiene una profundidad de investigación que permite obtener lecturas correctas de porosidad en pozo entubado a pesar de la presencia de cañería y cemento. aumentando de izquierda a derecha. La parte izquierda de la figura corresponde a gran cantidad de hidrógeno y poca distancia recorrida (y por lo tanto pocas cuentas en el detector) y la parte izquierda. . la mayoría de éstos son capturados a una corta distancia de la fuente y por lo tanto la densidad de neutrones en la cercanía del detector es baja. lo que permite emitir pulsos de neutrones de cualquier duración. que a su vez se excitan y emiten un rayo garnma característico de cada átomo. Estas curvas son especificas de cada compañía de perfilaje y cada modelo de herramienta. Detectores Las primeras herramientas utilizaban detectores de rayos gamma.1 MeV. Con esta presentación los picos del registro (mayor número de cuentas) corresponden a zonas de menor porosidad. tipo Geiger-Mueller para contar los rayos gamma de captura. que son básicamente aceleradores de partículas. generalmente arcillas. En perfilaje se utiliza un dispositivo que acelera iones de deuterio y tritio hacia un blanco dopado con isótopos de deuterio y tritio.formación. Existen también fuentes electrónicas. En el laboratorio también se obtuvieron relaciones entre el cociente de las cuentas F y la porosidad para formaciones de arenisca y dolomita saturadas con agua dulce y salada. A partir de estas relaciones se obtuvieron las curvas de respuesta de la herramienta para arenisca y dolomita como la de la Fig. esta corrección en general no se aplica en forma automática. es negativa. p. Sin embargo. 8-6 para el caso de pozo abierto..' '.• ' ' . . •. Otros efectos de pozo que en general no están corregidos en el registro de campo son el de espesor de revoque. stand off (espaciamiento entre la herramienta y la pared del pozo mediante un anillo de metal) y presión. '. . . ..Pozo . 0. : . la herramienta está fuertemente afectada por el lodo a pesar de estar apoyada contra la pared del pozo.5 unidades de porosidad.. En el pozo se hace una verificación de la calibración utilizando un dispositivo que reproduce la relación de cuentas F que se obtuvo en el tanque. y puede llegar a compensar la corrección por diámetro del pozo. 8-6 es sólo para formaciones de caliza. Este efecto está tenido en cuenta en la calibración para un diámetro nominal de 8 pulgadas.. salinidad de la formación. peso del lodo. -. " . La porosidad de estas formaciones controladas se conoce con una exactitud de ± 0.'. .:: . . Fig. '. Formación .'. ': .. El efecto adicional para formaciones de arenisca y dolomita debe tenerse en cuenta en la conversión a porosidad verdadera para cada litología.----------------------------. . La corrección por salinidad de la formación es función de la litología. 8-3 .'. . .' ' Detector lejano 8. . Para diámetros mayores la porosidad leída por la herramienta aumenta. . .. 2) de dos detectores Calibración El estándar primario de calibración es una serie de formaciones de caliza saturadas de agua. ". Esta corrección normalmente es aplicada en forma automática por la computadora de superficie ya que en general se dispone del diámetro del pozo medido por la herramienta de densidad corrida en forma simultánea con el neutrón . La temperatura disminuye las lecturas de porosidad. Fuente Otra' sonda . Por este motivo.. 8-3 Relación entre el cociente de las cuenta cercanas y lejanas en bloques de calibración de caliza (de Ref. la corrección de la Fig.U ... especialmente en pozos profundos. 33/8" Dia' . . 7 Detector cercano z ~c Z Z 11 u. . .' .. 1) El otro efecto de pozo importante es la temperatura. por lo que la corrección es positiva. Fig. como ilustra la Fig. El estándar secundario (en taller) es un tanque de calibración lleno de agua.' . 8-2 Esquema de la herramienta (adaptado de Ref. salinidad del lodo. por lo que la corrección ~L---~1~O-----2~O~--~3~O----~~~--~50 Porositv. Efectos de pozo Debido a que la fuente y detectores son ornnidireccionales. PRESENT ACIÓN DEL REGISTRO En la figura 8-7 se muestra una presentación típica del registro de neutrón compensado en combinación con registros de densidad y rayos gamma. respectivamente.~ 8'35 B =ro 30 u ro u 25 / Caliza V / ~ ~20 u ro u 15 / 1/ L LV . por lo que la escala de porosidad de ambos registros es compatible. En el ejemplo se observa que la porosidad neutrón NPHI es mucho mayor a la de la densidad DPHI en zonas de lutitas. que es el estándar de la herramienta. es decir mayor que para la herramienta de densidad. 8-4 Curvas de respuesta de la herramienta neutrón compensado de Western Atlas (serie 2435) para distintas litologías (adaptado de Ref. 4 20 25 30 35 40 45 8 12 Pulgadas desde la pared del pozo Porosidad escala caliza (%) Fig.0. 1) El registro neutrón debería presentarse siempre en escala caliza.----.. comparado con unas 2 pulgadas (5 cm) para la herramienta de densidad. la porosidad neutrón se acerca a la del densidad y en varios intervalos la iguala. Sin embargo. debe tenerse en cuenta que los procesamiento s matemáticos que mejoran la resolución vertical de un sensor agregan ruido a la señal.5. como se observa en la Fig. 8-5 . que se reconocen por su alto GR y factor fotoeléctrico PEFZ del orden de 3. Esta resolución puede mejorarse hasta 1 pie utilizando un procesamiento especial de las cuentas de ambos detectores. L / ~ o ·5 / 5 10 15 -.50 lL /L 45 ~40 Arenisca- . que se reconoce por su menor nivel de rayos gamma y un factor fotoeléctrico ligeramente superior a 2.65 g/crrr'. 8-4 a fin de facilitar la interpretación. En este caso. 0.¡¡.0r-------::::::::--------::. Profundidad de investigación La profundidad de investigación depende de la porosidad de la formación.. lo que en principio es indicativo de una zona libre de arcillas. En cambio. Sin embargo.. (adaptado de Ref. / / /v 1/1/ / V 1/ / L Dolomita ~ DPHI Y NPHI son la porosidad densidad y neutrón. o 010 o.6 ~ 0.4 o tí V Neutrón compensado V o Porosidad 35% Pozo abierto / / 1/ / 1. ya que a mayor contenido de hidrógeno es menor la cantidad de neutrones que penetran en la formación.::. . en la zona de arenisca 1241-1257 metros. Hacemos notar que es indispensable examinar las tablas de constantes incluidas en los registros en papel para conocer la litología utilizada en la derivación de la porosidad. donde 8-4 Fig. En formaciones de alta porosidad la profundidad de investigación para la herramienta neutrón compensado es de aproximadamente 15 cm.La profundidad de investigación para el neutrón de dos detectores es del orden de 6 pulgadas (15 cm). DPHI es la porosidad derivada de la densidad con pma = 2. y NPHI es la porosidad neutrón en escala arenisca. 8-5. 3) Resolución vertical La resolución vertical típica de la herramienta neutrón compensado es de 2 pies.. en reservorios de arenas arcillosas es común presentar el registro de campo con la porosidad neutrón en escala arenisca derivada de la Fig. .ArjJ..1l¡ .rhJ··---"J" ".... l.I-J..i.. ¡."": . .···J. .... t l! . ".11 't+t"l~ .. ....~.... . . • ..+++J .•••~ "" J.~ IMI •• so ~ • 3b I! ~ ~ .I.."·t..•• 1-I1... . 20 "· Frr -3. ~a""¡··· ~" "..I I. l!l 10 ' -10' I ~~·r·~ .....J.. .. i.. '1-' -~ h rT G t· . .•. ~.. 4..J-J-JJ-~ .r Jon. .1J"·L.... j """"' = 1"' " """ i' .. l' \ o '!s o 2 seolonIIoIe """"olure- •..1.l.r-~.ofI prior to ..· ll'Ii... "'''''~ . L. .J.!-+-I~~ !'fNdt t"~~~··tr~~J~~·~~~ .....:N ".~k-.. :~ 20.t..r.->0 \"..~ : I f I~ A ""' ..¡...+-iIt-.... ... .. 1976 Correcciones H+ rtI¡" t • "~ +!I'H'iII'\JI~r"" J+'f\"f"....~"ll+ ~." !(J+4.. ..."'JIIo4-L. I • • J ' ..3 t I I r' I .10ft..t-tlJ.. '~+:~..4 +1.L....8-6 ...ii~'" ..·J."'-!-:--AI"~¡:'::::~Iod-".."... lILh"..~ri·. 1+.J... 'J .""""+.' .··. ' ... 100- L091oll... 1976 IDreho •• Siz..J .+ ·r ""......... 4) 8-5 .." ~ "....... .L·. l' ¡J ... "" "".. o ForIMtIOfl SolinilyThoulOnd ppm "elldof' !)llt_eelne •••• '1 i J~ ¡.... .oot prior tg Jan.. I ~.. .~to...j.~.""17 ". I '1 ....i" .U...~ PO!':::tl".. [1. 1975 Fig. .." ...¡".". .. en pozo abierto (de Ret.· .i..¡¡~.1 "~H*J1 ""í"].J.11 Hr lrt--r ¡ ..1·· "..-: ¡y --tl' ..-...- "" I ..tT-t-+. otl" ~ o ' JGn.¡ . :..L....-¡. 10 '1 ) . I I I I 11 20 I I I 10 del registro de neutrón compensado I.t-":1S. ( • I I 40 .L~ !··J.""~~.. "" I-t-'' ' '.J'lfiii~ij IlIChe.....-w. fr ···1 i I I ~it·1 ".~.lJW-J ......I...f'il· ·¡H·~·l+~ -l-l-l H-I 1"1i!· o ~ ." .'J.ppo.t"'J.·t-J....L~L~~"'-L....0 - 1.I.I-fL··""J.·.. f'' 1 30 .. N.• 1m Lo.. • • ...~_.! f· ...Neutron L09 Poro... H """p. 1-1'" • 40 'i I 110 .j..L."" . . ::::::: < - .•. e {) ) rr--- ~ ~P I "<.•..1~ 1-- -~eLS '-- ~ ~ " ) < :> k: -5 Fig.- ~ . ¡.. r- I . ==:: -- ¡r- i( r-.( » J I vlv J> •..> \ .. PEFZ es el factor fotoeléctrico 8-6 .. ..1 -.....---- ~ -v V \ I ~ .-> ...:... J < 1> ~ r: 1- r-.....- ~ ". OPHI y NPHI son la porosidad densidad y neutrón.- <..-' f-- < 1 «.-...-~ N::_I lo .: -- - e l.. < -'2 ~ c::: /' .- . 8-7 ..• <V I~ < / > I- ~. J ') \ v ) "" - r: '-" ) I¡ \ 1) ".. :... respectivamente......lo GR API 16 HCAL in 16.•..... .. ": ~ ") Z --.. 1- < - 1--.~ ¡. ) I I I I I I I I I I I I I I V _PEFZ_ 1 " ~ .. =-.•. I ~ . ( ) ( ( -=:::.•• ./ "'- ..l - 1-r-- <.- _~S_ ~ I ../ ~ I -------01 -101 Ir ~. f-.l 1 ) :> . I 01 DPHI ? I I 1106 1[6------- <) I I I DEPTH M 1225 / I I 30011 261 -261 1..Presentación del registro neutrón compensado en combinación con los registros de densidad y rayos gamma... ::> I I <~ ~ ~ _101' r-- \ ~ 1-- ~ ~ ) 1250 ~ v ~ I .•.. 1- ? <~ ~ J < """ r:::... es el índice de hidrógeno del agua. incluyendo los del agua ligada a la arcilla y los oxidrilos asociados a la estructura química de las arcillas (ver Tabla 7-3). la respuesta del neutrón puede calcularse de la siguiente manera. y el índice de hidrógeno del petróleo es variable pero cercano a la unidad. 8-3 En formaciones limpias que contienen sólo agua o petróleo. no es necesario fijar arbitrariamente un valor de arena limpia. 8-1 donde <PNcJ es la lectura del registro neutrón en las arcillas adyacentes. ya que por ser una herramienta de tipo termal hay un efecto adicional debido a la gran sección de captura de algunos elementos presentes en pequeñas cantidades en las arcillas.35 = 0.rPD V e! Efecto de arcilla En arenas arcillosas el registro neutrón lee una porosidad mucho mayor a la efectiva debido a que la herramienta responde a todos los átomos de hidrógeno en la roca. del fluido. pero se simplifica mediante el uso de diagramas de interrelación o crossplots como se verá en el Capítulo 11 Efecto de gas Asumiendo que en una formación limpia de litología constante (por ejemplo arenisca).DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD En formaciones limpias sin gas.2xO.3 Es decir que el registro neutrón compensado leerá 7 unidades de porosidad más que la porosidad efectiva. Ec. La porosidad neutrón de una formación con porosidad efectiva <p un volumen de arcilla VcJ es. En la misma se observa que para areniscas saturadas con agua dulce en el rango de porosidades medias: rPN = rP + Ve!rPNe! rPD = rP + Ve! rPDe! Deducimos: = rPN . como por ejemplo entre 1251 y 1253 metros en la Fig. 8-7 . El efecto de arcillas es aun mayor para el neutrón compensado. A partir de las ecuaciones 8-1 para el neutrón y 7-13 para el densidad: rPNe! .rPDe! Ec. es el índice de hidrógeno del hidrocarburo y H. en función del índice de hidrógeno del hidrocarburo y la cantidad de hidrocarburo residual Srh en la zona invadida: Ec. 8-2 para evaluar el volumen de arcilla es que.23+0. La determinación de los valores <PNcJ y <PDcI por simple inspección de los registros puede ser dificultosa. 8-7. la lectura del registro neutrón es función únicamente del índice de hidrógeno H. En el caso de haber gas en la zona invadida. ya que el índice de hidrógeno del agua dulce es igual a la unidad por definición. Ejemplo 8-1 ¿Qué porosidad leerá un registro neutrón compensado en una arenisca de 23% de porosidad efectiva que contiene 20% de arcilla si la porosidad aparente neutrón en arcillas adyacentes es 35%? De la ecuación 8-1. la porosidad neutrón es prácticamente igual a la porosidad efectiva.2 unidades de porosidad más que la efectiva Evaluación del volumen de arcilla a partir de registros de densidad y neutrón Debido a que el efecto de arcilla es muy distinto en los registros densidad y neutrón. la porosidad puede derivarse directamente del registro neutrón si se conoce la litología a partir de la Fig.8-2 El atractivo de la Ec. en que para igual porosidad efectiva el registro de densidad lee sólo 1. <l>N= 0.8-4 donde H. la porosidad neutrón puede expresarse como Ec. ya que dicha condición es implícita cuando ambos registros leen lo mismo. a diferencia de la SP o los rayos gamma. su comparación permite evaluar en forma confiable el contenido de arcilla en areniscas que no contienen gas. 8-4. Comparar este resultado con el ejemplo 7-1. ve mayor cantidad de hidrocarburos. De 979 a 986 metros se produce un cruce de gas.22. Sin embargo.015.o Hw + (l-S. la ecuación 8-4 se reduce a: 8 ---Oolomna ---c!. en ese caso <!>N = 10%. x Q¡ ~ z -s<1 o e> ~ ~ ••• ••• - ""'1 20 4t I l' 80 ~ 100 ¡o SwH = S. a pesar que en este caso hay 90% de roca mientras que la arenisca de 20% de porosidad con 50% de gas tiene solamente 80% de roca.u. caliza y dolomita (adaptado de Ref. ya que la invasión tiende a disiparse y la saturación de gas en la zona invadida puede ser similar a la saturación de gas original. la combinación densidad + neutrón es. 8-9 muestra el comportamiento esperado de los registros densidad y neutrón en zonas de gas. 6) Ejemplo 8-2 En la arenisca gasífera limpia con porosidad 20% del ejemplo 7-3. En la escala de la derecha de la Fig. por ejemplo). Para estimar el efecto de excavación calculamos SwH= 0.155.5%.22 = 0. esta roca faltante o "excavada" hará que los neutrones se desaceleren menos y por lo tanto la porosidad será menor a la expresada por la ecuación 8-4 en una magnitud ~<PNex llamada efecto de excavación. En otras palabras.8-5 EC. en el caso del neutrón compensado el efecto de gas puede ser mayor al previsto por la ecuación 8-6 debido a que. Aplicando ahora la ecuación 8-6.0 g/cnr' y un índice de hidrógeno promedio de 1. . puede predecirse que además debe haber un efecto de matriz mediante el siguiente razonamiento: supongamos una arenisca de 20% de porosidad saturada con 50% de gas de índice de hidrogeno igual a cero (C02.suponiendo H. 8-8 IÓLo% --r-~~ ~ ~ 4 El índice de hidrógeno del hidrocarburo puede calcularse a partir de su composición y densidad. ¿qué porosidad leerá el registro neutrón? De acuerdo a la figura 8-7. Para otros valores de porosidad la corrección puede interpolarse.Caliza ----Gl- EC.5 p. aunque en menor medida que el hidrógeno. la porosidad neutrón es función únicamente del fluido. Como la roca también contribuye a la desaceleración de neutrones. De acuerdo a la ecuación 8-4. en general. Es decir que debido al efecto de gas en esta arenisca de 20% de porosidad.0.1 g/cnr' es aproximadamente 0. ~ Arenisca p- 'J 1Ó=20% (. Hw Y Hh para arenisca.6% mientras que el neutrón leerá 15. es decir el registro neutrón lee menos porosidad que el densidad.i HI2 y densidad 0.1 g/crrr' tiene un índice de hidrógeno de 0.6 y 1. 7-9 puede verse que un gas de composición Ci.o) -4 ~ 1Ó=10% I I Hh - f. Y entrando este valor el gráfico de la Fig. 8-9 obtenemos el efecto de excavación ~<I> ex = 1. caliza y dolomita de 10. el índice de hidrógeno Hg del gas de densidad 0. 8-6. En realidad. = 1. un excelente indicador de presencia de gas. Para tener en cuenta este efecto se puede aplicar una corrección empírica al valor de Srhen la Ec. Este efecto es aún más pronunciado si el neutrón compensado se corre en pozo entubado. 8-8 Efecto de excavación en función del Sxo. La ecuación 8-4 supone que. O sea 0. 20 y 30% de porosidad. Pero en una arenisca de 10% de porosidad completamente saturada de agua dulce la lectura también sería <p = 10%. que la cantidad de carbono aumenta en función de la densidad y que el petróleo tiene densidad entre 0.2 x 0.- I Fig. Estos índices están estimados en función de la densidad del hidrocarburo suponiendo que las densidades muy bajas corresponden a metano. la porosidad neutrón es <i>N = 0.8 + 0.84. el registro de densidad leerá 22.8-6 La Fig. 8-8 presenta la corrección necesaria por efecto de excavación para arenisca. La Fig. por su mayor profundidad de investigación.. El ejemplo precedente supone que los registro densidad y neutrón "ven" la misma cantidad de gas en la zona invadida.22. para una dada litología. _ . .l> J \ 1"" / I ( ~ ~ ~ ~"'" D p 1.. 1000 j I } ~ I I ~ ~ ~ - ~ t.f' > (V 1. r b :> V 1> ~ ~} Fig..~ci!~~..• ( <~ ~~ ~ f- S V ~ 1- }. ¡¿. ~ V < 1'-.!S_ . ~ . I \ :/ ! ( ( ~ S - ¡ <. ( . es decir que el registro neutrón lee menos que el densidad 8-9 ..-r-~... ~ ~ ~~ ¡-..~ I .-~1J~AHT10 0. Se produce un típico "cruce de gas" en la arenisca .200110:5 10..... 8-9 ..... ~ DPHI v/v -- ~ 1. \.Ejemplo de efecto de gas en los registros densidad y neutrón... JJ - ~ t-...~ l'~ t--.. ~ .2 . ~ }~ ~ D <) ~~ lí¡ I V < D r-.t--.. - ( ~ ..~ 1 t lo' ~ ..-..... ¿~ .- 1'- D D )/ ••• 1(: ~ VI> 1. 1)..~ I ( 1-".-2001105 ------... ...•. ~ i'..-1"61 I~---------. ') c ¡. 11[2 ..2 200 OHMM <.1-120 16 SP DEPTH MV M 3011 HCAL IN 161 . r-.__ T~~H - IJ . de 979 a 986 metros.... .. .01 -.... le- ~ ! I 01 -'. 2%.2 \' 00. 1.D . o.. r-.N . Entrando con estos valores al gráfico de la Fig. Las' son: DPHI =0. <.5- <.Vc/f/.o. Aplicando la ecuación 8-10. obtenemos aproximadamente 16% de gas residual.DC/ :::---.Vc/f/. "0. ""-- o 20 40 60 80 100 Fig.0 ~ ~~ 0. De acuerdo al gráfico de la densidad del gas en estas condiciones es de 0. r-. en algunos casos de capas gasíferas puede no haber gas residual en la zona cercana al pozo debido a la invasión profunda. ". A esta profundidad supondremos que la temperatura °F Y la presión 1400 psi. r-. que tiene máxima separación entre las curvas de densidad y neutrón.f/.4 donde rpDC Y tPNc son las porosidades densidad y neutrón corregidas por efecto de arcilla y VcJ debe determinarse a partir de registros de rayos gamma o SP. La porosidad del registro neutrón compensado es 0..8 r ----~" \\' '\ <Poc f/. "'" '" <.3. determinar la porosidad efectiva aproximada a partir de las lecturas de los registros densidad y neutrón. r:\ r-. = f/.2.. f/.. - <.N 3 EC.. ~ ~~ <PNC - -. Efecto de gas en capas arcillosas En una arena gasífera arcillosa puede no observarse efecto de gas debido a que el aumento de porosidad neutrón causado por la arcilla compensa o excede la reducción causada por el gas.. <P = 0.155.6 f/. Ejemplo 8-3 En la arenisca gasífera del ejemplo 8-2.. ... 8-10 para estimar la cantidad de gas residual Srh a partir de la relación <PNC/<POC.1 \. la arcilla "enmascara" la presencia de gas...NC/ 0. fue obtenido combinando las ecuaciones que cuantifican el efecto de hidrocarburos sobre los registros densidad y neutrón respectivamente.075 lecturas de los registros a la profundidad indicada es de 130 Fig.Determinación de la saturación residual de hidrocarburos en función de la relación de porosidades neutrón y densidad corregidas por arcilla y la densidad del gas Ph (de Ref.~'" <. se puede obtener aproximación razonable de la porosidad efectiva mediante la ecuación 8-10.. de modo que la relación <PNc/<Poc es 0. Ejemplo 8-4 En el registro de la Fig.<. <. 8-10 ¡-..J ~ I~~ 0. Cuando no se dispone de dichos programas. 8-10 . Por lo tanto Srh = O Y no habrá efecto de gas en los registros densidad y neutrón.r-. con un error de menos de una unidad de porosidad con respecto a la porosidad verdadera de 20%. Este gráfico. En otras palabras.¡" 0. 4). que supone que la 1/3 del efecto de gas se debe al perfil de densidad y 2/3 al neutrón. <. En capas gasíferas puede utilizarse el gráfico de la Fig. Estimación de la cantidad de gas residual Las ecuaciones de efecto de gas en los registros densidad y neutrón indican que éste es proporcional a la cantidad de gas en la zona invadida. "r-.202 o 20. que se calcula a partir de la densidad estimada del gas y la saturación de agua Sxo.66. Para identifica gas en estos casos es imprescindible corregir previamente los registros densidad y neutrón por efecto de arcilla: De acuerdo al ejemplo 7-3." -.. estimar la cantidad de gas residual a 979. 7-9. la g/crrr'.'" r-.2 " o Estimación de la porosidad efectiva en capas gasíferas En los programas comerciales de evaluación de registros la porosidad efectiva se obtiene corrigiendo por efecto de gas.D - f/.. La porosidad estimada por esta ecuación tiene un error de ± 1 unidad de porosidad con respecto a métodos más exactos.226.D . " 0.Sin embargo.NC = f/.8-10 Nota: esta ecuación sólo es válida cuando <PN < <Po.3 <. 8-11.. la porosidad leída por el registro densidad es 0. 8-9. Ph <.DC = f/. y la densidad del gas.6 "'0. \' ~ \ \. NPHI = 0. 0.' " .5 metros. 4) Determinación de la porosidad en calizas Si la litología es una combinación de caliza y dolomita sin arcilla.7 . 2.. la porosidad es aproximadamente neutrón.>~ P. caliza y dolomita.6 .~ c: 'O e'" <g<::' ~<J. ~ ~ .2 ~ ~en 40 ~ 2.o ~ 2. r:: ~ 20 N 11 .5 ~~ .9 3.9:~ .Diagrama densidad (en g/cm3) .~ Q. entrando en ordenadas con la densidad en g/crrr' y en abcisas con la porosidad neutrón en escala caliza.8 -10 2.t..0 -15 1-0.1 _.3 f>. = o ppm) 1. 8-12 se observa que la litología 8-11 .>~ 25 ~ 11 a:...:. igual a la porosidad Ejemplo 8-2 Estimar la porosidad y litología de una roca carbonática limpia con agua de formación de densidad cercana a 1.(..g". f>.)- 7 45 b<~ 2.o.05 respectivamente y no se requieren correcciones adicionales por efecto de pozo.) 2.(.~ &C'Il' 70/) ~o <¿o I Q) ~ :.b~o~e I~ 2.Liquid-filled holes (p..s ol qt& 2..) f>.I <¡.-e 07> ":-(.éi ~ o (..~e ~o 5 .) f>. .e.O.4 30 ~7.000 gtcm3.9 b<(. = 1.neutrón (en unidades de porosidad escala caliza) mostrando las líneas correspondientes a arenisca.0 g/cnr' si los registros de densidad y neutrón leen Pb = 2. ~en (. 8-11.0 ~ Sulfur Salt ~~ :(..Anhydrite o -Mari 01 Schlumberuer CSchlumbe'll" 10 c!>CNLCO" 20 30 40 neutron porosity index (p. e.~ b12ov<g~ 1/1 ~o<::' e'" ~ ~ ~~ '"E 35 1" .¡¡.) -5 2.~ c: Q) "O .>~ '" i.) ~ 2.>(. r. Entrando estos valores en el gráfico de la Fig. 15 . la porosidad y la litología pueden determinarse mediante un gráfico como el de la Fig. 10 .) (apparent limestone porosity) Fig 8-11 . cada una con su escala de porosidad (de Ref.) . En el caso particular de calizas dolomitizadas de baja porosidad.u.r/~· C'Jrr.) e o c.or.7 g/crrr' y <PNlm = 0.o C! ~(. c. AIger. Ellis. 1986 6. Westem Atlas: Log Interpretation Charts. SPE 3565. JPT Septiembre 1972 3. Darwin EIsevier.A. SPE 15540. 1985 4.045. R. obtenemos ~ = 0. Flaum. presentado en la SPE Annual Conference and Exhibition.P. Schlumberger: 1989 8-12 Well Logging Log Interpretation Log Interpretation for Earth Scientists.es aproximadamente 50% caliza. S...: 1. 50% dolomita.CNL". 1989 5. valor muy cercano a la lectura del neutrón. W. Locke. Interpolando la graduación de porosidad entre las líneas de caliza y dolomita. Principles/Applications.A. et al: "Enhanced Resolution Processing for Compensated Neutron Logs". Nagel. REFERENCIAS v.. . W. Galford. et al. Schlumberger: Charts.E..: "The Dual Spacing Neutron Log . Gilchrist. 1987 2. J. aunque no toda. la ceden al electrón y continúan con energía disminuida. que está a una distancia x de la fuente y aislado de la misma por un blindaje que absorbe rayos gamma (Fig. y (J es la sección transversal para el efecto Compton. la densidad permite determinar el volumen de arcilla. por lo cual es un excelente indicador de litología. Principio de medición de la densidad de la Como puede verse en la tabla 7-1. 7-1). por lo que su aplicación más importante es la determinación de la porosidad. Z/A es aproximadamente igual a 0. (p.Pb-N oO"x A Fuente Fig. Z/ A No ) es la cantidad de electrones en un material de densidad p. Esta clase de interacción se conoce como efecto Compton. No es el número de Avogadro. Formación Detector PRINCIPIO DE LA MEDICIÓN Blindaje Densidad Una fuente radioactiva aplicada a la pared del pozo emite a la formación rayos gamma de mediana energía. donde Z es el número atómico (número de electrones por átomo). los rayos gamma pierden algo de su energía. Es decir que la cantidad de rayos gamma que llegan al detector. El número de colisiones en el efecto Compton está directamente relacionado con el número de electrones de la formación. En combinación con otros registros como neutrón y sónico. como 7-1 . 7-1 formación. En combinación con otros registros puede utilizarse para cálculos cuantitativos de volúmenes de minerales. Con cada choque.e . detectar gas.5 para casi todos los elementos. estimar propiedades mecánicas de las rocas y calcular sismogramas sintéticos: El factor fotoeléctrico responde principalmente a la matriz de la roca y de manera secundaria a la porosidad. por lo que la reducción del flujo de rayos gamma emitidos al atravesar un material de espesor x está dada por z <1>o.7 REGISTROS DE DENSIDAD INTRODUCCIÓN Los registros modernos de densidad miden la densidad Pb y el factor fotoeléctrico P e de las formaciones. es función esencialmente de la densidad de la formación siempre y cuando la relación Z/A sea constante. La densidad responde principalmente a la porosidad y de manera secundaria a la matriz de la roca y al fluido en los poros. Si definimos un índice de densidad electrónica p. Se puede considerar a estos rayos gamma como partículas de alta velocidad que chocan con los electrones en la formación. identificar minerales. A es el peso atómico. siendo la excepción más notable el hidrógeno. 5 2 Densidad electrónica 2... En areniscas.7-r-0B.. Como puede observarse en la Tabla 7-2. Puede verse que cuando hay gas en los poros el registro lee una densidad menor a la real y por lo tanto hay que aplicar una corrección positiva..9719 0.....•.00 ..0 g/crrr'..5 ti) e Q) O O _0. 2 Z/A 2 ~ ~ .7-1) El flujo de rayos gamma <D que llega al detector es 3. 3 O') •.. (Ec..5 o donde x es la distancia entre detector y fuente de rayos gamma.2-.. Q) Q¡ Elemento 21.5 ~ ~ 1..9868 0.. A Z .080 1 6 8 11 12 13 14 16 17 19 20 1. En la Fig.0704 p...-..9841 0. 7-2.. la diferencia entre densidad verdadera y aparente es importante.1 . como puede observarse en la tabla 7-2..070 35..... •.0....708 g/crrr') el registro lea 2. U. "C H e o Na Mg Al Si S el K ea 1.9980 Tabla 7-1 Para una sustancia molecular..9637 0.¡ "T'" O 0.1.7-2) donde LZ¡ es la suma de los números atómicos de los átomos que constituyen la molécula (igual al número de electrones por molécula) y M es el peso molecular. la densidad aparente es prácticamente idéntica a la densidad real Pb. •..100 40..... .---------------.5 3 (g/cm3) Fig..1 16.460 39... yeso. 7-3 se ha graficado esta diferencia en función de la densidad leída por el registro (PIOg).. como silvita.. Se ha representado el punto de aluminio porque se utiliza para la calibración de la herramienta...9569 0.•..000 0.. anhidrita. La ecuación de la recta de calibración es: p...11 g/crrr') el registro lea 1.5 -f-...y para la densidad electrónica del agua dulce (1.71 g/crrr'... como se muestra en la Fig. 32. calizas y dolomitas saturadas de agua.. y para formaciones con gas...- 2..9978 0. el índice de densidad de electrones se relaciona con la densidad total: (Ec. para la mayoría de los minerales del subsuelo la relación 2IZ/M se acerca mucho a la unidad. sal.....08 12..000 22.......9588 0.. 7-2 ('ti "C 0.... excepto para la halita y la silvita... = 1.7-3) donde pa es la densidad aparente leída por el registro.5 1.1883 (Ec..980 28. 1 1..o. Para el agua y los hidrocarburos.990 24.. 7-2 Calibración de la densidad en los puntos caliza y agua..090.. de modo que para la densidad electrónica de la calcita (2..-........-. A fin que la herramienta de densidad lea la densidad correcta en formaciones porosas.--...•...9968 0... la misma se calibra en formaciones de caliza saturadas con agua dulce.5.. .1. esta relación es significativamente distinta de uno... en cambio.. Para algunos minerales...320 26.. Lo mismo ocurre en el caso de mantos de salo silvita...9991 1. se ha tabulado un valor ilustrativo Tabla 7-2 ~.08 EL VALOR DE LA ORDENADA A LA DENSIDAD LEIDA tlog PARA OBTENER LA -- I . <P= 40·/.08 DOLOMITA C' J GAS DE BAJA DENSIDAD ~ ~ ~ ~ A ENISCA ~O ~/ +.320 1.8913 0.9657 0.9581 1. ~ +.59 2.700 Densidad leída por la herramienta Pa 2.351 1.02 ANHIDRITA • VES:' 2.04 -c / .9977 0.135 0.1.372 1.863 2.173-1.14 • SAL (NoCI) +.1 +.12 SILVITA AGREGAR P DENSIDAD REAL lKCLl MA':.2470 1.04 CII o «: EN LOS POROS ~ ~~~i ~ o +.0600 0.710 2.¿Zi 2.165 2.0797 1.850 (1) 1.984 2.02 <P=O + AGUA ~J ¡.0.335pmet.1 % A\'ENISCA~ CALIZA »: o <P= 40 ~.863 2..110 1.04 3.188 1.654 2.876 2.06 ~ I~I / I +0.NESIOI 1-- l.ALlZA+AGUA~ DOLOMITA+AGUA //¡.105 1.500 1.272 .650 2.970 (1) 1.146 0.02 -..597 (1) Variable.l4 +.0 •• a la densidad leída (adaptado de Ref.9990 0... 7-3 Correcciones (gm/cm5) +.957 4.000 1.1101 1.02 K +.1.247pmet 1.032 2. -. o -.9637 Pe M Pmet 1.0 P10g Fig.0 1.Q Q.237 0.000 ppm n(CH2) CH4 C Al Densidad real Pb 2.960 4. 1) 7-3 .2 .5 2..074 2.1407 1.9985 0..9991 0..916 2.708 2.850 (1) 0.06 CII +.0222 1. +.648 2.000 1.Compuesto Fórmula Cuarzo Calcita Dolomita Anhidrita Barita Silvita Halita Yeso Agua Dulce Agua Salada Petróleo Metano Carbón bituminoso Aluminio Si02 CaC03 CaC03MgC03 CaS03 BaS04 KCI NaCI CaS04H20 H20 200.04 I ~~ ~C'/>- / -.12 Pb •• ALUMINIO +0.870 2.710 2.514 2.-- /' 1\ N.602 2.977 4.011 1. puede calcularse el factor fotoeléctrico Pea partir de su composición atómica: p=L. .Z¡ donde A¡ .. Región de efecto Fotoeléctrico (Información (Bajo Z (Medio Z 1-t..1-t--< •. Las herramientas modernas cuentan con dos o más detectores de rayos gamma a fin de compensar por el efecto del revoque que se interpone entre los detectores y la formación. mientras que el número de rayos gamma en la región de menor energía (región del efecto fotoeléctrico) es función de la densidad de electrones y la absorción fotoeléctrica.Jl"A·Z·P e J 1 (Ec. este dispositivo lee el espesor real del revoque hmc. INSTRUMENTAL Las primeras herramientas.. 7-3.. número atómico y 7-4 Fig. de Los detectores y la fuente están montados en un patín que se mantiene apoyado contra la pared del pozo por medio de un brazo que se activa hidráulicamente y que sirve al mismo tiempo para medir el diámetro del pozo. 7-3.Factor fotoeléctrico A una distancia finita de la fuente.. como se muestra en la Fig. y Z) Región de efecto Compton (Solo informaciónp) Fig. Como la misma es inversamente proporcional al número atómico Z. que solían denominarse Gamma-Gamma porque emiten y detectan rayos gamma. minerales y fluidos de yacimiento. como se muestra en la Fig.7-5) LA¡ .. para varias rocas..-.. La tabla 7-3 da el valor de P.7-4 El número de rayos gamma en la región de mayor energía (región de efecto Compton) es función de la densidad de electrones de la formación. 7-5 Dibujo esquemático de la herramienta densidad de dos detectores (adaptado de Ref.--'oIol p factor foteléctrico respectivamente de cada átomo en la molécula.¡ (Alto Z) -blq. 7-1.6 P =( e 10 (Ec. Como la presión que ejerce el brazo contra la pared del pozo es suficientemente fuerte para cortar a través del revoque.Z¡ Y P... 7-4 Variaciones en el espectro para una formación de densidad constante pero con Z diferentes (adaptado de Ref.7-4) Para una molécula formada por varios átomos.. éste puede determinarse comparando la cantidad de cuentas por segundo (cps) en estas dos regiones. 2).¡. el espectro de energía puede esquematizarse como se ilustra en la Fig. como se muestra en la Fig. son el peso. tenían un sólo detector.2) Es conveniente definir un índice o factor fotoeléctrico Peque se relaciona con Z por medio de: Z )3.. y sólo puede tener lecturas negativas en zonas con revoque y lodo a base de barita. La densidad real pb se determina por la intersección de las cuentas de los detectores lejano y cercano con la "costilla" que corresponde a cada densidad..0 :::J O 1. Qb o e (Il ~•. El valor de la densidad es función principalmente del detector lejano. Las cuentas aumentan a lo largo de una costilla cuando la densidad del revoque es inferior a la densidad de la formación. Diagrama de "spine and ribs" obtenido en laboratorio que muestra cómo varían las cuentas por segundo en ambos detectores en función de la densidad de la formación y la densidad y espesor del revoque (adaptado de Ref..75 te.: a:. 3. o spine). en cambio. En zonas de buen pozo sin revoque Llp debe ser cero. lo que en general es cierto en lados sin barita. Calibración La calibración pnmana o de laboratorio de la herramienta se hace en formaciones de caliza de mucha pureza y densidad conocida saturadas con agua dulce. Para verificar la corrección automática por revoque se utilizan dos diferentes espesores de revoque artificiales con los bloques. Las "costillas" (ribs) indican los valores de las cuentas de ambos detectores en presencia de revoque para cada densidad. La línea central (la "espina dorsal". o 33 2. en 2 e 1.1 O J1 :r. La curva Ap se graba en el registro como control de calidad como se observa en la Fig.9 Revoque ~ con barita "O {I •• le' e ID o e "O :::J O) ID en •. 7-6. 7-7. La lectura de densidad en aluminio debe ser 2. 7-5 .5 ~ ~ tí = 1. En Iodos con barita. mientras que el detector cercano es más sensible al revoque y permite determinar la magnitud de la corrección a aplicar por efecto del mismo La respuesta de la herramienta en presencia de revoque puede visualizarse mediante el gráfico de la Fig."<In.. La fuente radioactiva de Cesio emite rayos gamrna con una energía de 662 Ke V únicamente hacia la formación gracias al blindaje que la aísla de la parte posterior de la herramienta. 66 2. o Q..0 2 ID 39 2. representa los valores de densidad Pb en función de las cuentas de los detectores lejano y cercano en formaciones sin revoque. En el mismo se grafican en escala logarítmica las cuentas que llegan al detector lejano en función de las que llegan al detector cercano obtenidas en laboratorio en bloques de caliza saturados en agua dulce y con varios tipos y espesores de revoque. La calibración secundaria o de taller se hace en las bases de operaciones mediante bloques de aluminio y azufre puros en los que se inserta la sonda.4 O [J • 1. que disminuye con el aumento de las cuentas del detector lejano. La corrección por efecto de revoque Llp se calcula como Llp = Pb . Esta línea está graduada linealmente en densidad. Barita Qm .7 g/cm3) debido a que la herramienta ha sido diseñada para leer correctamente en calizas saturadas de agua dulce.PLS donde PLS es la densidad calculada sólo con las cuentas del detector lejano LS. 7-6. la densidad del revoque suele ser superior a la de la formación y por lo tanto las cuentas de ambos detectores disminuyen y se mueven a la izquierda de la espina dorsal.In..597 g/cm3 como se indica en la tabla 7-3 en vez de la real (2.mientras que los dispositivos que no cortan el revoque leen el doble del espesor (2 x hmc). en zonas de mal pozo o con revoque sin barita Llp debe ser positivo. llamado spine and ribs (espina dorsal y costillas). El bloque de azufre se utiliza para verificar la calibración en un punto de baja densidad. & A ID Cuentas por segundo O en el detector cercano Fig.. 2).. '/:'21n. En el pozo se verifica la calibración de la herramienta mediante una fuente radioactiva débil contenida en la herramienta. 'lo ~'/. es decir que el volumen de roca comprendido entre Oy 10 cm de la pared del pozo contribuye con el 50% de la 7-6 21 > 700 t ~7 Fig.J 1 g/cm3 -0.-J -+---¡ ¿ i=--r--- ~ 1\ I ~. ~~ + ~t k- E ~ I T ::=> ~ 1\ I E=> - ~ .:> e ) ~) I 1----- 1----- + ~ ~- + :'\.:: b ~ - - 2 t.> --t- . q= +t t~ r~ '-- ~ ~ I + ') ~~ -¡--=<:t- J 1% I~-~- I~ ~ -1 1 1 ( ") . -- ) .> j.25 ~~1~0 BIT in 6 3 -~ ZCOR PE in 6 g/cm3 señal. - ~ .- - h vr .--- .c~ 'C < - +- 1----- /--¡---+ -- I 0.GR API o ZDEN 200 ~~ 2 CAL --~ 16 barn/el O 16 .Presentación [> <~ '-------- - ) r--.. Resolución vertical La resolución vertical de la medición de densidad es . 7-7 . _<_ :::o- ) !k--r-- 1 1 -j I? [) ~ ~ - + + -~ b----~ <..25 ( (' L. -: ------.5 ') t 1 + < I1 + i> . ZDEN es la densidad y ZCOR es la corrección óp Profundidad de investigación La profundidad de investigación para la densidad es del orden de 10 cm desde la pared del pozo. Esto implica que la medición de densidad se realiza en la zona lavada.. + 1- t 3 < [> +- -----r 675 } ~ -- ¡ t~ -: / + +-----+ S t f~ 1 ~ -----r- ! - ..> ~ -T F ~ del registro de densidad (Baker Atlas). ligeramente mayor al espaciamiento entre fuente y detector lejano Presentación del registro El registro generalmente se presenta como se muestra en la Fig.Pb A.15 tjJ (Ec.Pb -c ISO 190 1....""1»-F::5 P f-. o.::: 1..65 g/crrr'. Por este motivo es conveniente definir ~D. si se agregan al cuarzo iguales cantidades de orthoclasa y anortita la densidad resultante sigue siendo muy cercana a 2.~ . 6 el El valor de pilla depende de la litología.05 Z W ""- 1. 1'-. ~ "- ~~.65 a 2."'- f"'ii I:S o Pma .00 ° n_ . porosidad ~ y que contenga un líquido de densidad pr es: TEMPERATURA... . 1.65 g/cm3.7-6) De la ecuación 7-6 se deriva la porosidad Pma . lo::::.:::~ I E (Ec..¡ ~ I(t¡. Como se ve en la tabla 7-3. aunque pueden otros valores extremos. _ 'f'D - DE Q <.65 g/crrr'.25 g/crrr'. 7-7.(adaptado de Ref. ."".10 C. el p ~ <.. como: La densidad Pb de una formación limpia con densidad de matriz Pilla.¡-. 1. • ....: 1""1 ¡. La densidad del fluido Pr depende de la densidad del agua (generalmente filtrado) y de la cantidad y tipo de hidrocarburos: .p . La curva de densidad Pb (en este caso llamada ZDEN) se registra en las pistas II y IIcon una escala de densidad de 2 a 3 g/crrr'.e 1'\. <. la misma se presenta en la pista 1 como en este caso. por ejemplo 1. s. l•.~ " '-.. " 0.. El valor habitualmente utilizado para areniscas es 2... es la densidad del agua Ph es la densidad del hidrocarburo Sxoes la saturación de agua en la zona lavada Las ecuaciones 7-7 Y 7-8 muestran que para calcular la porosidad a partir de la densidad es necesario estimar el volumen de hidrocarburos en la zona invadida y su densidad.. 1-. El factor fotoeléctrico P e (curva PE) en general se registra en la pista II en escala de cero a 10. 7-7 . so 25 (Ec. POROSIDAD DENSIDAD A PARTIR DEL REGISTRO donde p. """"'/ /.:: M = Pma .•.7-9) Pma .. porosidad derivada de la densidad. ¡. se aplica también a las areniscas a pesar que las mismas prácticamente siempre contienen feldespatos.25 a +0. .oF Fig. '-. 7-8 Densidad del agua en función temperatura y presión.. La curva de L'1p (en este caso ZCOR) se registra en la pista IIIen una escala de -0. ""'-- ~ ~~I ~~ R te: -. ~ ~ ~ t cjJ: « ~ ~ ~ 2q<l I <. ~~ -.7-7) .85 40 100 200 400 TEMPERATURA.lJIII' ti D_ "":":~...10 r-.. En carbonatos en general no puede usarse una densidad de matriz constante debido a que la dolomitización de las calizas aumenta la densidad de matriz. 1) de salinidad. " . l' 1" " 1'\. " !'D K " l' <. -. En la pista 1 se registra el diámetro del pozo medido por el brazo de la herramienta.P¡ ::> O. Si bien ésta es la densidad del cuarzo puro.del orden de 2 pies (60 cm)..."'- r-:: b. Si se corre una curva de rayos gamma en combinación con la densidad para correlación otros registros.20 1. 0. ¡¡. 6 3.98 4.23 1.99 2.11 2.03 1.8 CaC03 CaC03MgC03 2.0 CaS03 BaS04 CaS04-2H20 NaCI KCI 2.AIMSi.36 0.12 0.4 6.74 2.59 2.13 de las rocas y fluidos más comunes del subsuelo .Fe.4 6.3 AI4Si401O(OH)8 (Mg.Fe)4(Si.5 2.9 1.37 2.82 2.76 2.Nah(AI.54 2.3 3.85 5.1 267 3.000 ppm) CH16 CH2 y factor fotoeléctrico 0.Densidad leída por la herramienta 7-8 H20 (120.1 KAI2 (Si3AI01O) (OHh K2(Mg.00 17 NaAI(Si03h.82:5:13 1.86 5.71 2.18 2.4 4.8 6.12 1.7 8.AI)8020(OH)4 (H2O)n 2.5 C:H:O . H20 2.47 0.AI)401O(OH)8 K1-15A14(Si7-65AI1-15)02o(OH)4 (Ca.5 FeS2 5.1 KAISi308 NaAISb08 CaAI2Si208 2.52 2.Silicatos Cuarzo Carbonatos Calcita Dolomita Feldespatos Orthoclasa Albita Anortita Micas Muscovita Glauconita Biotita Arcillas Kaolinita Clorita 11 lita Montmorillonita Fórmula Poerfil Pe Si02 2.52 2.41 2.6 1.81 Evaporitas Anhidrita Barita Yeso Halita Silvita Sulfuros Pirita Zeolitas Analcima Misceláneos Carbón Bituminoso Lutitas Promedio Líquidos Agua Agua Salada Petróleo Tabla 7-3 .1 3.0 0.FehAI6 (Si401Oh(OHh K(Mg.Mg.7 3.Feh (AISb01Oh (OHh 2.65 1. Aplicando La Ec.65 g/cnr' obtenemos Pb = 2. Con este valor y Pma = 2.Pel (Ec.7-10) Ejemplo 7-1 ¿Qué porosidad efectiva tiene una arenisca de densidad 2.96 y 1.Pb r.25 g/cnr' que contiene 20% de arcilla si la densidad de las arcillas adyacentes es 2. sino porque la densidad aparente del gas es muy inferior a su densidad real. 7-9 .278 g/cnr' a partir de la ecuación 7-1. El petróleo en general no tiene un efecto importante. y por lo tanto <l>D = 0.79 g/cm". Solución Entrando con 2000 psi y ISO °F en el gráfico 7-9 Pma . 7-9 muestra los valores de densidad real Ps (escala izquierda) y densidad aparente Pagas (escala derecha) para un gas ligeramente más denso que el metano (CI. La densidad aparente puede calcularse para cualquier gas si se conocen la composición y la densidad del mismo.03 g/cnr'. 7-8. obtenemos la densidad verdadera del gas Pgas = 0.055 g/cnr'. por lo que la ecuación 7-9 queda reducida rfJD = Pma .055 g/crrr'. En formaciones limpias sin hidrocarburos la porosidad efectiva es igual a <Po.1 g/crrr' . mientras que el gas puede diminuir considerablemente la densidad leída.Pw Debido a que la densidad de las arcillas es generalmente alta y por lo tanto <POel es generalmente bajo..p¡ Suponiendo que no haya hidrocarburos.7-12) Pma .55 g/crrr'? Solución: Con Pma = 2. Efecto de hidrocarburos Los hidrocarburos residuales en la región investigada por la herramienta de densidad pueden afectar las lecturas del registro.7-14) Pma .IH4. la definición de <Po dada en 7-9. y utilizando (Ec. Esto se debe no sólo a que su densidad Ph es del orden de 0.1 a 0. pw = 1. La Fig. resulta <l> = 0.1 g/cnr'.P b . como se indica en la Tabla 7-2 para el metano.000 ppm CINa o más) se suele utilizar densidad del fluido Pf = 1.226 de la ecuación 7-9.P el ) (Ec. mientras que la aparente que lee la herramienta de densidad es Pagas = -0. = -0.06.65 g/crrr'. el efecto de arcilla en el perfil de densidad es mucho menor que en los registros neutrón y sónico. Ejemplo 7-2 En una arena limpia con porosidad 20% saturada con 20% de gas en la zona invadida.2 g/crrr' en condiciones de reservorio. Efecto de arcillas La densidad de una formación que contiene volumen de arcilla Vel de densidad pel es: un de donde se deriva la porosidad <P como: rfJ = P ma . La densidad aparente del gas y la saturación de agua en la zona lavada Sxo deben introducirse en la ecuación 7-8 para calcular la densidad del fluido pr. la densidad del filtrado en condiciones de reservorio en el caso de Iodos entre O y 50.7-13) donde <POcl es la porosidad aparente de las arcillas derivada de la densidad como: la Ec.8 en la ecuación 7-8 obtenemos Pr = 0.0 g/cm ' (por ser lodo dulce) y Sxo = 0. es decir que el registro de densidad en estas condiciones leerá 2. es decir aumentar la porosidad aparente <Po. En presencia de arcillas o hidrocarburos es necesario efectuar una corrección para estimar la porosidad.242 <l>DcJ = 0. Si el lodo fuera salino (200. 7-10 es la utilizada automáticamente por las compañías de servicio para presentar el registro de densidad en escala de porosidad.2) en función de la presión y la temperatura. ¿qué porosidad leerá un registro de densidad? La presión del reservorio es 2000 psi. 7-13.6 unidades de porosidad más que si la misma arena fuera acuífera.Como se ve en la Fig.Vci (p n/a .23. La porosidad verdadera puede entonces calcularse introduciendo este valor de Pr en la ecuación 7-7. a partir de las ecuaciones 7-9 y 7-14 calculamos <l>D = 0. -1 (Ec.0000 ppm varía entre 0. por lo que la densidad es el registro preferido para estimar porosidad. Utilizando p. la temperatura ISO °F y el pozo fue perforado con lodo dulce. 2f---+----fI-7'~"'*~7· 0.que la densidad de una roca es el promedio de las densidades ponderadas por el volumen relativo de cada elemento.32 Pema=2. = 2. 7-9 índice de temperatura pesada que En la práctica casi nunca se observan valores tan bajos de factor fotoeléctrico en areniscas porque casi todas contienen cantidades variables de feldespatos.01 LITOLOGIA A PARTIR FOTOELECTRICO DEL FACTOR El factor fotoeléctrico de una roca compuesta por varios minerales y porosidad puede expresarse como: EC.""""---j 0.8 (0.646 = 0. es decir que el factor fotoeléctrico de una roca es el promedio de los factores fotoeléctricos de cada elemento ponderados por su peso relativo. -0.9 para la orthoclasa y 2. los valores de densidad y densidad del gas Densidad aparente a partir del perfil densidad Indice de gas hidrógeno basado en el neutrón epitermal Densidad verdadera y aparente hidrógeno en función de la para una mezcla de un gas un el metano (Cu H42) (adaptado de del gas e presión y poco más Ref. el factor fotoeléctrico de matriz es: PemaX 2.!. limpia.41 g/crrr' b) El factor fotoeléctrico de la arenisca es: P.52 x 2.36 x 1.f'--t----t---t-----j 0.2 + 1.7 o .65-2.65 g/cnr'. la densidad de la arenisca limpia de 20% de porosidad es Pb=2. Aplicando la Ec.145 .O g/cnr' y Pma=2.0 x 0. de matriz de esta arenisca es: x 2.8 x 2.1 x 2. = 0. X 2..'.8 + 0.41)/1.20 0.95 x 2.9 + 0.1 x 2. = 1.W.10 2 P.32 g/cnr'.74 g/crrr' y 3.94 e) Calculando la porosidad con Pma= 2. densidad de matriz y volumen respectivamente de cada mineral.41 = 0.8 (Tabla 7-3). y suponiendo PFI.1 para la anortita.36 y Pema=1.1 x 2.31---t---t-----t---:.65 = 0.15 0.1 -0.74 Pma= 2.8 + 0. = 0.65 x 0.65 x 1. <l>D = (2.1 x 2.768 g/cm ' que leerá el perfil es: 0.2 0. La matriz de una arenisca limpia de 20% de porosidad tiene 95% de cuarzo y 5% de pirita.888 o 0. 2) factor fotoeléctrico son 2.05 0.05 0.65 g/cnr'.6 0. la densidad de la pirita es 5. de 20% de porosidad saturada de agua dulce? Solución: Aplicando la Ec.1 P.8 x 2. 7-1. La densidad de matriz de esta arenisca es: Pma= LVi p.74 x 3.52 g/crrr' y 2.10 0. Ejemplo 7-6 5.64 x 1. Temperatura del gas en'f 0.8 x 2.15 4 6 8 O 10 Presión de gas x 1000 in psia egas eagas Verdadera ~ ~ Hgas ~ Fig.3 -0.36 + 0. mientras 7-10 a) La densidad Pma= 0.5 0. P.7-15 Se observa que la densidad de matriz de esta arenisca feldespática es muy similar a la del cuarzo puro.65 + 0.65 + 0. x 2.0 g/cm3 y su factor fotoeléctrico donde P ef es el factor fotoeléctrico del fluido y P eis pmai y Vi son el factor fotoeléctrico. de 20% de porosidad saturada de agua dulce? Solución: de acuerdo a la Tabla 7-3.-. 7-15.1 = 5. 10% orthoclasa y 10% anortita.05 x 5.00 x 17) = 7. pero su factor fotoeléctrico es más alto.8=3.52 + 0.05 x 5.95 La densidad p.68 Ejemplo 7-5 ¿Cuál es el factor fotoeléctrico de una arenisca limpia de composición 80% cuarzo.11--H.00 = 2.4 Ejemplo 7-3 ¿Cuál es el factor fotoeléctrico de una arenisca de puro cuarzo. 7-1.2 + es 17.8 x 2. a) ¿Qué densidad leerá el perfil de densidad en esta arenisca? b) ¿Qué factor fotoeléctrico tendrá esta arenisca? c) ¿Qué porosidad se calculará en esta arenisca si no se sabe que la misma contiene pirita? Solución: de acuerdo a la Tabla 7-3.646 g/crrr' Aplicando la Ec.768 = 2.2 + 0. con Pef =0.32=0. 7-7 el tope de la arenisca a partir de 676 metros contiene pirita: PE aumenta de 2.Factor fotoeléctrico en función de la densidad y porosidad.7 Note: FoI\ow Unes aocording lo rocx mixtura as deflned bV Sandstone and Dolomita Limestone and Dolomite -----Sandstone and Umestone 2.La conclusión es que en areniscas que contienen pirita se subestima la porosidad si se la calcula automáticamente con 2. que muestra el rango de valores de P. En el perfil de la Fig.Ia conlta t> Clorita ID . Freshwater·filled Barehalo.3 a 2. aumenta de 1. 3) En casos simples (mezclas binarias de areniscacaliza o caliza-dolomita sin arcilla) este gráfico permite identificar la litología y porosidad a partir de las medidas de densidad y factor fotoeléctrico.Q) Montmorillonita Mu covita 2 ~ Kaolinita 1~ o 2. o 8 ·C 8 [.0 o 2 4 K. El factor fotoeléctrico junto con el registro de rayos gamma espectral permite identificar el tipo de 7-11 . (barnslelectron) Fig. 7-11 Factor fotoeléctrico y concentración potasio de arcillas y micas (adaptado de Ref.. Pf = 1. arcilla utilizando el gráfico de la figura 7-11.5 g/cm3 El gráfico de la Fig.E L.Principies 3. 3) 10 de REFERENCIAS 1. caliza y dolomita sin arcilla y saturadas con agua dulce.. p. 7-10 muestra la variación de P e en función de p. Schlumberger: Log Interpretation Charts. para la arenisca de puro cuarzo.8 para cero porosidad a 1.5 y la densidad RHOZ sube de 2. P. 1989 2. para arenisca.6 para 30% de porosidad. en función del contenido de potasio para distintas arcillas y micas. o t> (U lIIita 4 u. (adaptado de Ref.!3 6 ~ ~ Biotlta . 2. Se observa la poca influencia de la porosidad en el factor fotoeléctrico.65 g/crrr'. Schlumberger: Log Intrpretation Volume II . Por ejemplo..0 a 3. Concentración 6 8 de potasio (%) Fig.8 2S 3JJ O Phctoeíectdc Cross Sectlon. Schlumberger: 1989 Log Interpretation Principles/ Applications.0 g/cm3 cr Mg/m3 a. 7-10 . • 6 REGISTROS DE RAYOS GAMMA INTRODUCCIÓN Variaciones estadísticas Los registros radioactivos se basan en la detección de rayos gamma y neutrones.JJ"LlillJ 111111.Distribución de Poisson para el caso de un valor medio N = 100. el error relativo e de la medición será Ec. Por este motivo los registros radioactivos se deben correr a baja velocidad (típicamente 9 mlmin) y en algunos casos la medida debe ser estacionaria para maximizar el número de cuentas que llega al detector. producto de la radioactividad natural de ciertos elementos. El mismo consiste en un cristal de ioduro de sodio (NaI) dopado con impurezas de talio. o de bismutogermanio (BGO).... cada fotón que incide en el fotocátodo produce una avalancha de electrones que son acelerados en un campo eléctrico e inciden en otro cátodo produciendo una cantidad aun mayor de electrones.6-1 La Ec. Detectores de rayos garnrna . En definitiva. Los rayos gamma pueden ser naturales.030 "-20 - 0. diámetro y tipo de cristal..Q10 o L. A su vez. 6-2).u.020 0.------------. que se verá disminuida por el filtrado. la unidad de medida son cuentas por segundo (cps) de partículas que llegan al detector. que a su vez depende de su longitud. y la distribución de cuentas que llegan a un detector sigue una distribución de Poisson (Fig.040 . 6-1) 0. El proceso se repite en varios cátodos hasta que un electrodo final un pulso de voltaje que puede ser medido. En todos los casos. lo que permite separar los rayos gamma de acuerdo a su energía....llllllllll1 70 80 90 100 110· 120 130 cps Fig 6-1 . acoplado a un tubo foto multiplicador (Fig. N = 100~ a=JN=10 0.. Cada rayo gamma que incide en el cristal produce la emisión de un fotón. Por lo tanto.El contador de Geiger-Mueller que se usaba en el pasado para detectar rayos gamma ha sido reemplazado por el contador de centelleo debido a su mayor eficiencia. 6-1 . cada rayo gamma incidente produce un único pulso que será contado. para un número de cuentas N que llega al detector. La amplitud del pulso es proporcional a la energía del rayo gamma incidente..---------. por lo que la desviación standard o es igual a 10 (adaptado de Ref. la longitud del cristal definirá la resolución vertical nominal de la medición. o inducidos por una fuente radioactiva. La cantidad de rayos gamma detectados dependerá de la eficiencia del cristal. 1) La distribución de Poisson tiene la propiedad que su desviación standard a es igual a la raíz cuadrada del valor medio.. La emisión de partículas es un fenómeno estadístico. 6-1 indica que para disminuir el error relativo de una medición radioactiva es necesario tener un gran número de cuentas N. A su vez. lo más importante. mientras que las areniscas pueden ser poco o muy radioactivas dependiendo de su contenido de feldespatos alcalinos y micas.MeV de rayos gamma.I :oro .. Esto significa que las proporciones relativas de elementos padres e hijos en una serie en particular permanecen bastante constantes. 6-3 Espectros de errusion de rayos minerales radioactivos (adaptado de Ref. se emiten rayos gamma de muy diferentes energías y se obtienen espectros de energía bastante complejos.46 Potasio e 'o '0 ro o.L1. 1) REGISTRO DE RAYOS GAMMA El registro de rayos gamma (GR) es una medición de la radioactividad natural de las formaciones.5 2 2..1' 1l.!. .L1.L..Fotocátodo Cristal Tubo fotomultiplicador Fig. De esta manera se puede determinar la cantidad de isótopos padres. es decir que los isótopos hijos se desintegran en la misma proporción en la que son producidos por los isótopos padres..l. 6-3 Los picos característicos en la serie del torio a 2. En las formaciones sedimentarias el registro normalmente refleja el contenido de arcilla porque los elementos radioactivos tienden a concentrarse en arcillas y lutitas.:-_ J... En cada caso. 'E 6-2 1 1 Q) Q) "'O "'O ro .g o a: Series de uranio-radio . El registro de rayos gamma se puede correr en pozos entubados lo que lo hace muy útil como una curva de correlación en operaciones de terminación o reparación..¡¡... 2) gamma de Calibración Los registros de rayos gamma antiguos se escalaban en cuentas por segundo (cps) no calibradas.I 1 1. al considerar la población de rayos gamma en una parte particular del espectro es posible deducir la población en cualquier otro punto.. La mayor parte de la radiación por rayos gamma en la tierra se origina por la desintegración de tres isótopos radioactivos: el potasio 40 (K40). aire o lados a base de petróleo.l.62 MeV y en las series de uranio a 1..5 3 Energía de rayo gamma (Mev) Fig.46 . . para la correlación general. es útil para la localización de capas con y sin arcilla y.o Propiedades de los rayos gamma Los rayos gamma son impulsos de ondas electromagnéticos de alta energía que son emitidos espontáneamente por algunos elementos radioactivos..11111111. Sin embargo. Q) e .. En la actualidad los rayos . entonces. Como I I ---!UllJ~. el uranio 238 y el torio 232 se desintegran sucesivamente a través de una larga secuencia de distintos isótopos hijos antes de llegar a isótopos estables de plomo..76 1.LILUII 1-. respectivamente. El potasio 40 se desintegra directamente en argón 40 estable con una emisión de 1.. 1.LI 1_1'='-:-----. resultado. Series del torio Q) "'O 2f :1 111 . Las calizas generalmente tienen un nivel muy bajo de radioactividad. Con frecuencia se usa para complementar el registro del SP y como sustituto para la curva SP en pozos perforados con lodo salado. Generalmente se supone que las formaciones están en equilibrio secular.5 1. lo que no permitía comparar registros de distintas empresas de servicio ya que cada una utiliza detectores de distinta eficiencia..L o 0.76 MeV se deben a la desintegración del torio 208 y del bismuto 214. el uranio 238 (U238) y el torio 232 (Th232). como lo muestra la Fig. 6-2 Detector de rayos gamma de centelleo (adaptado de Ref.. . no se requiere ninguna corrección. La calibración consiste en convertir la diferencia de cps que lee la herramienta a calibrar entre la zona radioactiva y no radioactiva a 200 API. En aplicaciones cuantitativas. 200 ~ API : units ._. El gráfico muestra que cuanto mayor el diámetro del pozo y el peso del lodo. porque las lecturas del registro pueden llegar a ser muy bajas. ya que el material interpuesto entre el contador y la formación absorbe rayos gamma.gamma se escalan en cps calibrados con la norma API.8 0. 3 ¡ a: S2 5 2 I ! e a: i ¡ I !~ ! tj=tjj:. 1+¡~ Cenlered --... 6-6.. 3) En pozo entubado el efecto del casing y el cemento es disminuir la cantidad de rayos garnma que llegan al detector. peso del lodo.. 0.. En el mismo se observan sólo los picos del potasio 40. .9 1-4-+-+-iI' . Halliburton. .¡""" !lo~~~::::~~rT ~~~V¡... . centralizadas y excentralizadas. 5. tamaño y posición de la herramienta).:.~ 0. que consiste en una cañería de 5 Yz pulgadas cementada con una zona radioactiva en la parte central. 63. como muestra la Fig. lo que no impide una correlación unívoca. 6-4. mayor es la corrección y que la corrección es mayor para la herramienta centralizada. 6-4 gamma. i: Uranium 13 ppm -Thorium 24 ppm Potassium 4% Naat Portland camant t Fig.. en cambio..~~~~~~ . • dh• Borehole 6 0 Gamma 100 V -r . la corrección puede ser necesaria si el diámetro del pozo aumenta mucho en zonas de lutita. Cuando la curva de rayos garnma se utiliza para correlacionar. Pozo de calibración de unidades API de rayos Efecto de pozo La cantidad de rayos gamma recibidos en el detector son función no sólo de la radioactividad de las formaciones sino también de las condiciones del pozo (diámetro. J·55 casing :.... .7 2 4 6 8 ro ~ M ffi O dh• Borehole Diameter (in) 000 000000 00 000 000 00 00 00 oooootoo 000 00'1 I ! 000 1 re ~ ~ Figo 6-5 Gráfico de corrección de rayos gamma para la herramienta 3 5/8" de Halliburton (Ref.. Con el registro de pozo entubado se presenta siempre una curva de CCL (casing collar locatori o cuentacuplas.~o V/~o0r. La calibración se realiza en las instalaciones de pruebas API en Houston. 6-3 . En esos casos se utilizan gráficos como el de la Fig. A partir de esta calibración primaria se preparan calibradores secundarios para repetir la calibración en cada pozo a registrar.• V . sino que las mismas se distorsionan como muestra la Fig. 6-5 que corresponde a las herramientas de 3 5/8" de Diameter 200 300 (rnrn) 400 M 5 4 ~-+-+ i! 1.:._ 1 1....: 0. torio y uranio radioactivos en la formación. que identifica las cuplas de la cañería que se utilizan como referencia permanente de profundidad en pozo entubado. o unidades API a secas.o.ol--° 0000 ..". :.5 in.~::o~r. Tool Diameter = 3 % in (92 mm) o Ray ~ .. .oo Cen 500 ity ¡""1~~ ••••. ~~~ .::l/¡"... Las unidades API en formaciones sedimentarlas generalmente fluctúan desde unas pocas unidades API en anhidrita o sal a 200 o más en arcillas. ICo~ t- Ho~o ~¡.. 24 ft .. el bismuto 214 (representativo del uranio) y el torio 208.1·1 r-:.:¡:. Espectroscopia de rayos garnrna El registro de espectroscopía de rayos gamma utiliza la información del número y nivel de energía de los rayos garnma que llegan al detector de centelleo para determinar las concentraciones de potasio. La resolución de los detectores de centelleo no permite observar las líneas del espectro de la Fig..0 r. como calcular volumen de arcilla.~. por lo que al comparar un registro de pozo abierto con uno de pozo entubado se verán curvas similares pero de distinto valor absoluto.• ::::¡"..oooo..t! r.1 Eccenlered . J1SCMLUIroIBERGER Fig..L:w:. con lo cual debe utilizarse un valor arbitrario de GRmin• • El volumen de arcilla calculado es mayor al real cuando las formaciones contienen minerales radioactivos. En algunos casos también se presenta una curva de "rayos gamma total menos uranio" llamada CGR que es la suma de los rayos gamma del torio y del potasio. 6-7. mala repetibilidad.Uno de los métodos para hacer la espectrocopía (Ref. 1) consiste en dividir la parte de alta energía del espectro detectado en tres ventanas de energía. generalmente en las Pistas 2 y 3. La respuesta total se determina por medio de una combinación lineal de las concentraciones de potasio.:3~----=w:':"_L-_w:':'~_-. Wl. que se basa en que. 1) Los registros de espectroscopía de rayos gamma presentan las concentraciones de potasio. Clavier) entre volumen de arcilla y deflexión de la curva de rayos gamma que no tienen justificación teórica. por ejemplo micas y feldespatos alcalinos.. montmorillonita) no habrá mucho contraste entre arenas y arcillas La mayoría de los programas de evaluación de arenas arcillosas tienen la opción de utilizar relaciones no lineales (Stieber. rayos gamma totales. Las comparaciones del volumen de arcilla derivado de rayos gamma con el derivado de densidad-neutrón en muchos yacimientos indica que la relación entre rayos gamma (cuando es utilizable) y arcillosidad es .:..-W. Las concentraciones de torio y uranio se presentan en partes por millón (ppm) y la concentración de potasio en % en peso. debido al menor número de cuentas en cada una de las ventanas. cada una cubre un pico característico de las tres series de radioactividad. torio y uranio. uranio 238 y potasio 40 en la formación.. • Si las arcillas predominantes no contienen potasio (kaolinita.:.---. V) I. Además de las concentraciones de los tres elementos radioactivos individuales. 6-6 Representación esquemática del espectro de rayos gamma obtenido en un detector de centelleo (adaptado de Ret. Hay relativamente pocas cuentas en la zona de alta energía donde es mejor la discriminación máxima. Este método de determinar el volumen de arcilla tiene limitaciones obvias: • Puede no haber formaciones limpias en el intervalo estudiado. Para el cálculo cuantitativo del volumen de arcilla se utiliza la fórmula v = dN el dE . aun con bajas velocidades de registro.. "~'-. las mediciones están sujetas a grandes variaciones estadísticas.. las arcillas son radioactivas mientras que las calizas y areniscas no lo son. W2 y W3. Para disminuir las variaciones estadísticas y mejorar la repetibilidad se aplican filtros que suavizan las curvas pero desmejoran la resolución vertical. en general.:'_--.-W::.6-2 min donde GRmin es el valor de GR que corresponde a formaciones limpias y GRmax es el GR que corresponde a arcillas o lutitas. como se muestra en la Fig. por lo tanto. torio y uranio y se transforma a unidades API."'" ENERGY (M.2 _. lo que implica. Conociendo la respuesta de la herramienta y el número de cuentas en cada ventana es posible determinar las cantidades de torio 232. Las variaciones estadísticas de las curvas de potasio. se presenta una curva de GR total en la Pista 1. Le sigue en importancia la estimación de arcillosidad.::. Estimación del volumen de arcilla El uso más importante del registro de rayos gamma es la correlación entre distintas carreras de registros abiertos o entre registros de pozo abierto y entubado. torio y uranio son mayores que la de los 6-4 GR-GRmin GRmax -GR EC. . R. 6-7..0 7. Marzo 1995 8.: Pulsed Neutron Capture Log EvaluationLousiana Gula Coast. 8) REFERENCIAS 1.5 5. SPE 2961 presentado en el 1970 Annual Meeting. 10 ---------------+--------- 5 'Clorita! o ¡ 4----+--~---+_--4_--~ o 2. Serra. Ellis. esto corresponde a "Mixed Layers".0 12. S. Arenisca. +-----. estimar el tipo de arcilla a 2080 metros mediante las concentraciones de torio y potasio. 5. Stieber.: Well Logging for Earth Scientists.----. En el Capítulo 7 se presenta un gráfico similar al 68 pero que combina el coeficiente de absorción fotoeléctrica Pe con el contenido de potasio para identificar minerales (Fig. De acuerdo a la Fig. 6). Schlumberger: Log Interpretation Principles/ Applications. debe tenerse en cuenta que los valores de potasio indicados son los que corresponden a la fórmula química del mineral. Sin embargo. Oberto: "Arcilla. Lo mismo sostiene un trabajo de 1995 (Ref. y otro trabajo del mismo año (Ref. editado por Schlumberger circa 1990 6-5 . es decir una combinación de illita y montmorillonita. 25 ¡ caolinita! 20 15 Aplicaciones garnma de la espectroscopía de rayos Eo. Th = 10 ppm. W y Meunier. Limo. Halliburton: Log Interptetation Chart. 1987 2. 6-8.esencialmente lineal.5%. 6-8 presenta el contenido de torio y potasio de varios minerales y se puede utilizar para la identificación del tipo de arcilla tomando valores directamente de las curvas registradas. JPT. pero las concentraciones de torio son empíricas. Junio 1971 6. torio y potasio del registro de espectroscopía de rayos gamma se puedan utilizar por sí mismos o en combinación con otros registros para identificar minerales. SPE Formation Evaluation Vol 10 Number 1.A. E: s: f- Las curvas de uranio. Haley. Katahara.: Gamma Ray Response in Shaly Sands. 7-11). The Log Analyst Vol.1. 7) explica que las relaciones no lineales de Stieber y Clavier se deben a que la respuesta de los registros PNC (Pulsed Neutron Capture) en presencia de arcilla no es lineal. EIsevier. 36 n? 4 7. Clavier. Darwin V. 6-8 Valores de torio y potasio para arcillas. Pelita".. micas y feldespatos (adaptado de Ref.5 10.: Pul sed Neutron Capture Log Interpretation in Laminated Formations: a Dual-Exponential-Decay Model. 1984 4. Ejemplo 6-1 En el ejemplo de la Fig. Tecbnical Note. 1989 3.: Quantitative Jnterpretation ofTDT logs. Keith W. D. Hoyle. El gráfico de la Fig. Solución: del registro leemos K = 2. C.-.5 K (% en peso) Fig. 1) .J r ~ . \ ...D r--.- t" ( ""' ? I -" ':J J ~ r- - -) e: " ~ ¿ \ '\ ( ) J .> .. 1<: . l r-- I -. -J (JI r: / <./ - { ·· · ') I ( · I ·. ... ) ( ~ } ) 'l Fig. ) --. 6-7 Ejemplo de registro de espectroscopía 6-6 U 200 50 \ I o 16 O 15°1 1° 11./ " ~ . ·· . . ¡../ / - · \ .) :'~ ··· -- ) L/ ~ 1) ... t> . ··· ¿ I. 1\ 1 \ \.-- I I '--. / I~ .. 1\ 7 r'> v ··· · . I " r: 1./" \ ¡.. · ··· ~ "-I » ) r> ~> " ....o E P T H CAL! ~------------------GR ··· · ·/ " ~~ ~ .. \ r-.-'" ·· r: i> 1'---- . . f/ ~< r r 15 < ·· ·· Ir <. ( h .. V"- I I ~ l. • • v ) ~ \ • 1 '-r\.) TH ( 6 de rayos gamma 20 ..-1 I.. 5 REGISTROS DE RESISTIVIDAD INTRODUCCIÓN La resistividad de la formación puede medirse enviando corriente a la formación a través de electrodos o induciendo dichas corrientes mediante ondas electromagnéticas. El voltaje entre un electrodo (M) situado en una de esas esferas y uno en el infinito es proporcional a la resistividad de la formación homogénea y el voltaje medido puede graduarse en una escala en unidades de resistividad. una curva lateral (de 18 pies 8 pulgadas) y una curva de SP. Los primeros registros eléctricos consistían en una sola curva de resistividad. el voltaje medido 5-1 . localizados en dos superficies equipotenciales. incluso aire y espuma. Los electrodos A y M se encuentran en la sonda. Los dispositivos del segundo tipo se llaman Inducción y funcionan con toda clase de Iodos. 64 pulgadas para el normal largo ).. M y N. Estos voltajes proporcionan la resistividad para cada dispositivo. son esferas. la mitad de la distancia entre A y M. y el punto de la medición está en 0.-- 1: - 1-·--0 ~ Fig.· Dispositivos de resistividad En el dispositivo normal (Fig. Los dispositivos del primer tipo se llaman Lateroperfil y sólo pueden funcionar cuando el lodo es conductivo. En la práctica. B y N se localizan a una distancia infinita. Principio de la medición Se introducen corrientes en la formación por medio de electrodos de corriente y se miden los voltajes entre los electrodos de medición.-r --_. Luego se agregaron otros dispositivos y espaciamientos. 5-2) se pasa una corriente constante entre A y B. En teoría. Ref. 1) En el dispositivo lateral básico (Fig. se mide la diferencia de potencial ente M y N. las superficies equipotenciales que rodean un solo electrodo emisor de corriente (A). y durante más de veinticinco años se corrió un registro eléctrico estándar que tenia dos curvas normales (de 16 y 64 pulgadas). La diferencia de potencial resultante se mide entre los otros dos electrodos. se pasa una corriente de intensidad constante entre dos Medidor Espaciamient-. B es el blindaje del cable. La distancia AM se conoce como el espaciamiento (16 pulgadas para el normal corto. esféricas y concéntricas. y N es un electrodo en la brida (el extremo inferior del cable que está cubierto de aislante) y están lejos de A y M. porque por una parte son los antecesores de los registros de resistividad enfocados y por la otra existe tal cantidad de pozos viejos en que sólo se dispone de este registro que es conveniente conocer sus limitaciones. De este modo. En una formación homogénea e isotrópica de extensión infinita. 5-1). que se centran en A. 5-1 Dispositivo normal (adaptado de. Veremos brevemente el principio de funcionamiento de estos registros. A Y B. REGISTROS ELECTRICOS electrodos. . pero responde de manera más pronunciada a la región alrededor del pozo afectado por la invasión.-.. -------- __ I I I I I ------- I I .. Utiliza un tipo de enfoque llamado 5-4 Fig. ...•. 5-6 Esquema del dispositivo de enfoque esférico SFL (de Ref.•. ----------. La distancia entre los extremos de los electrodos de guardia de la herramienta es de aproximadamente 28 pies.. el espesor nominal del haz de 2 pies asegura una buena resolución vertical. . \ \ \ . -----7--- ----~ia ---------1 I -.. Lb .. se mantiene constante. Para obtener exactitud en resistividades altas o bajas.. 5-5 muestra el enfoque utilizado en el instrumento laterolog profundo (izquierda) y el laterolog somero (derecha). se emplea un sistema de medición "de potencia constante".•. Así. Efecto de invasión Como se vio en el capítulo 1. En este se varían y se miden las corrientes de medición (io) Y el voltaje de medición (Vo). se requieren electrodos de guarda muy grandes. sin embargo.--- _. Su profundidad de investigación es muy similar a la del laterolog somero y su resolución vertical es de 2 pies. el sistema SFL establece en esencia esferas de potencial constante alrededor del electrodo de corriente.Ud . la profundidad de investigación de una herramienta . 1) El sistema SFL difiere de anteriores instrumentos con electrodos de enfoque.-------_ I / " Dispositivo Esférico Enfocado El dispositivo de enfoque esférico (Spherically Focussed Log o SFL) es un laterolog diseñado para ser utilizado en la herramienta de Doble Inducción como resistividad poco profunda (Fig.••. Mientras los sistemas anteriores intentan enfocar la corriente en discos planos. 5-6) / . Sin embargo. 1) LLd y La Fig.--. /' Fig.•_-------. 5-5 Esquema del enfoque de los dispositivos LLs del Doble Laterolog (de Ref.. pseudolaterolog por el cual la corriente de enfoque regresa a los electrodos cercanos en lugar de electrodos remotos. la potencia) io Vo. se produce una profundidad de investigación relativamente somera. el producto de ambos (esto es. La medición del laterolog somero (LLs) tiene la misma resolución vertical del instrumento laterolog profundo (2 pies). Esto provoca que la corriente de medición se disperse más rápidamente una vez que ha entrado a las formaciones...---- ••. La medición del laterolog profundo (LLd) de la herramienta posee una profundidad de investigación mayor que las herramientas laterolog anteriores y se extiende a una gama de condiciones de la formación en donde es posible determinar de manera confiable R.... Para lograr esto. 1 R. 5-7 para di = 40 pulgadas y Rxo > R. como se muestra en el siguiente ejemplo. 5-9. En el punto así determinado puede leerse el diámetro de invasión en pulgadas o metros (líneas punteadas cuasi verticales).E. 5-1.1 Rt -- Rxo 60 > Rt 80 (Inches ) Fig.4 "O :J Q) C/) Q. la relación R. RLLD = 21.IRxo (líneas cuasi horizontales) y la relación R. mientras que para el laterolog somero LLS hay una importante diferencia.2 00 8 20 Diamefer 40 di --- Rxo= 0.m y Rxo = 50 ohm. R¡. El ejemplo 5-1 explica porqué en general no se utiliza el Doble Laterolog en condiciones de lodo dulce.6 Q) E o Q) (. = 10 ohm. LLS y LLD. Para las herramientas de electrodos se definen pseudo factores geométricos.puede caracterizarse por su curva de factor geométrico radial integrado en función del diámetro de invasión.m y RLLS = 32 ohm.. 5-7 Factores pseudo geométricos radiales integrados para Rxo > Rt Y Rxo = 0. 5-7 se presentan los factores pseudo geométricos radiales integrados J en función del diámetro de invasión para los dispositivos SFL.2 ohm. La ecuación 5-1 indica que el efecto de Rxo sobre la resistividad aparente leída por un laterolog es importante cuando Rxo > R. con algunas excepciones adelante. 1) Para determinar el valor verdadero de R.. que corresponde a la herramienta de Schlumberger.m. porque la contribución de cada volumen es función no sólo de su posición espacial sino también de la resistividad del medio. y di Y tres datos: Rxo.0 Thick Beds 8" Hole . Se observa que el factor pseudo geométrico para el laterolog profundo LLD es igual en ambos casos. Ejemplo 5-1 Calcular las lecturas de las curvas laterolog profundo y somero en una capa de resistividad verdadera R. que se verán más 1.!) 0.55. Aplicando la Ec.1 Rt (de Ref. . Las herramientas de inducción son los únicos dispositivos de resistividad en los cuales este concepto se cumple rigurosamente. RLLD Y RLLS· El sistema de ecuaciones se resuelve mediante gráficos como el de la Fig. En la Fig. En dicho gráfico se entra en abscisas con la relación RLLD/RLLS Y en ordenadas con RLLD/Rxo. 8 o ~ o o :E. O sea que en este caso el laterolog profundo lee R. medida en una capa se obtiene por medio de: Ec..m si el diámetro de invasión es de 40 pulgadas. se obtiene hLD = 0.28 Y hLS = 0. con una herramienta Doble Laterolog se debe resolver un sistema de tres ecuaciones similares a la 5-1 con tres incógnitas: Rxo. . La resistividad aparente R. Solución: de la Fig.IRLLD (líneas llenas cuasi verticales). para los casos de Rxo > R. 5-5 . con un error de más del 100% Y el laterolog somero es más representativo de Rxo que de R. Y Rxo = 0. 5-1 donde J(dJ es el factor pseudo geométrico y di es el diámetro de invasión. . es decir para Iodos dulces. 1--. ·· \ r.' ~ L.90 l..10.•. En el gráfico se observa además que.1-80 -G~~I - -15011 2C1 - SPC MV o EPTI-I M <:" 1-- - - u - - - - - - u - - - - 20001 - - - - - - - - - 2000 1 2C001 OI-fMM • \ r • Il <.\.I (1 .' 1\ 26Il0 1 ••••• • IIVII~L ~ ~ 1 ¡ \ ! ! <... leen lo mismo.2 ·· '\ ·· r · ·· 1/ · 1"·· · · 1/ ·· . . 1 F>c..--···· "·· { ~I-~/ ? . . significa que no hay invasión.-- 2610 ) · .MLL corrido en lodo salado Examinando este gráfico puede verse que cuando hay invasión debe haber separación entre las curvas LLd y LLs.( u .. '~ J 1(\ :-:t 1- ..- ix i ~ 2f. f-'7 1:/ \ .... ¡ · l/l~ I'ir--...-. luego de corregidas por efecto de pozo 5-6 y capas adyacentes. .---<. la resolución del mismo es muy pobre.J .~ ¡-~ --.. - RMLL 10... Recíprocamente. < V ¿/ ") .-- 2620 " Fig.------- ---151 16---~~L 1102 .•.. 5-8 Ejemplo de registro Doble Laterolog ../ ) (¡. si bien es posible utilizar el gráfico para valores de RLLo/Rxomenores que 1.r O~~M lo ~i-----------------------------O ~3~.1 . 1"- I I L L~ t 1I c-\ 1-'-' ~ ·· -·· ··· · . cuando las lecturas de LLd y LLs.: ~ ~ " :1 :1 :l ~ 1... mientras que la curva LLD lee mucho más alto en casi todo el tramo hasta que en la parte inferior el efecto Groningen desaparece y las tres curvas tienen lecturas similares. Rmc Y del espesor.. Entrando al gráfico de la Fig.m Efecto Groningen Este efecto se produce en la curva de investigación profunda LLD de la herramienta Doble Laterolog. Y para describir capas permeables por medio de la detección del revoque. Para medir Rxo.. a 2613 metros LLD = LLS lo que implica invasión somera y por lo tanto R.. del revoque. Rxo. 3) Ejemplo 5-2 Calcular R. indicando falta de invasión. RLLS = 20 ohm.. se presiona contra la formación y reduce el efecto de cortocircuito del lodo. El efecto Groningen se presenta durante aproximadamente 30 metros debajo de una capa de gran espesor y de alta resistividad. El patín.9 y RLLD/RLLS= 2. 5-8. la herramienta debe tener una profundidad de investigación muy baja debido a que la zona invadida puede extenderse sólo unas pocas pulgadas más allá de la pared del pozo. éste hace corto circuito y el efecto de Groningen se hace más pronunciado. Cuando se presenta este efecto puede ser necesario correr un registro de inducción además del Doble Lateroperfil para tener un valor correcto de R. regresa por la columna de lodo y crea un potencial negativo en la "zona de referencia nula".m. es necesario hacer una corrección por invasión. RMLL= Rxo = 4.Gráfico que permite determinar Rt Y diámetro de invasión a partir de LLD. en la formación Troncoso Inferior justo por debajo de la gruesa capa de anhidrita y sal del Troncoso Superior. Ya que el pozo no debe afectar la lectura se utiliza una herramienta con patín. obtenemos diámetro de invasión 34" y el factor de corrección Rtf RLLD= 1.. Solución: las lecturas de los registros a 2607 metros son las siguientes: RLLD= 20 ohm. En el ejemplo de la Fig.1 •• : I .37. Como la corriente de medición y de compensación no puede fluir con facilidad a través de la capa altamente resistiva. 5-7 . El efecto depende de la resistividad. . = RLLD = 110 ohm.lBiOH{ . hmc. La curva de investigación somera LLS no se ve afectada porque los retornos de corriente.1 ~~~~ . En Argentina las condiciones para que se presente este efecto se dan en la cuenca Neuquina.J cr: .5 ~ 2 __ ~~-L~~~ L-~ 20 Fig 5-9 .1. Se conoce como el efecto "Groningen" por el gran yacimiento holandés de gas donde se observó por primera vez. que lleva electrodos a intervalos cortos.~ J .J . Y diámetro de invasión a 2607 metros en el registro Doble Laterolog-MLL de la Fig.m y di = 43". aún en pozos perforados con lodo salado. Si se ha instalado el revestimiento en la zona resistiva.~ 1. En cambio. suponiendo que no hay efectos de pozo.5 ohm. 10 o X cr: o . 510 con RLLD /Rxo = 8.50 ••••• Lr. 8 ?~. -rE+-~t±~~=ili 100 '. El revoque afecta las lecturas de microresistividad ya que las corrientes que salen de los electrodos en el patín de la herramienta deben pasar por el revoque para alcanzar la zona invadida..m. LLS y Rxo (de Ref. 5-10 se observa que las curvas MSFL y LLS leen lo mismo en la zona de resistividad normal. a partir del laterolog profundo en capas invadidas. = 54 ohm.m. Vemos que para obtener R. tanto del electrodo de medida como de los electrodos de enfoque están sobre la sonda. de donde R. REGISTROS DE MICRORESISTIVIDAD Los instrumentos de microresistividad se utilizan para medir la resistividad de la zona lavada. revoque ni capas adyacentes. Fig. 5-10 . 1) 5-8 .Ejemplo de efecto Groningen en un registro Doble Laterolog (Ref. . El calibrador comprueba la presencia de un revoque. mucho mayores que en formaciones permeables.as sobre la permeabilidad.~ p ~ V I~ ¡.5-12. ---ello Fig. por que su lectura estará más afectada por Rxo en presencia de revoque y se producirá una separación positiva de las curvas como muestra la Fig.. 5-13 se observa separación positiva en dos zonas permeables con buen desarrollo de SP...E!S········ 16 M. HCAL rt' • r-- p-. La corriente Io se inyecta por el electrodo Ao (Fig. de zona permeable En la Fig. Ilrr--~--2oiil lo. f~ ~ ~ 1/ qc: ~ R ~ '--- Fig.Microlog El Microlog o Microperfil tiene dos dispositivos a espaciamiento corto y con diferentes profundidades de investigación que proporcionan las mediciones de resistividad de un volumen muy pequeño de revoque y de formación adyacentes al pozo. En formaciones impermeables.. no es posible hacer deducciones cuantitativ...~:g}. se utilizaban las dos curvas del Microlog y el valor de la resistividad del revoque Rmc para estimar Rxo mediante un gráfico (Gráfico Rxo-l. e inversa l"xl" (Rj. ( 102 AHT10 diMU '26001 2óIló1 RXOZ OHMM 26001 p V"' ~. .. e indirectamente..fH 161 I~ SPC 1~120 il\ El dispositivo micronorrnal tiene una profundidad de investigación mayor a la del microinverso.. y las resistividades son en general. bl HMIN 140 ~ .2 11= ~~ .) entre la superficie equipotencial C (electrodo M2) e infinito. { 11 II I\. y por lo tanto permeables. lo que señala las formaciones invadidas. La separación de las curvas normal (HMNO) e inversa (HMIN) es indicativa de revoque. Se realizan dos mediciones: normal 2" (R2. 3) Microlaterolog El microlaterolog es la primera herramienta diseñada para determinar Rxo' Como su nombre lo indica. .~IIOE. 5-11 Patín del Microlog..: ( ¡ ( I. cuando no se tenían registros que midieran directamente Rxo. 110 ---~ r --- .: . las dos curvas leen de manera similar o exhiben una separación negativa. :.. 5-11).. su configuración es la de un dispositivo laterolog en miniatura. La comparación de las dos curvas sirve para identificar con facilidad el revoque..~'·······~···'·' 01 OHMM ' M2 .····. montado sobre un patín de goma. I~ .¡»).---eM2 ----eM. 5-12 Ejemplo de registro Microlog. . r---. Antiguamente.. El patín de goma del microlog se presiona contra la pared del pozo por medio de brazos y resortes. Ref. La cara del patín tiene tres pequeños electrodos alineados que están espaciados 1 pulgada uno del otro. entre las superficies equipotenciales B y C (electrodos MI y M2). Aunque las curvas del microlog identifican formaciones permeables. 5-9 . ~. El electrodo Aa emite una corriente lo Y las mediciones se hacen entre M1 y M2 (microinversa 1 x 1") Y Aa Y M2 (micronormal 2") 361 MV ho"······· ..{ 10. que se abre con rapidez a unos cuanos centímetros de la cara del patín. y hasta cierto punto.. (adaptado de Ref. Sin embargo. la herramienta de cualquier manera conserva una profundidad de investigación muy somera. 1). Por lo tanto. la disposición de electrodos y la distribución de corrientes de la herramienta. Almohadilla aislante A. 5-13.. a la formación. Formación no permeable AO-l-<t~ (adaptado de Ref. Aa.. Las líneas de corriente resultantes se presentan en la Fig. Por este motivo se han desarrollado otros dispositivos 5-10 Voltage monitor 1 \I"""'///'//A -KV-':oI --·I1. circulares y concéntricos.:~~r -. Las corrientes compensadoras que pasan entre los electrodos Aa Y Al. donde se refleja con rapidez y regresa a un electrodo remoto. La limitación más importante de este dispositivo es el efecto del revoque cuando su espesor supera los 3/8 de pulgada y la relación RxoIRmces alta. cerca del patín forma un haz estrecho. a través de A¿ Por medio del electrodo externo Al se emite una corriente variable que se ajusta de manera automática de modo que la diferencia de potencial entre los dos anillos electrodos monitores MI y M2 sea cero. 5-8 se presenta un perfil de Microlaterolog (MLL) corrido simultáneamente con el Doble Laterolog. se minimiza el efecto de resistividad del revoque sobre la respuesta de la herramienta. 5-14.. 5-14 Disposición de electrodos del MicroSFL (derecha) y distribución de corriente (izquierda).. La corriente ia.••. 5-13 . la corriente de medición io se confina a un camino que va a la formación. Se emite una corriente constante. La formación dentro de este haz influye de manera primordial la lectura de resistividad del microlaterolog.La configuración del patín aparece en la Fig. La Fig. forzando a la corriente i. ---Mo--t . En la Fig. fluyen hacia el revoque. la corriente compensadora se ajusta para que el voltaje monitor sea igual a cero. a fluir en forma de haz hacia la formación.. Y otros tres. están incrustados en un de medición de Rxa que tienen menos efecto de revoque y al mismo tiempo no penetran profundamente en la formación. Al forzar a la corriente de medición a fluir directamente hacia la formación. La corriente de control fluye al exterior desde un electrodo central. MicroSFL El MicroSFL es un registro de enfoque esférico montado en un patín desarrollado por Schlumberger para reemplazar al microlaterolog. IItt1\ Voltage de Al medida patín de goma que se aplica contra la pared del pozo. Ol-~~~~ ~~-------. . Un pequeño electrodo. Para lograr esto. Aa. B. i.------ -- la Electrodos monitores Fig.Patín del Microlaterolog 1) . 5-14 ilustra de manera esquemática.o:~~ ~ Lodo /' Revoque Formación Pozo Fig. Pruebas de laboratorio y resultados simulados en computadora han demostrado que la formación virgen no tiene ninguna influencia sobre las lecturas de microlaterolog si la profundidad de invasión es mayor a de 7-10 centímetros. 1) básico de dos bobinas Principio de la medición Las herramientas de inducción en la actualidad poseen muchas bobinas transmisoras y receptoras. T y R (adaptado de Ref. La experiencia pronto demostró que el registro de inducción tenía muchas ventajas sobre los registros eléctricos y el lateroperfil en pozos perforados con Iodos dulces y pasó a ser la herramienta estándar de resistividad. Sin embargo. ya que los instrumentos de electrodos no funcionan en Iodos no conductivos. así.••.- / -1 / -1.. 5-15 Sistema de inducción (adaptado de Ref.5 Oscilador Pozo Fig.5 \ \ \ \ \ "- <. a la conductividad de la formación. ------ o I <g(z» -0. por lo cual todo aumento de la profundidad de investigación empeora la resolución vertical.REGISTROS DE INDUCCION La herramienta de inducción se desarrolló en principio para medir la resistividad de la formación en pozos que contienen Iodos con base petróleo y en pozos perforados con aire. Se crea un campo -2 / I I I Fig. 4) En un dispositivo de inducción básico de dos bobinas la profundidad de investigación es función del espaciamiento entre las mismas. magnético alterno que induce corrientes hacia la formación alrededor del pozo. Dichas corrientes fluyen en anillos de forma circular que son coaxiales con la bobina de transmisión. 2 Oscilador receptor 1. se elimina con el uso de bobinas compensadoras. 5-16 Dispositivo de inducción de 6 bobinas.. las corrientes de anillo son directamente proporcionales a la conductividad de la formación. ". Por este motivo se utilizan bobinas transmisoras y receptoras adicionales que mejoran la resolución vertical para una dada profundidad de investigación.. 5-15). y crean a su vez un campo magnético que induce un voltaje en la bobina receptora. . 5-11 . La línea punteada representa el factor geométrico vertical de un dispositivo de sólo dos bobinas.5 Corriente de Foucault Formación /' ". Como la corriente alterna en la bobina de transmisión es de amplitud y frecuencia constantes. El voltaje inducido en la bobina receptora es proporcional a las corrientes de anillo y.5 z es L . 0. El acoplamiento directo entre las bobinas transmisora y receptora. Se envía una corriente alterna de alta frecuencia (entre 10 y 40 KHz) y de intensidad constante a través de la bobina transmisora.••. puede comprenderse el principio al considerar una sonda con una sola bobina transmisora y otra receptora (Fig. Las bobinas T'.ln dispositivo laterolog de poca investigación. La Fig.2 1700 I I . HERRAMIENTAS Doble Inducción . En la parte derecha de la figura la curva llena representa el factor geométrico vertical g(z) para este dispositivo. 5-16 ilustra un dispositivo de 6 bobinas patentado por H.Laterolog.G.SFL 5-12 2000 l . con l. 5-17. y la línea punteada el factor geométrico de un dispositivo que consistiera sólo de las bobinas T y R. De allí el nombre InducciónSP 1-80 1 .2 2000 ILD 0. la nomenclatura 6FF40). un dispositivo normal de 16 pulgadas de espaciamiento (llamada Short Normal o Normal Corta)._J Eléctrico de este registro. R' Y R" son bobinas auxiliares que mejoran la resolución vertical.Doll en 1952. y un electrodo de SP.2 -- --- --- 2000 SFLU 0.. uno profundo (ILD) y otro menos profundo (ILM). 5-17 muestra un ejemplo de registro doble inducción con SFL. ILM 10. mientras que la curva filtrada se denomina SFLA.Laterolog La primer herramienta comercial de inducción incluía un dispositivo de inducción de seis bobinas enfocadas con espaciamiento nominal de 40 pulgadas (de allí. T". que inicialmente era un Laterolog 8 y luego fue reemplazado por el SFL. En este caso la curva de SFL se llama SFLU para indicar que no ha sido filtrada (unaveraged). donde se observa la mejor resolución vertical del SFL (2 pies) comparada con la resolución vertical de la inducción que es del orden de 5 pies.Ejemplo de registro Doble Inducción . En 1965 Schlumberger introdujo la herramienta Doble Inducción .La Fig. que combinaba dos dispositivos de inducción. Se introdujo hacia 1960 y se convirtió en la herramienta de inducción estándar en la década del 60. Fig. Solución: de acuerdo a la Fig. es decir. en pozos perforados con lodo dulce cuando el diámetro de invasión es inferior a 40 pulgadas. La gran ventaja del registro Doble Inducción sobre el registro Inducción-Eléctrico es que permite evaluar la profundidad de la invasión (Di) y estimar la resistividad verdadera. 5-18. ya que con 3 curvas se pueden calcular 3 incógnitas (Rxo. Y di Y tres datos: RSFL. la respuesta de la herramienta puede calcularse como la suma de las señales elementales que crean los aros de formación coaxiales a la sonda. 5-18. EC. las conductividades y resistividades de la zonas virgen y lavada y G.SFL y resolver un sistema de tres ecuaciones similares a la Ec. Para determinar el valor verdadero de R. suponiendo que la contribución del lodo a la conductividad ha sido corregida por separado. el laterolog profundo hubiera leído 21.m si el diámetro de invasión es de 40 pulgadas y la conductividad del lodo es nula. Cada señal elemental es proporcional a la conductividad del anillo y al factor geométrico que es una función de la posición del anillo en referencia a las bobinas transmisoras y receptoras. Para mayores diámetros de invasión puede ser necesario corregir las lecturas de la inducción profunda por invasión. (SG). 5-13 . Efectos de invasión Si se simplifica el modelo (sonda centrada y formación homogénea e isotrópica). como puede verse en el siguiente ejemplo. En el pasado el sistema de ecuaciones se resolvía mediante gráficos similares al del Doble Lateroperfil de la de la Fig.5-4 1\ EC.95 I 10 = 0. mientras que en el ejemplo 5-2 para los mismos valores de Rxo y R.5-2 Ejemplo 5-3 Calcular la lectura de la curva inducción profunda en una capa de resistividad verdadera R. es decir se pasa bruscamente de Rxo a R. Corrección por invasión El dispositivo de inducción profundo puede utilizarse directamente como resistividad verdadera R.4 ohm. sin zona de transición. G' Y J son los factores geométricos radiales integrados para los dispositivos ILD.2 ohm. invasión escalón). La conductividad CI leída por la herramienta puede expresarse por medio de EC. es decir un error de más del 100%. Rt y Di). R[. Gxo y Gt son los factores geométricos radiales integrados del lodo.m y Rxo = 50 ohm. respectivamente. siempre y cuando se asuma un modelo simplificado de invasión step o escalón.5-5 donde e y R son. son la conductividad del lodo.05 150 + 0. Las ecuaciones 5-3 a 5-5 presuponen que no hay zona de transición.Las otras compamas de servrcio también introdujeron este tipo de herramienta pero con otros dispositivos enfocados: Dresser Atlas (ahora Baker Atlas) utilizaba un dispositivo llamado Enfocado (FOC) y Halliburton el Short Guard. el factor geométrico radial integrado para un diámetro de invasión 40 pulgadas es G = 0. La suma de los factores geométricos vale 1 G I11 + Gxo + G( = 1 El factor geométrico radial integrado para la inducción profunda (ILD) y la inducción media (lLM) se presentan en la Fig. con un error de 4%. zona lavada y zona virgen. q~o EC.096 = 10. se debe utilizar como mínimo una herramienta Doble Inducción .05. (step invas ion profile.m o sea que la inducción profunda leería R. 5-10. ILM Y SFL.096 mho RILO = 1 10. = 10 ohm. pero entrando con las lecturas de SFLlILD y ILM/ILD. Cxo y C. 5-3 y despreciando el efecto de lodo: CILO = 0. 5-2 con tres incógnitas: Rxo. y Gm. Aplicando la Ec. RILD y R1LM. Actualmente estos sistemas de ecuaciones se resuelven matemáticamente. = G~o+ 1- s. zona lavada y zona virgen. respectivamente.5-3 1 R1LM donde Cm. 200 240 280 320 360 di (pulgadas) Cl1972 Schlumberger Fig 5-18 Factores geométricos radiales integrados para la inducción profunda ILO y la inducción media ILM (adaptado de Ref.' /' / Capas infinitamente /' anchas lt I " I 1/ ~ I / . Los lados salados.m en una capa.9 0. 5-19 se observa que el efecto de pozo aumenta cuando no se usa standoff: en el ejemplo 5-4 el factor geométrico del pozo hubiera sido 0.5 = 50 . se intersecta la curva para 1. ~ -- 1-- 1-' ~. 5-19 con 14.2 / LL ---- .6 pulgadas. - <. Intersectando con R. Ejemplo 5-4 La curva de inducción profunda (ILD) lee 20 ohm.002. especialmente cuando el diámetro del pozo es grande.m En el gráfico de la Fig.. pueden tener un fuerte efecto sobre las lecturas de la inducción media y profunda.2 ohm.. 1) Corrección por efecto de pozo Los registros de inducción son relativamente insensibles a efectos del pozo en condiciones de lodo dulce o no conductivo. el standoff utilizado es 1. Este gráfico se utiliza de la siguiente manera: se entra por la parte inferior del gráfico con el diámetro del pozo. 40 R xo = 00 80 120 160 DIAMETRO I Rt = I Oh m . Calcular el valor de ILD corregido por efecto de pozo. la conductividad del pozo .m . que calcula la contribución de la conductividad del pozo a la conductividad leída por la inducción en función del diámetro del pozo. .35 ohm.0 ILm --=••. 6FF40 o ILd /' . Esta conductividad debe restarse a la conductividad leída por el registro para obtener la conductividad corregida... y se halla que el factor geométrico del pozo es G = 0.8 O V Ü o::: 1-- w 0...35. 5-20. e cambio.4 1/ o::: O 1-- / Ü <:( 0.9 0. Solución: Se entra al gráfico de la Fig. el standoff (espaciador) utilizado y la conductividad del lodo. .0068. Uniendo el valor del factor geométrico del 5-14 pozo con la resistividad del lodo se obtiene la conductividad del pozo en mmho/m sobre la escala de la derecha del gráfico.5 pulgadas y la resistividad del lodo es 0. = 0.6 pulgadas. lL••.• ---~ <.5 mmho. La conductividad corregida es: CIDcorr= 1000/20 .m a la temperatura del pozo.FACTOR GEOMETRICO RADIAL INTEGRADO 1..5 pulgadas de standoff. El diámetro del pozo en ese punto es 14.6 / ~ O / w <.5 = 45 mmho y la resistividad corregida es: RIDcorr= 1000/45 = 22. la conductividad del pozo es 5. y se sube hasta intersectar la curva correspondiente a la inducción profunda ID y el standoff correspondiente. En la intersección se lee horizontalmente el factor geométrico G del pozo... Para corregir las lecturas de conductividad por efecto de pozo se utilizan gráficos del tipo de la Fig. En la Fig.5 metros).ID .m.001 4 6 8 10 12 14 16 18 20 45 Diámetro del pozo (pulg.5 pulgadas en pozos mayor diámetro. .2 ohm. del orden de 5 pies (l. 5-20 se muestra un ejemplo de lecturas anómalas de la curva de inducción profunda en un pozo perforado con lodo salado CRm = 0. y aumentar el tamaño del mismo a 2 o 2. neutrón y sónico).008 ~ el.01 -1 6FF40. 5-19 se observa también que en ciertas condiciones el factor geométrico del pozo puede ser negativo debido al efecto de las bobinas de enfoque. a:¡ "C . Señal del pozo (mS/m) ~--~~~--~--~----~~------~-.007 o - '¡: c: 'Q) E o Q) Ol lo. los registros modernos de inducción alcanzan una resolución vertical de 2 pies o menos mediante el proceso matemático llamado deconvolución.009 -5 o o .) Fig 5-19 Corrección de la inducción por efecto de pozo (adaptado de Ref.. En este caso la corrección debe sumarse a la conductividad leída. Perfiles de inducción de alta resolución La limitación más importante de los registros de doble inducción convencionales es su mala resolución vertical.m) en zonas donde el diámetro del pozo es de 10 pulgadas. es decir que la conductividad leída por la herramienta es menor a la verdadera e incluso negativa.09 ohm... comparada con los 2 pies del perfil laterolog y los perfiles convencionales de porosidad (densidad. La inducción profunda corregida lee valores similares a los dellaterolog profundo LLD. Como no es posible aumentar la resolución vertical del dispositivo de inducción sin perder profundidad de investigación. por ejemplo para la inducción profunda con standoff 1.5 pulgadas cuando el diámetro del pozo está entre 7 y 11 pulgadas.r-------------------------~----~. En la Fig. 5-15 . Por este motivo se recomienda utilizar siempre un standoff de por lo menos 1. 3) 19 mmho y la resistividad corregida 32.5 pulgadas. o Ü CtI u. 2 2000 3050 -----LLO . La frecuencia menor reduce el efecto pelicular en formaciones de muy baja resistividad y la frecuencia alta permite mediciones más precisas en formaciones de alta resistividad. También se observa una mejora en la parte superior de la capa 2.09 ohm-m 3100 -------- 3150 Fig. La inducción corregida lee valores similares a los del laterolog profundo LLD (adaptado de Ref. Pueden operarse a frecuencias de 10 Y 40 kHz. o señal X. con la excepción de estos casos.Caliper 6 Resistividad (ohm.m) 16 0. 5-20 Ejemplo de anomalías en la curva de inducción ID en pozo perforado con lodo salado. e incluso el dispositivo DFL de Halliburton es un SFL de mejor resolución vertical. Por ejemplo. con 10 cual el cálculo de saturación de agua puede pasar de agua a petróleo.- ID - ID corregido - - - Rm = . que es proporcional a la conductividad del medio. la 5-16 mayoría de los registros se efectúa a 20 kHz. además de la de 20 kHz..m. Sin embargo. de la formación en las capas delgadas. ILM y SGRD) con el registro Doble Inducción de Alta Resolución HRI (curvas HRD. que era la frecuencia de operación de la mayoría de los instrumentos de inducción anteriores (de allí el nombre Triple Inducción de una herramienta comercial de este tipo). mientras que la curva HRD (inducción profunda) lee 30 ohm. miden la cuadratura fuera de fase.m. El ejemplo de la Fig. en la arena 1 ILD . que tiene mayor espesor.lee 6 ohm.. Puede verse la importante mejora en resolución vertical y el cambio en valor absoluto de la resistividad R.. en zonas donde el diámetro del pozo es 10 pulgadas. 5-21 compara las lecturas de los registros de Halliburton Doble Inducción Short Guard (curvas ILD. . 1) La primera generación de herramientas de Doble Inducción deconvolucionadas se denominaron Phasor (Schlumberger) o Dual phase (Baker Atlas) porque además de medir la señal en fase.. La disponibilidad de esta señal permite el uso de mejores técnicas de deconvolución para mejorar la resolución vertical de la Inducción Media (1M) y Profunda (ID). Todas las compañías utilizan ahora el SFL como dispositivo enfocado.. HRM y DFL) en un pozo de la Cuenca Neuquina. 30. 60 Y 90 pulgadas y resolución vertical de 1 02 pies (de Ref 5) . Esto permite tener simultáneamente alta resolución vertical (1 o 2 pies) y gran profundidad de investigación. 6) 5-18 Fig. 20. 5-23 Diagrama bloque de la herramienta HDIL de Baker Atlas. El enfoque se consigue mediante un procesamiento de las señales obtenidas en cada receptor. 5-22) Y el High Definition Induction Log (HDIL) de Baker Atlas (Fig. que son los de mayor profundidad de investigación. La figura 5-24 muestra las 28 señales que se obtienen en la herramienta AIT y el registro que se obtiene. 5-22 Configuración de Ref.Inducción con arreglo de receptores La última generación de herramientas de inducción de alta resolución tiene una bobina transmisora y múltiples bobinas receptoras a distancias crecientes del transmisor. Una onda cuadrada excita el transmisor y se hace un stacking de las señales recibidas en los 7 receptores para mejorar la relación señal-ruido (de Ref. 5-24 El procesamiento de las 28 señales del AIT (pista izquierda) resulta en 5 curvas con investigación 10. 5-23). ya que el punto 28 señales independientes: -8 arreglos • 2 frecuencias • Señales R y X SP Otras herramientas Fig. El primer paso del procesamiento consiste en poner las curvas en profundidad. 5) de la herramienta Bobinas receptoras AIT (adaptado Transmisor Referencia Sincronización Fig. utilizando la alta resolución vertical que se consigue en los receptores más cercanos al transmisor para deconvolucionar la señal de los receptores más lejanos. Ejemplos de este tipo de herramientas son el Array Induction Imager Tool (AIT) de Schlumberger (Fig. - e 1 &R e HI;H RESOLUTIOH IHDUCTIOH IHDUCTIOH ~-------------------------- - 2ee IIOAPI DUAL DEPTH CORRELATIOH lse 1 1- SP 1 OH •••• ILD Ieee 1 OH"" HRD Hlte OH •••• 18ee 1 OH'." le8e IL" OH •••• S;RD Ieee 1 HR" OH"" DF'L Ieee \SI \SI \1) Q1 \SI I ~ • ~ t:: '" .. 1< "" '1> • ~ J '7 lel ,( \: '1 ~ ~ j .•.. -~~ t> 1 "lo ".tI J " ~ I~ ~ ~ J ! t ~ v 11 ",r4f+ ¡,., '~ I a- ~ ~ ~~ ~~ ~ ¡...o~ ~ -- \ 2 - •• ~ í'4 1\ e 1'.. ::z ",. - •... ( l"", •• l' I ~~ r-- 4 .~ ~~ !{ Fig. 5-21 - Ejemplo de registro Doble Inducción de alta resolución Inducción-Short Guard (cortesía de Halliburton) ••• !~ ¡,¡.¡¡ (pista derecha) comparado con el registro Doble 5-17 hecha la correccion por efecto de pozo, las altas frecuencias contenidas en los receptores cercanos se utilizan en el proceso de deconvolución lo que permite tener 5 o 6 curvas de inducción con igual resolución vertical y profundidades de investigación de 10, 20, 30, 60 y 90 pulgadas en el caso del AIT de Schlumberger, y 10, 20, 30, 60, 90 Y 120 pulgadas en el caso del HDIL de Baker Atlas. Debe tenerse en cuenta que para estas herramientas la profundidad de investigación no se da en diámetro sino en radio a partir de la pared del pozo, como muestra la Fig. 5-24. de medida de cada arreglo es el punto medio entre la bobina transmisora y cada uno de los receptores. Luego se debe corregir todas las lecturas por efecto de pozo, ya que la señal que llega a las bobinas más cercanas al transmisor tienen poca profundidad de investigación y por lo tanto mucho efecto de pozo. Para corregir la señal por efecto de pozo se requiere un conocimiento exacto de la geometría del pozo, la temperatura y la conductividad del lodo a cada profundidad. Estos últimos pueden medirse en forma continua mediante dispositivos auxiliares colocados en la sarta de herramientas. Luego de 1.1 r-----------------------------, 0.9 AT10 0.7 AT20 AT30 AT90 Función de respuesta 0.5 radial 0.3 0.1 ~.1 L-~~_L__L~_~_L_L__L~_L__L~L_~_L_L__L~_L_~ O 20 40 60 60 100 120 140 160 180 200 Radio (pulgadas) Fig. 5-25 Factores geométricos (adaptado de Ref. 5) radiales integrados para las cinco curvas del registro AIT Es decir que para la señal AT90, por ejemplo, el 50% de la señal viene de la zona con un radio mayor a 90 pulgadas. Por este motivo, la inducción profunda ID de las herramientas Doble Inducción es equivalente a la curva de 60 pulgadas de las herramientas de arreglo. La Fig. 5-26 muestra una comparación de curvas de AIT con resolución de 4, 2 y 1 pie. Puede verse cómo cambia no sólo la forma sino el valor absoluto de la resistividad de las capas delgadas a medida que se aumenta la resolución. En la práctica curva de 4 pies tiene menor resolución que la inducción profunda convencional y por lo tanto no se utiliza, excepto en casos de muy mal pozo donde la deconvolución no da buenos resultados. Las curvas con 1 pie de resolución tienden a ser más ruidosas y tener peor repetibilidad (Ref. 7), por lo que en general se utilizan las curvas con 2 pies de resolución vertical. 5-19 ·: : 1; »-- ¡,;.w J •... V · · · ~ ·· ~ · :· ) <, ·· · c:-- « · ( \ I ·· ·· ~ · ) ·· \ ·: V , ·, ) ·· ·: , ~ · , ·. ·· · · :· · · ·· _____ 6 10 O o _ ~ •• , . 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(OHMM) _ _ _ _ _ _(~~L ____ 1001 AIT 60 Inch Investigation ---1AF60) __ ~ (OHMM) 100 AIT 90 Inch Investlgallon AIT 90 Inch Investlgatlon (AT90) (AF90l (OHMM) 100 1 (OHMMl 100 Fig. 5-26 Ejemplo de curvas AIT con resolución 4 pies (curvas AF), 2 pies (curvas AT) y 1 pie (curvas AO) 5-20 100 AIT 30 Inch Investigation AIT 30 Inch Investigation _ •... ____ (~T~L ___ (OHMM) 100 1 100 1 (OHMM) 100 AIT 60 Inch Investigation AIT 60 Inch Investigation _ .JA.Q!9t ____ ___ 1---_ -iAT60) __ f-:¡(OHMM) 1001 (OHMM) 1001 AIT 90 Inch In,,",lgdon (A09O) (OHMM) 1 I AIT 10 Inch Investigatlon (AF10) (OHMM) 100 ._ .__.__... _. .t~T?!>L__. ___.. ............... 1···········(ÓHMMY·······1 o01 AIT 30 Inch Investigation SP(SP) -80 ~ " I <, ..•.. ¡/' e ~ IJ i\ ~l : &. s f~ lí -- (fl ., ,r '\ : : · ~~ ." dO' '( l'!!~ ~ : '\'c, vr , · , ~ A. Frenkel.314. Introducción 3.000 ppm de CINa) y/o resistividades muy elevadas. Octubre 11-14. Abu Dhabi.A.G.COMPARACION LATEROLOG INDUCCION VS.Patent 2. y otros: "New Array Resistivity Measurements: Physics and ME Case Histories". octubre 1997. Koelman. como por ejemplo uso de Iodos no convencionales. y Breda.M.W.1998. U. Si hubiera efecto Groningen. No debe utilizarse en pozos perforados con lodo dulce excepto en el caso de carbonatos con resistividades elevadas. Schlumberger: 4. E.: "Predicting Fluid Production of Tuffaceous Sandstones in the San Jorge Basin With Array. SPE 38666. Texas. 1974 Dresser Atlas. puede ser necesario correr registros laterolog e inducción. Hammack. 8th Abu Dhabi lntemational Petroleum Exhibition and Conference.M. En pozos de exploración y casos especiales. 1992 5-21 .. el registro de inducción puede ser inexacto debido a errores en 1a calibración. M. Log Tnterpretation Charts. 2.582. Schlumberger: 1989 Lag Interpretation Principles/Applications. J. Schlumberger: 6. Strack. Laterolog Es el dispositivo de preferencia en pozos perforados con Iodos muy salados (200.. "El Laterolog".E. 7. K. REFERENCIAS l. H.000 ppm.V.A.Type Induction Logs". Si las formaciones de interés son carbonatos o rocas volcánicas de baja porosidad y alta resistividad. Incluso cuando se utiliza lodo con cloruro de potasio (KCI) con una concentración de 40.: U.1952 5. pueden correrse los perfiles de inducción de última generación (AIT o HDIL) y obtener valores correctos de la resistividad verdadera Rt aun cuando alguna de las curvas de 10 o 20 pulgadas de investigación se vean afectadas y deban descartarse. Khatchikian. 1995 AIT Array lnduction Imager Tool.S. Normalmente en cada yacimiento se ha estandarizado el dispositivo de resistividad más adecuado a cada formación.A. presentado en el SPE Annual Technical Conference and Exhibition en San Antonio. Un error de ± 1 rnrnho/m en las medidas puede representar un error de 20% en una formación de 200 ohm-m (equivalente a 5 rnrnho/m). 0011. al Perfilaje. puede ser necesario decidir entre inducción y laterolog. Los puntos a favor y en contra de cada dispositivo son los siguientes: Inducción Es la herramienta preferida en pozos perforados con Iodos dulces o moderadamente salados y resistividades bajas a moderadas. G. La deflexión puede ser a la izquierda (negativa) o a la derecha (positiva). la deflexión es negativa o normal. el valor de la SP en esta línea es cero. Cuando las amplitud de la SP es mayor. Se acostumbra colocar esta línea en dos divisiones a la izquierda del borde derecho de la pista ajustando el potenciómetro de la Fig. en las capas anchas limpias estas deflexiones tienden a alcanzar un valor máximo Electrodo de superficie Electrodo de SP Lodo Fig. Si el contraste de salinidad es a la inversa. por lo que se pueden unir los valores mínimos con una línea recta que se llama línea base de lutitas. Por definición. de la resistividad del constante. 4-1. la deflexión es positiva o invertida. Ajuste de línea de base CURVA DE SP La curva de SP mide la diferencia de potencial en milivolts (m V) entre un electrodo móvil en el pozo y un electrodo fijo en la superficie (Fig. definiendo así una línea de arena limpia. Rw. como en el ejemplo de la Fig. A pesar de su sencillez. No se puede registrar una curva de SP en pozos perforados con Iodos no conductivos. Frente a lutitas no debe haber deflexiones de la SP. 1-1. Frente a formaciones permeables la curva muestra deflexiones con respecto a la línea base de lutitas. • Proporciona una indicación de arcillosidad de la capa. Si la salinidad del agua de formación es mayor que la del filtrado de lodo. se utilizan escalas de 120 a 30 o -160 a 40 mV. • Permite la determinación agua de formación. como se ilustra en la Fig. el registro de la curva de SP tiene varias aplicaciones importantes: • Diferencia rocas porosas y permeables rocas no permeables y lutitas. 4-2. habitualmente llamado SP (Spontaneous Potential) es un fenómeno físico que ocurre naturalmente en el pozo en formaciones permeables por la interacción del agua de formación. 4-1 Circuito utilizado para registrar la curva de SP 4-1 . de • Define los límites de las capas y permite la correlación entre las capas. 1-1 la escala de la SP es -80 a 20 mV para que el valor cero coincida con la línea base de la SP. el fluido de perforación y las lutitas. 4-1) en función de la profundidad.4 POTENCIAL ESPONTANEO El potencial espontáneo. La SP habitualmente se representa en la Pista 1 del registro de resistividad. En la Fig. ya que éstos no permiten el paso de corrientes eléctricas. dependiendo principalmente de las salinidades relativas del agua de formación y del filtrado de lodo. llamado potencial de membrana.V lJlI Lutita D! I ¡c:~ ~ 2100-Fig.(-) (+) SP 1-80 201 mV ~~I D~ I f--ssp -J ) _Linea base delutit~ 2050 ~~ 1""::. Estas corrientes del SP se deben principalmente a potenciales electroquímicos llamados de membrana y juntura líquida. 4-4 Potencial de membrana Debido a que las lutitas sólo dejan pasar a los cationes. 4-4 que contiene dos soluciones de cloruro de sodio (NaCI) de distinta concentración separadas por una membrana de lutita. Considérese una cuba como la de la Fig. a los que a veces se suma un componente electrocinético. Debido a la estructura laminar de la arcilla y a las cargas en las láminas. las lutitas son permeables a los cationes Na+ pero impermeables a los aniones cr Sólo los cationes Na+ (cargas positivas) pueden moverse a través de la solución de NaCl más concentrada a la más 4-2 diluída. ORIGEN DEL SP Las deflexiones de la curva de SP resultan de las corrientes eléctricas que fluyen en el lodo del pozo. parecen membranas selectivas de iones y .: '--. 4-3). se produce en la lutita que separa la zona virgen del pozo (Fig. Potencial de membrana El componente más importante del potencial electroquímico. 4-2 Registro de SP mostrando la línea base de lutitas Fig 4-3 La corriente causada por el potencial de membrana Em y el de juntura liíquida Ej provocan la circulación de una corriente eléctrica en el Iodo. constituye un potencial a través de la lutita con el signo indicado en la figura. Potencial de membrana + Solución diluida Solución concentrada Membrana (Iutita) Fig. Este movimiento de iones cargados constituye una corriente eléctrica y la fuerza que causa que se muevan. los puntos de inflexión de la curva de SP se utilizan para determinar el espesor de una capa permeable. El potencial electroquímico total E. Aquí. Como la pendiente de la curva de SP es función de la intensidad de la corriente en el lodo. =- K . es la actividad del lodo. 4-5 Potencial de juntura líquida El potencial de juntura líquida a 75 °P vale: E =-12. lag ~ EC. Al llegar a una cierta distancia del tope de la arena. y la SP vuelve a la línea de cero. En la Fig. En la parte inferior de la capa el proceso es inverso. 4-3 puede verse que el potencial de membrana y el de juntura líquida se suman. En la figura 4-3 cuando el electrodo de SP se encuentra en la zona de lutitas por encima de la arena. Y arnfson las actividades químicas de las dos soluciones (agua de formación y filtrado de lodo) a la temperatura de la formación. La actividad química de una solución es aproximadamente proporcional a su contenido de sal. creando una corriente que circula por la zona virgen.4-5 4-3 . Potencial de juntura líquida El otro componente del potencial electroquímico se produce en el límite de la zona invadida. para soluciones de cloruro de sodio vale: K = 61 + 0. el lodo del pozo y la zona invadida en el sentido que indica la flecha (en la parte inferior de la arena circula una corriente de la misma magnitud pero de sentido inverso).4-1 am donde aw es la actividad quunica del agua de formación y a. como se ilustra en la Fig. no hay corrientes en el lodo y por lo tanto no mide ningún potencial. a su conductividad.. vale: es la actividad química del filtrado del K es un coeficiente función de la temperatura que. 4-5. al llegar al límite de la capa se produce un punto de inflexión en la curva de SP porque la corriente es máxima a ese nivel. =-59. los iones Na+ y cr pueden difundirse de cualquiera de las soluciones a la otra. la lutita.1og~ EC.4-2 amI donde lodo. por lo que la SP aumenta hacia la izquierda en la figura.1og J aw ami Ee = E m + E }. Desde el punto de vista práctico.por esto el potencial a través de la lutita se llama potencial de membrana. Potencial de juntura liquida + Solución diluida Solución concentrada Fig. donde el filtrado de lodo y el agua de formación están en contacto directo. y si la capa es suficientemente ancha. El potencial de membrana a 75 "F vale s.133 T (OP) EC.240 T COC) EC. Este movimiento de iones cargados constituye una corriente eléctrica y la fuerza que causa que se muevan. constituye un potencial llamado de juntura líquida con el signo indicado en la figura. EC.4-4 K = 65 + 0. A partir de ese punto la corriente disminuye. es decir. al llegar al centro de la misma la SP deja de aumentar y permanece constante porque ya no hay corrientes que circulen por el lodo.4-3 arnf donde a. Como los iones cr tienen una movilidad mayor que los Na+ el resultado neto de esta difusión de iones es un flujo neto de cargas negativas de la solución más concentrada a la menos concentrada. la corriente que circula de arriba hacia abajo genera diferencias de potencial negativas a lo largo de la corriente. Sin embargo. n 2400 . En ' la práctica..~ •• -. presión diferencial.Lll qlilg~i~d del' potencial electrocinético se determina por ..1.Si la formación períneable contiene algo de lutita o arcilla dispersa.. genera Un potencial electrocinéticoa través de la formación' permeable en sí.. permeable yno metálico.e!ectroct~ético~" El<. . (que ~all. Fig. 4-6). 1'" " 'o . '. ... 24S0 •. la mayor parte del diferéncial de-presión entre la presión de los poros. . -. !' • Fig. 4-7' Ejemplo de potencial electrocinético . ':. observar. _ " .. . corno severá en las secciones siguientes..en una arena tobífera de baja permeabilidad en la cuenca del Golfo San Jorge . ' . no deben utilizarse las lecturas de sI> en presenciade potencial electrocinéÍico 'como referencia de' capas limpias o para estimar la resistividad del agua de formación. .. Componente electrocínético del SP· ~' • -T. ' . pueden. potencial .varios factores.J ~ . ¡ . caso' la contribución del 'potencial electroquímico a la SP es de -20" mV.~ i 1)' I~" . L i f. ~J' .- - 'Peto 2Sc~ ) •. efectos electrocinéticos importantes en formaciones de muy baja permeabilidad (menos 1 md) en las que una parte apreciable del diferencial de presión se-aplica a través de la formación en sí. Si el lodo es.- ~~ ~:f ' " - ... Pr. 4-7 se presenta LÍn éjemplóde potencial electrocinético 'Gnptlrtánte éri' la éiíencadel Golfo San Jorge. el potencial electrocinético puede llegar a ser mucho mayor que el potencial electroquímico..y la resistividad del electrolito.' ).r Zona·F'· ..• En el pozo se produce un potencial electrocinético E.' por una parte.. Esto es porque prácticamente toda la presión diferencial entre el pozo y la formación virgen inalterada se es soportada por el revoque. M - - JS 1-1=... Por 1a otra. .2.' . . de la' formación y la presión hidrostática de la columna de lodo se aplica a la formación. / r t ¡ J . ' ' ~e -. . en realidadcasi no se. -~ I . se. . por ser menospermeable. Si la permeabilidad " Es ' importante ~ reconocer la presencia "de potenciales 'eléctrócinéticos 'porque.como "potencial de electrofiltración) se produce cuando un electrolito fluye a través de un medio poroso.• i :-. son indicativos de' capas de muy bajá permeabilidad ypor lo' tanto' de pocointerés cornoreservorio. «... por el flujo del filtrado de lodo a través del revoque depositado en la pared del pozo enfrente' a las formaciones permeables (Fig. 2S00 .1bién. que 'produce el flujo .-. 4-6 Origen del potencial electrocinético en el pozo -76 m V. - . En cambio.la. el potencial electroquímico total y las deflexiones del SP se reducen ya que la arcilla en una-formación permeable produce una membrana electroquírnica-de polaridad opuesta ala de la capa de lutita adyacente. La curva de SP muestra deflexiones normales de alrededor' de -20 V entre '240Q' y 2475 metros. resistivo y la formación es limpia: y tiene algo de porosidad. 'en la arena tobífera a 2482 metros la deflexión dé la SPes"de -90 mV \décír que en 'este debido al efecto' electrocinético.. potencial .' -~- - . Y' la' del . entre IQ~.. que ' encuentran . . s~ conoce .' l' •.! .'-7" ~COC$é '- J 1'1""" - ~e~~R. En la Fig'. 4-4 -.f-' '~ 1-- '( . 1'> --.i "'!L ! '¡n Es electrocinético ~:' -./ de la: formación es tan baja que casi no' se forma un revoque. '.vi~~en ¡ . '" . ohrn. •• _..~ 1 y El valor dei se"pued determinar directamente ~ partir de 'la curva de si. .J j' o : . la deflexión de la curva de SP se aproxima al valor de SP estático en la..1 '.:9 CUNa ~de'SP en capas de diferenteespesor para $P . R.ea transversal mucho más pequeña al flujo de corriente relativa a las formaciones. la SP leería el potencialelectroquímico total.4-6.: . laparteno invadida de la formación permeable y las arcillas alrededor. en:un intervalo' dado.estática. Y Rsh. ocurre en el pozo a condición que las resistividades de la formación sean de bajas a moderadas y las capas sean moderadamente gruesas. -.li. ./ •• Zona "lavada I . 4-8.•• 0'< 'Ó. 1-1 la capa iriferior tiene una amplitud . Estático (SSPY Como se muestra en la Fig.la fracción mayor) del potencial total porque también 'hay caídas de potencial' en la formación.mayoría.. . Capas impermeables ':''''.SP) ".ont~a['~n valor. _.1 == . . ..iLa curva del SP registrada en una esta condición idealizada se llama SP . La curva del SP mide la caída de potencial sobre el resistor Rm. . log ~'. i .estático o SSJ~. Ejemplo_ 4-1 En el ejemplo de registros de la Fig. debe corregirse el' SP par~. 'f' si 'i . Rm (l7qui~rda) S gt =. !).SP a' r. pero limpias.ohm.. .'. La magnitud del SSP 'está dada por la ecuación: . J. r- S.~ Fig. Si se tienen en cuenta las distancias recorridas por las corrientes. .'.~'L ~ m[ Ec. Em Rsh I. •. .. . de las capas gruesas y permeables.1 '. la zona invadida. Por lo tanto. .•• -s-:. las corriéntes dél SP fluyen al través de cuatro medios diferentes: el pozo..' '. < . .· Esta caída de potencial representa sólo una fracción (aunque por lo general es .. la mayor parte de-la disminución de voltaje del Sp..1. 'hay capas acuíferas . 4-5 . j~ + ·1 . . . '. puede. la capa superior tiene... 4.: e Zona .m).. .m).. circuito).1 ') ~ . ~. Rxo. construirse nin rcircuito eléctrico como el de la figura con baterías Em y Ej :y cuatro resistores: Rm.=.K (' • _j' Ssp: ¡ .upias y gruesas. Curva de SP . I .- (S. ~yando las q~J?as sean delgadas. '. . ::'.• .r.f .' .Lodo . •.de -58 rnvque probablemente sea la SSP ya que la resistividad de la capa es baja (i. . .~9 (llV y Rt~. ..de ~SP.enc. .. una amplitud menor (~38 mV) debido ~ la áltaresisiividád deI'a capa (30 .SP. es decir Ia suma de las dos baterias.2-1 Rm (centro) (de Ref.. Si se pudiera evitar que la corriente fluyera (o sea abriendo el...: SSP=1. equivalente al poz9.En cambio la SP de. -. ¡ .vir.---- J ~ capas permeables SP estática ::'.9.~1) Rxo Rt + '...' Como el pozo presenta un [á¡. Lutita~.~ '.)" ' -. . J . Como se muestra en la Fig. 1200 . el SP disminuye fuertemente en capas delgadas cuando la relación R/Rm es alta. ~~ ~~I\.r- ~ 90 J'ó' ~ ~ 80 1\J\ r. Las resistividades de soluciones no muy concentradas de CINa son inversamente proporcionales a las actividades. como se observa en la Fig. a partir del SSP.5 + SP / SSP . 1\[\1\ 1\ ~ 60 (J) (J) 'Cft. Sin embargo. si la formación contiene arcilla disminuye la amplitud del SP. ~~~~~ ~ 70 o. Por lo tanto. 1'- 5 1 \J 100 .lRm Y di (adaptado de Ref.Efecto de espesor de capa Para un dado SSP. se emplean las resistividades equivalentes Rwey Rmfe. Al igual que para otros registros. tal que el SP es máximo cuando no hay arcilla e igual a cero cuando el volumen de arcilla es 100%. 2) 4-6 de capa en DE n. SP = SSP . por ejemplo). se obtiene el factor de corrección en la escala derecha del eje de ordenadas. r-. esta proporcionalidad inversa no se mantiene en altas concentraciones o para todos los tipos de agua. la corrección por espesor de capa puede hacerse únicamente mediante la deconvolución de la señal registrada. (1. I--di (in) ¡. La ecuación 4-9 es representativa de un promedio razonable de las distintas posibilidades.Ve! EC. 4-9.SP e! SSP Ve!: EC. Rwe es la resistividad equivalente del agua de formación y Rmfe es la resistividad equivalente del filtrado del lodo. ya que no es posible determinar el valor del espesor de capa mediante un procesamiento secuencia\. La Ec.4-8 En realidad la disminución de la SP en función del volumen de arcilla no es lineal (Ref. El gráfico de la Fig. Suponiendo una relación lineal entre la reducción del SP y el contenido de arcilla. Este gráfico no puede utilizarse para corregir el SP por espesor de capa cuando se procesa el registro con computadora.. 3) y depende de la salinidad del agua de formación y la capacidad de intercambio catiónico de las lutitas adyacentes. la curva de SP lee entre 90 y 100% del SSP. Entrando al gráfico con el espesor de la capa en pies e intersectando la relación R.4-7 ) de donde puede estimarse el volumen de arcilla V = 1.5 (1-SP/ SSP) Ec 4-9 0. mientras que para R. i\. 4-10 permite estimar el efecto del espesor de capa y la resistividad en el SP y determinar el factor de corrección.J 4 Espesor de la capa (pies) Fig 4-10 Corrección del SP por espesor función de R. Se observa que para espesores de capa superiores a 20 pies (6 metros). el SP lee valores muy cercanos al SSP incluso en capas delgadas. 100 ~lT" DETERMINACION ARCILLA DEL VOLUMEN DE Como se mencionó anteriormente. = Rm (capas acuíferas.. ~ I\l\ 1\ t\ ~ 40 [\)~ ~ 20 70 50 40 30 20 15 10 8 7 6 5 11 2L ~J 150_ \J ~ ~ 30 Ri Rm t\\ 1\ ~ ~ 50 DETERMINACION t\ 1\ . ambas a . En casos favorables (formaciones limpias y capas anchas) es posible determinar un valor razonablemente exacto de R. que por definición son inversamente proporcionales a las actividades. V e!SP = 0. la deflexión de la curva de SP depende sobre todo del espesor de capa. MEDIANTE EL SP El potencial espontáneo es el único registro que permite estimar la resistividad del agua de formación independientemente del contenido de hidrocarburos. 4-10.lRm y el diámetro de invasión. 4-6 relaciona el SSP con las actividades químicas del agua de formación y el filtrado del lodo. 1 0. 3 5 710 En cambio.3 0.5 . en Iodos dulces Rrnfe = Rrnf. Determinación de Rwa partir de Rwe En la determinación de Rwe a partir de R. En la práctica.4-10 sSP -.m se deben utilizar las curvas llenas del Gráfico 4-13 para convertir Rwe en Rw._ . 4-6 puede escribirse como sigue en términos de resistividad: SSP=-K·log- «.1 ohm. " )~r-.m se debe tener en cuenta la posibilidad de la presencia de sales distintas al CINa en el agua de formación... Definición Rwe 0.¡.¡. Na+ Fig 4-12 .. aCa Y aMgson las actividades íonicas de Na.~_.3 a: 0. se presentan dos casos: cuando Rwe es menor a 0.temperatura de formación..7 32 0. 4-12 resuelve la ecuación 4-9 y permite obtener directamente Rwe a partir de Rrnf. la SSP y la temperatura.4-9 Rwe El gráfico de la Fig. con una aproximación de unos pocos milivoltios. Ec.. por lo que la Ec. .2 0.4-11 donde aNa. "'- I I I I Resislividad " . . el valor de SSP se obtiene. puede calcularse Rwe con la fórmula: ~ ~ l ~ i j s.¡ $ 0. 4-7 . Analíticamente. 4-11 Resistividad de una solución de CINa en función de la actividad de los iones Na + a 75°F (adaptado de Ref. ¡ I 11 ¡--.71 2 Actividad del a+ t-. I I del NaCI vs. cuando Rwe es mayor a 0. Ec.Solución gráfica de Rmf/Rweq en función de la SSP y temperatura (de Ref. ..01 I I I I i 0. 4) '1' r-.1 .2: . con la fórmula Fig.2 o "O" '" Ec.f-- r-._.01 ~. 1 0. ! Verdadera resistívidad de NaCI ~ r-. Ca y Mg en el agua de formación y en el filtrado de lodo (se supone que el ion cloro es el anión predominante).._-. 1). Cuando el agua de formación o el filtrado de lodo contienen iones Ca++y Mg ++además de iones Na+. 0.1 ohm.50. --- 10 10 7 1"'5 E E 3 2 K -. .:ttt .1 . . "¡ : I..0 's ~-1--t-I"'" e-...1 !.---:-':_. para una misma concentración la actividad de Ca ++ más Mg ++ es mayor que la del Na+.'L de Na+ / / 0. . --._---:-' 10' 102 103 104 105 106 (ppmCa + ppmMg) O ppmNa 0..~ : .. <.=4. Rwe.-r-r-rfl~-¡ .2 0.--:tI 20 10 CJi/ 5 / ~ O- . ~ -. I e- E Q: .-t-'+t .F . Ohm..?!-'Ii ~úO)V IJ/-r 2 0.40QoF ..-..Rwe llamada agua dulce promedio. 1. . 4-14 Actividad en función de la concentración y ea + más Mg + (adaptado de Ref.~~--j---+----.::¡:¡: r uu.-----. 2) La Fig.¡f0. graficada también en línea punteada para distintas temperaturas en la Fig 4-13. 4-14 muestra que. Las líneas punteadas son tentativas para el caso de aguas muy dulces (Ref.1 0.0 I ~E o '--SATURATlON I E .01 >~~ ...... Q. = Rwe..:. "'. Esto implica que la deflexión de la curva de SP será mayor que la esperada para una dada salinidad de CINa. es preferible no utilizar esta relación empírica ya que conduce a valores extremadamente altos de R. Esta curva.¡ --.00 ~200.-75·F .-----r-----.Jaca + Oo. 4-15 Relaciones Rw-Rwepara díferentes sales yagua dulce promedio (adaptado de Ref.0 2 ~~!\ ~ .~& 50 ~ !}~ ¡. Su desviación con respecto a la relación lineal R. estimar la resistividad y salinidad del agua de formación en ese . ..t-i ''':'fl.~f~1illtl! .01 lJ2 ... .f+¡ 1=+.~ <.. .1 0....------.___500 F ausencia de otros datos.. y por lo tanto el valor de R..m Fig. I oJ I • I I I 1· •• : ~: il 1: Ii TI[!' -I::¡' ~ 1. La Fig. or Rml. - ~.¡.. ~-----'-::---L----'-:------'-...r-.0 005 . I---f~-r:. la actividad correspondiente a 1000 ppm de Ca++ más Mg++ es más del doble que la de 1000 ppm de Na+. a 25°C (77°F) para soluciones de distintas sales.r-T -~-p.1 0. 4-13 Rw en función de Rweq en el caso de aguas muy salinas (líneas llenas).2 '?!-'l.00 e .. <.. f·· -." <QO. t 0.--300·F .. ¡'H. fue derivada empíricamente de un estudio de un gran número de aguas de formación relativamente dulces provenientes de regiones productoras de petróleo del hemisferio occidental.. -.-i o.:t=r+ur -+-if:' ' ' -It -ni.j 2 a • e R.2 l'II . en el rango de bajas salinidades.'!.. Por ejemplo. -j . refleja el efecto creciente de cationes multivalentes con la disminución de concentración de estas aguas.{.5 1 2 5 10 20 50 100 Rwe Fig.1~ j···j--:-. derivada del SP será menor que la real.!! 10.L•• ~''¡__ L ~-::ti ' .. Estas curvas se derivaron en el laboratorio para soluciones puras con excepción de la curva R. 1) Ejemplo 4-2 Utilizando la curva de SP de la Fig.@-i--~tf~ __UJIIlli.0 aMg---::f..q"Jtftlll .~]. . 1-1.--IOO·F . . I Actividad VS.].. r u t+++·H-:--l. ~ . en yacimientos de agua relativamente dulce.0 e :.' 0... ppm a 75°F . 4-15 muestra las relaciones R.. .e "C I i'" !~-.00 I .2 lb v V 0.5 0.tj j-" I<N ¡--h -+ . En 4-8 Fig. 1) 100 rt/!· I I%~~ #.. : ++ I Q: "C +_~~~ I .03 »e .." - t- $J3.-----.--150·F .. De acuerdo a los datos del encabezamiento.58 ohm. "Forrnation clay contents from the SP . Por ser éste un registro de la Cuenca Neuquina.05 ohm.048 ohm. Schlumberger: Log Interpretation Charts. que de acuerdo al ejemplo 4-1. 1995 4-9 .065 °F/metro La temperatura a 2075 metros es: TEMP = 58 + 0.1971 4.m a 75°F. en colaboración con C.Clavier.77)/(193+6. y Clavier.m. la temperatura media anual de superficie es de 58°F Y el gradiente de temperatura es 0. el valor Solución: ante todo se debe determinar la temperatura a la profundidad en estudio. Western Atlas: Log Interpretation Charts. 4-10 o el gráfico de la Fig. 4-13 con RweY 200°F Y obtenemos R.m Como este valor es menor a 0. La constante K a 193°F vale K = 61 + 0.intervalo. C. Khatchikian.a method based on laboratory data". medido de Rrnfes 0. es casi seguramente la SSP. A.m a 193°F Del gráfico de la Fig. 1995 3.1 ohm. a esta REFERENCIAS l. = 0. 4-12: Rwe= 0. la salinidad correspondiente resistividad es 55000 ppm de CINa. 2. entramos al gráfico de la Fig.m Del registro leemos SP -58 mV en la arena inferior. 2075 metros.133 x 193 = 86.24 ohm.2-8 .065 x 2075 = 193°F Rmf(193)= Rmf(75)x (75+6.7 Aplicando la Ec.77) = 0. Schlumberger Technical Review. Schlumberger: 1989 Log Interpretation Principles/ Applications. REGISTROS NEUTRONICOS PRINCIPIO DE LA MEDICiÓN 8-1 INSTRUMENTAL 8-2 PRESENT ACION DEL REGISTRO DETERMINACION DE LA POROSIDAD Efecto de arcilla 8-4 8-7 8-7 8-7 Efecto de gas Determinación 8-12 de la porosidad en calizas 9.ENSA YADORES DE FORMACION PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO 12-1 EVALUACION 12-2 DEL PREENSAYO Efecto de sobrecarga MANOMETROS INTERPRETACION DEL GRADIENTE ESTIMACION 12-6 12-7 DE PRESIONES DE LA PERMEABILIDAD 12-7 12-9 13.INDICE REGISTROS DE DENSIDAD Efecto de arcilla Efecto de hidrocarburos LlTOLOGIA A PARTIR DEL FACTOR FOTOELCTRICO 7-9 7-9 7-10 8.REGISTROS DE CONTROL DE CEMENTACION REGISTRO CBL PRESENT ACION VDL REGISTROS SEGMENTADOS REGISTROS ULTRASONICOS 13-1 13-4 13-9 13-10 .REGISTROS DE RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR PRINCIPIO DE LA MEDICION 10-1 MECANISMOS 10-6 DE RELAJACION INSTRUMENTAL POROSIDAD A PARTIR DEL HISTOGRAMA DETECCION DETECCION DE PETROLEO DE GAS 11.REGISTROS SONICOS PRINCIPIO DE LA MEDICION 9-1 INSTRUMENTAL Herramientas con múltiples receptores 9-2 9-6 Herramientas de tipo dipolar 9-12 9-14 DETERMINACION DE LA POROSIDAD Relación no lineal de Raymer-Hunt 9-15 9-16 Efecto de gas 10.INTERPRETACION DE T2 RESIDUAL 10-9 10-10 10-14 10-16 DE REGISTROS METODOS QUICKLOOK EVALUACION DE ARENAS ARCILLOSAS MODELO DOBLE AGUA 11-2 11-6 11-11 12.