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EVALUAR FORMACIONES LIMPIAS Y FORMACIONES ARCILLOSAS
MEDIANTE EL USO DE PETROFISICA CON APLICACIONES DE TECNICASSEMICUANTITATIVAS, TOMANDO EN CUENTA LOS PERFILES DE POZOS Y
SU USO EN LA INDUSTRIA PETROLERA, ASI COMO LOS PRINCIPIOS DE
MEDICION DE LOS PERFILES RADIOACTIVOS Y ACUSTICOS.
OBJETIVO DEL MODULO
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CONTENIDO DEL MODULO
• MODELO GEOLOGICO.• Propiedades petrofisicas de las rocas
• MODELO AMBIENTAL.• Invasion• Tipo de lodo
• MODELO DE HERRAMIENTAS.• Mediciones de litologia, resistividad y porosidad
• MODELO MATEMATICO.• Arcillosidad, porosidad, y saturacion de agua
• RESULTADOS DE LA EVALUACION PETROFISICA.• REGISTROS DE CEMENTACION.
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EXPECTATIVAS DEL ALUMNO ACERCA DELMODULO DE REGISTRO DE POZOS
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MODELOS
ModeloGeológico PropiedadesFísicas de lasRocas
ModeloAmbiental
InvasiónTipo de Lodo
Modelo deHerramientas Mediciones de:
Litología,Resistividad yPorosidad
ModeloMatemático ArcillosidadPorosidadSaturación de
Agua
Resultadosde laEvaluación
Calidad de laRocaPetróleo en
Sitio
Evaluación de Formaciones
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Evaluación de Formaciones
MODELO GEOLÓGICOPropiedades Físicas de las Rocas
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Propiedades Físicas de las Rocas
Evaluación de Formaciones
Todas las rocas que cubren la tierra de acuerdo con la forma comoellas han sido formadas, se agrupan en tres clases principales: ígneas,metamórficas y sedimentarias.
ROCAS ÍGNEAS: Se forman del enfriamiento y solidificación delmaterial de roca que se encuentra debajo de la corteza terrestre en estado
líquido. Pueden ser formadas debajo de la superficie por enfriamiento muylento o formadas en la superficie cuando el material fundido es forzado haciala superficie de la tierra. En esta categoría se encuentran granitos, dioritas,lavas, basaltos, etc.
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Propiedades Físicas de las Rocas
Evaluación de Formaciones
ROCAS METAMÓRFICAS: Originalmente pueden ser ígneas osedimentarias, sus características originales han sido cambiadasgrandemente por las acciones de presión, temperatura y otros factoresque actuaron sobre ellas dentro de la corteza de la tierra. Ejemplo deestas rocas son: filitas, esquistos, etc.
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Propiedades Físicas de las RocasROCAS SEDIMENTARIAS: Estas rocas provienen de la
consolidación de sedimentos formados sobre la superficie de la tierra oambientes marinos, originados por descomposición mecánica de fragmentos derocas pre-existentes por efecto de meteorización, erosión y transporte(depositación mecánica), también por precipitaciones químicas de soluciones opor secreción de organismos vivientes (depositación química). Frecuentementefueron depositados en capas o estratos.
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Propiedades Físicas de las Rocas
En su mayoría todo el petróleo producido en el mundoproviene de rocas sedimentarias. Para localizar los yacimientos que
contienen petróleo, se requiere del conocimiento de la naturaleza de lossedimentos.
Las rocas sedimentarias, están en su mayoría formadas por
minerales que permanecen estables sometidos a condiciones normalesde esfuerzos y temperatura derivados de procesos y pueden serdivididas en dos grandes grupos mecánicos y químicos.
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Propiedades Físicas de las Rocas
Evaluación de Formaciones
Rocas Clásticas: Están formadas de restos provenientes dela alteración y descomposición de rocas pre-existentes que puedenser transportadas, frecuentemente a distancias considerables, por elviento, agua o hielo desde el sitio de erosión hasta el sitio dedepositación. Estos sedimentos, los cuales se asientan bajo laacción de la gravedad a distancias desde sus orígenes sondenominados“Exógenos” . Las partículas están usualmente unidaspor un cemento de origen químico o bioquímico formandoposteriormente la despositación. Ejemplo: Calizas y dolomitas.
Las rocas sedimentarias se clasifican según su composición en:
Rocas Carbonáticas: Son formadas por carbonatos decalcio y de magnesio precipitados en las aguas marinas por procesosquímicos y bioquímicos. Ejemplo: Calizas y dolomitas.
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Propiedades Físicas de las Rocas
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AreniscasConglomerados
Lutita
CalizasLutitas Diatomeas
Fosforitas
Dolomitas
Evaporitas(Algunas Calizas)
Precipitaciones
Restos Biológicos yPrecipitaciones
Carbón Orgánico
Restos Orgánicos Soluciones
DescomposiciónMecánica
Roca Fuente
Fuente: Introduction to Wireline log analysis W.A.
Minerales Preexistentes
DescomposiciónQuímica
Clasificación de las Rocas Sedimentarias
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Propiedades Físicas de las Rocas
Evaluación de Formaciones
SIMPLE
ARCILLOSAS
COMPLEJA
ARENAS CALIZAS DOLOMITAS
LUTITA
ARENA
MICA
LUTITA
Fuente: Avanced Formation Evaluation. Schlumberger Surenco S.A.
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Propiedades físicas de las rocas
Evaluación de Formaciones
Porosidad es el volumen de poros por unidad de volumen deformación; es decir, la fracción del volumen de una muestra que está ocupada
por poros o vacíos. El símbolo para la porosidad es . Una sustancia densa yuniforme, semejante a un pedazo de vidrio, tiene porosidad cero; una esponjatiene una muy alta porosidad.
Las Porosidades de formaciones de superficie pueden ser muyvariadas. Carbonatos densos (calizas y dolomitas) y evaporitas (sal, anhidritayeso, etc.) pueden mostrar prácticamente porosidades cero; pozo con arenasconsolidadas pueden tener porosidades del 10 al 25 %; arenas no consolidadas
pueden tener 25 % o más.
POROSIDAD
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Propiedades físicas de las rocas
Evaluación de Formaciones
Arcillas o Lutitas pueden contener por encima del 40 % de
porosidad llena de agua, pero los poros individuales son usualmente tanpequeños que la roca es impermeable al flujo de fluidos.
Las Porosidades están clasificadas de acuerdo a la colocación físicadel material que rodea los poros y a la distribución y forma de los poros.En una arena limpia, la roca matriz está formada por granos de arenaindividuales, mas o menos en forma esférica, empacados juntos de lamisma forma en que los poros están entre los granos.
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Propiedades físicas de las rocas
MATERIALCEMENTANTE
GRANO DEARENA
POROSIDADEFECTIVA
25%
POROSIDADNO EFECTIVA
5%POROSIDADTOTAL 30%
Evaluación de Formaciones
POROSIDAD
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Propiedades físicas de las rocas
PERMEABILIDAD
La permeabilidad es una medida de la facilidad con la cual losfluidos pueden fluir a través de la formación. Para una muestra de rocadada y para cualquier fluido homogéneo, la permeabilidad será unaconstante con tal y los fluidos no tengan contacto con la misma roca.
La unidad de permeabilidad es el darcy, la cual es muy grande,tanto que la parte de mil es generalmente utilizada: el milidarcy (md). Elsímbolo para la permeabilidad es k.
Una roca, para ser permeable, debe tener algunos porosinterconectados, capilares o fracturas. De aquí que existe una relaciónaproximada entre la porosidad y la permeabilidad. Las permeabilidadesmás grandes, en general, corresponden a grandes porosidades, pero estoesta lejos de ser una regla absoluta.
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Propiedades físicas de las rocas
Las arcillas y algunas arenas tienen altas porosidades, pero los granosson mas pequeños que el camino disponible para el movimiento del fluido, yaque es bastante restringido y tortuoso; así que, sus permeabilidades puedenser muy bajas.
Otras formaciones, tales como calizas, pueden estar compuestas deuna roca densa partida, por un poco de fisuras pequeñas o fracturas de gran
proporción. La porosidad de cada una de las formaciones puede ser baja, perola permeabilidad de una fractura puede ser enorme. Por lo tanto, las calizasfracturadas pueden tener baja porosidad pero una permeabilidadextremadamente alta.
Evaluación de Formaciones
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Propiedades físicas de las rocas
POROSIDAD40%
PermeabilidadHorizontal 1500md
PermeabilidadVertical 1000 md
Evaluación de Formaciones
PERMEABILIDAD
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Propiedades físicas de las rocas
SATURACIÓN
La saturación de una formación es la fracción del volumen deporos ocupados por el fluido considerado. La Saturación de Agua, esentonces, la fracción (o porcentaje) del volumen de poros que contiene aguade la formación. Pero si nada mas existe agua en los poros, una formacióntiene una Saturación de Agua del 100 %. El símbolo para la Saturación esS; varios subíndices son utilizados para denotar saturación de un fluido enparticular (Sw para Saturación de Agua, So para Saturación de Petróleo,Sh para Saturación de hidrocarburos, etc.).
La saturación de petróleo, o gas es la fracción del volumen deporos que contiene petróleo o gas. Los poros deben estar saturados conalgún líquido. Así, la sumatoria de todas las saturaciones en una roca deformación dada debe ser un total del 100 %.
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Propiedades físicas de las rocas
GRANOS DEARENA
MATERIALCEMENTANTE
PETROLEO
AGUA
GAS
Evaluación de Formaciones
SATURACIÓN
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Propiedades físicas de las rocasPRESIÓN CAPILAR
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Fuente: Advanced Interpretation of Wireline Logs, Schlumberger
Propiedades físicas de las rocas
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PRESIÓN CAPILAR
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Fuente: Advanced Interpretation of Wireline Logs, Schlumberger
Propiedades físicas de las rocas
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PRESIÓN CAPILAR
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Fuente: Advanced Interpretation of Wireline Logs, Schlumberger
Propiedades físicas de las rocas
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PRESIÓN CAPILAR
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Fuente: Advanced Interpretation of Wireline Logs, Schlumberger
Propiedades físicas de las rocas
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PRESIÓN CAPILAR
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Fuente: Log Interpretation Principles / Aplications
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SERIE DE CURVAS DE PRESION CAPILAR EN FUNCION DE LA PERMEABILIDAD
PRESIÓN CAPILAR
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MODELO AMBIENTAL
INVASIÓN
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Para la perforación de pozos, el lodo es utilizado con el propósito deevitar derrumbes en las paredes del hoyo, evitar aportes de fluidos de laformación hacia el pozo durante la perforación, para controlar arremetidas,etc. Esto se logra preparando el lodo de manera tal, que la presión ejercida porla columna hidrostática del fluido, sea mayor que la presión de las formación.
Este diferencial de presión permite que el filtrado del lodo penetre
dentro de las formaciones permeables, quedando depositadas las partículassólidas del lodo en la pared del pozo, formándose de esta manera el revoque, ecual por ser de baja permeabilidad reduce considerablemente el proceso de
invasión de filtrado hacia la formación.
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INVASIÓN
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Parámetros de Formaciones
Resistividad de laZona
Resistividad del
Fluido
LODO
H
Espesor delYacimiento
Zona deTransición
Zona NoInvadida
Rs
YacimientoAdyacente
Sw
RwRt
Si
Ri Rz
Rs
YacimientoAdyacente
ZonaInvadida
Rmf Rxo
Sxo
Rm
Rmc
hmc
Revoque
dhDiámetro del Hoyo
di
dj
Zona de Saturación deAgua
Fuente: Schlumberger.
Evaluación de Formaciones
INVASIÓN
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Fuente: Introduction to Wireline log Analysis W.A.
Distancia del Hoyo
H o y o
Distancia del Hoyo
Zona de agua
Distancia del Hoyo
Zona de HidrocarburoSistema deLodoSalado
Incrementando
Sistemade LodoFresco
Incrementando
Zona dePetróleo
Zona deAguaSalada
Lodo Fresco
R e s
i s t i v
i d a
d R
Zona Invadida
Registro de Invasión
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INVASIÓN
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Los registros de pozos representan uno de los métodos másimportantes de adquisición de las medidas de las propiedades físicas dematerial de la roca matriz y los fluidos que ocupan los poros. Estos datotambién son obtenidos por análisis de núcleos y análisis de muestra de pared.
Los datos de núcleos y registros son comparados y usados en conjuntopara definir las propiedades del yacimiento.
Cuando no hay núcleo disponible, los datos de registros sonfrecuentemente usados extrapolando la información de análisis de núcleo yregistros de pozos vecinos. Las medidas de registros pueden definir o al menoinferir propiedades petrofísicas tales como porosidad, volumen de arcillalitología, saturación de agua, gas y petróleo, estimar permeabilidad, predecircortes de agua, determinar zonas de sobre presión y cálculos de petróleo
residual.
REGISTROS DE POZOS
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Pocos de los parámetros petrofísicos pueden ser medidosdirectamente. En lugar de esto, ellos pueden ser derivados o inferidos de lasmediciones de otros parámetros petrofísicos de la formación. Estos incluyen
entre otros, la Resistividad, la Densidad, el Tiempo de Tránsito, el PotencialEspontáneo, la Radioactividad Natural y el contenido de Hidrógeno de la roca.
La interpretación es el proceso por el cual estos parámetros medidos
son traducidos a parámetros petrofísicos necesarios para evaluar unyacimiento: Porosidad, Saturación de Hidrocarburo, Permeabilidad, Espesor,Litología, Arcillosidad, etc.
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Las mediciones de registros de pozos, a cualquier profundidad en elhoyo, corresponden a las propiedades de las rocas, fluidos o gas, y espacioporal. Las respuestas de los registros están también en función de lascaracterísticas de las facies de las rocas. Los parámetros petrofísicosespecíficos tienden a ocurrir en ambientes específicos y en variaciones de facieparticulares. La mayor ventaja de los registros con guaya es la caracterización
de un registro continuo en superficie de toda la unidad estratigráficapenetrada. Las mediciones de profundidad, espesor, y comparacionescualitativas de capas permeables e impermeables son rápidamenteidentificadas.
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El análisis de registro es primeramente usado para describir unsólo pozo. Sin embargo, cuando hay una serie de registros corridos envarios pozos representativos en un área geográfica específica, esto puedeser usado como una herramienta geológica para describir estructura local,
estratigráficas, facies, ambientales de depositación y geometría deyacimiento.
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PR OF
UNDIDAD
FORMACIONTOPES
LUTITA
LITOLOGIA
ARENA
LUTITA
CALIZA
FRACTURAS ?
POROSIDAD ?PERMEABILIDAD ?FLUIDOS ?
TIPO ?
POROSIDAD ?PERMEABILIDAD ?FLUIDOS ? TIPO ?CANTIDAD ?
CONTINUO AL
PROXIMOPOZO ?
INTERPRETACIÓN DE REGISTROS A HOYO ABIERTO
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PROBLEMAS
Capa de roca
Capa de Gas
Contacto Gas-Petróleo
ContactoPetróleo-Agua
Columna Litológica
Agua
Petróleo
+
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Litología Espesor
Porosidad Cantidad Tipo Distribución
SaturaciónPermeabilidadProductividad
DepositaciónTipo de Fluido
Contactos de FluidoLitología Tipo de Roca Contenido de Arcilla
Tipos de ArcillaEtc.
INFORMACIÓN OBTENIDA A PARTIR DE REGISTROS A HOYO ABIERT
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HIDROCARBUROS EN SITIOUn estimado de la cantidad total de hidrocarburos en sitio puede ser
obtenida a partir de los análisis/evaluaciones de los Registros. El producto dePorosidad y Saturación de Hidrocarburos, x (1 - Sw), es la fracción de laformación que contiene hidrocarburos. El espesor de la formaciónproductora, (h) (ft), puede ser determinado a partir de los registros.
Petróleo N = 7,758 * *(1 - Sw) * h * A
Donde:N: Volumen de Barriles de Petróleo en Sitio
: Porosidad EfectivaSw: Saturación de Aguah: Espesor de la formación con hidrocarburoA: Area en Acres
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HIDROCARBUROS EN SITIO
Gas G = 43,560 * *(1 - Sw) * h * A
Donde:G: Volumen de pies cúbicos de Gas en Sitio
: Porosidad EfectivaSw: Saturación de Aguah: Espesor de las formación con hidrocarburoA: Area en Acres
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MEDICIONES DE REGISTROS
Mediciones de Litologia Gamma Ray SP
Mediciones de Resistividad Profunda Media Somera
Mediciones de Porosidad Densidad Neutrón Sónico Resonancia Magnética
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MEDICIONES DE LITOLOGÍA
H,Vsh
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MEDICIONES DE LITOLOGÍA
El valor de un registro con el cual se pudiera determinar directamentela litología, seria incalculable.
Desafortunadamente no existe. Sin embargo, uno de los primerosregistros que se utilizó, el del potencial espontáneo o curva SP, suministrainformación de la cual se puede deducir la litología, además de proveer una
indicación de la permeabilidad.La curva de rayos gamma también puede usarse para determinar la
litología. Normalmente, cuando las condiciones en el pozo no son laapropiadas para un registro SP, se corre uno con rayos gamma.
Registro de Potencial Espontáneo SP
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MEDICIONES DE LITOLOGÍA
El SP es una medida de las corrientes eléctricas que se producendentro del pozo, debido al contacto entre diversos fluidos con salinidaddiferentes; Este registro se usa normalmente en pozos perforados con lodoscuya base es agua dulce.
El filtrado del lodo de perforación invade aquellas zonas que exhibenalguna permeabilidad y, en consecuencia, se generan corrientes. Si la zona es
impermeable, como es el caso de lutitas, no habrá invasión por los filtrados yno se generaran “corrientes SP” ; por lo tanto, el trazo de la curva serárelativamente recto sin caracteres distintivos.
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MEDICIONES DE LITOLOGÍA
La curva SP generalmente se registra en la columna 1 (la de laizquierda) del registro. La magnitud de la deflexión se determina mediante larelación entre la resistividad del filtrado de lodo y la resistividad del agua
presente en la formación, lo que constituye una curva litológica.Debido a que la SP no es una curva que empieza con un valor de cero, l
deflexión se mide a partir de una“línea base para lutita” cuya posición ladetermina el ingeniero que corre el registro y no afecta la interpretación de lacurva SP. La polaridad de la deflexión es negativa a la izquierda de la líneabase y positiva a la derecha de la misma. Ello significa que cuando el lodo dperforación es mas dulce que el agua de la formación, la curva SP se desplaz
hacia la izquierda en las zonas permeables.
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Espesor (h) y Resistividad (Rt) de la capa permeable Resistividad (Ri) y diámetro (dj) de la zona invadida Resistividad (Rs) de las formaciones vecinas
Resistividad (Rm) del lodo y diámetro (dh) del pozo
MEDICIONES DE LITOLOGÍA
Factores que influyen en la curva SP
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MEDICIONES DE LITOLOGÍA
L I N E A B A S E D E
L U T I T A
R MF = R W
R MF > R W
R MF >> R W
R MF < R W
INTERPRETACIÓN DE LA CURVA SP
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MEDICIONES DE LITOLOGÍA
Fuente: Introduction to Wireline log Analysis W.A.
EJEMPLO DE REGISTRO SP
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l ó d
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MEDICIONES DE LITOLOGÍA
El registro de Rayos Gamma es una medida de la radioactividadnatural de la formación. La medición se realiza con un detector de rayosgamma y normalmente se registra simultáneamente con otro registro. Losmateriales radioactivos están asociados normalmente con las rocas de granomuy fino. Estas rocas generalmente son arcillas y, de menor nivel deradiación, limos. La radioactividad se origina en los elementos radioactivosnaturales: potasio, torio y uranio contenido en las rocas.
El registro de rayos gamma naturales se puede interpretar como unregistro de arcillosidad. Los niveles altos de radiación ocurren frente a lasarcillas mientras que en las formaciones limpias tales como arenas, calizas,dolomitas, anhidritas, etc, la radioactividad es normalmente baja.
REGISTRO DE RAYOS GAMMA
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MEDICIONES DE LITOLOGÍA
El registro de Rayos Gamma sufre muy pocos efectos provenientes defactores externos (tal como diámetro de pozo, densidad de lodo, etc.). El perfise registra en unidades API. Unidad arbitraria standard utilizada por lamayoría de las compañías de servicios. La referencia patrón son los pozos deAPI en Houston, Texas.
Las lecturas de registro de Rayos Gamma naturales deben serpromediadas dado de que se trata de una medición estadística Los límites decapa se ubican en la mitad entre los extremos de la deflexión. La resoluciónvertical del registro de rayo gamma naturales es de 1.96 pies. Es decir que sepueden obtener buenos valores de radiación natural en capas de hasta eseespesor. En este caso particular no es la configuración de la herramienta laque fija esta limitación sino el hecho de que los rayos gamma son muypenetrantes y no se confían solo a la capa donde se han originado.
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MEDICIONES DE LITOLOGÍA
La velocidad de perfilaje debe ser baja, en caso contrario, lasamplitudes y los límites de capa se ven distorsionados. Se debe tener unconocimiento previo de la zona para una buena interpretación, dado que enalgunas áreas las calizas y dolomitas son radioactivas y pueden serconfundidas con tramos arcillosos.
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MEDICIONES DE LITOLOGÍA
Fuente: Essentials of Modern open-hole log interpretation Johnt Dewan
RESPUESTA DEL GR EN FORMACIONES TÍPICAS
Arenisca Arcillosa
Lutitas
Arenisca muy Arcillosa
Caliza Limpia
Dolomita
Arcilla
Arenisca Limpia
CarbónArena Arcillosa
Anhydrita
Ceniza VolcánicasYeso
Sal
0 50 100
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MEDICIONES DE LITOLOGÍADETERMINACIÓN DEL INDICE DE ARCILLOSIDAD ISH DE LA CURVA DE GR
Fuente: Essentials of Modern open-hole log interpretation John Dewan
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MEDICIONES DE RESISTIVIDAD
Rt, Rxo
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La resistividad se define como la capacidad que una sustanciatiene de impedir el flujo de una corriente eléctrica. Es una propiedadfísica de la sustancia, independiente de su tamaño o forma.
En el registro de pozo frecuentemente se utilizan los términosresistividad y conductividad, siendo uno inverso del otro; por lo tanto, auna resistividad alta corresponde una conductividad baja y viceversa.
La unidad de resistividad que se usa en los registros es el ohmio-metro2/metro, que puede abreviarse a ohmio-metro.
La conductividad eléctrica se expresa en mhos por metro, con elobjeto de evitar fracciones decimales.
MEDICIONES DE RESISTIVIDAD
RESISTIVIDAD
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En los registros eléctricos la conductividad se expresa enmilimhos por metro, o simplemente en milimhos. Por consiguiente, la
relación entre resistividad y conductividad es :
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Resistividad (ohmios) =1000
Conductividad (milimhos)
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Los minerales que conforman la matriz de una roca en yacimientos nconducen corrientes eléctricas y se llaman“no conductores” ; por consiguiente, elflujo de corriente en las rocas sedimentarias esta asociado con el agua contenid
dentro de los poros.Casi todas las aguas en los poros contienen cloruro de sodio (NaCI) e
solución; por lo tanto, la corriente la transportan los iones (cada uno tiene una
carga eléctrica) de sal disuelta en el agua. Es decir, la conductividad eproporcional a la concentración de la sal en el agua. Aunque cada uno de loiones solo puede transportar una cantidad definida de electricidad, un aumentoen la temperatura de la formación produce una mayor velocidad de su
movimiento, lo cual origina un incremento en la conductividad.
MEDICIONES DE RESISTIVIDAD
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El cálculo de saturación en agua (y en consecuencia, lasaturación de hidrocarburos) se basa en los valores de la resistividad dela formación (o su reciproca, la conductividad) que se miden en losregistros de pozos.
La mayor parte de los registros de resistividad presentan mas deuna clase de medición de la misma. Por lo general, estas diferentesmediciones se combinan con la información de otros instrumentos deregistro, a fin de obtener una visión total de las formaciones y de losfluidos en cuestión.
MEDICIONES DE RESISTIVIDAD
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MEDICIONES DE RESISTIVIDAD
La resistividad se mide fundamentalmente con dos tipos de registros.Los instrumentos de inducción consisten en una o mas bobinas transmisoras
que inducen corrientes en la formación las cuales son luego detectadas por lasbobinas receptoras. Se usan varias bobinas para lograr un enfoque de lamedición de tal forma que el material que se encuentra en el pozo, en la zonainvadida y en las formaciones adyacentes no afecte significativamente la
medida. El otro sistema de medición de resistividad utiliza electrodos. Estoselectrodos están conectados a fuentes de potencial y la corriente fluye desde lamismas a través del fluido del pozo y de la formación hacia un electrodo
remoto en referencia.
REGISTROS DE RESISTIVIDAD
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Ejemplos de este sistema de métodos son la Normal Corta (Short
Normal), Normal Larga (Long Normal) lateral y Laterolog (o Enfocado).Los dos sistemas que utilizan el principio de inducción son los registros deInducción Electroperfilaje y Doble Inducción Enfocado. Este último seemplea cuando la invasión es tan profunda que la curva de ResistividadProfunda (Inducción) se ve afectada y necesita ser corregida por la influencia,
precisamente, de esta zona invadida. Cuando hablamos de medición profundanos referimos hacia la formación (en una dirección perpendicular a la delpozo) mientras que una medición superficial es una medición cercana a lapared del pozo.
MEDICIONES DE RESISTIVIDAD
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MEDICIONES DE RESISTIVIDAD
El registro eléctrico consiste en una curva del potencial espontáneo (SPy una combinación de curvas de resistividad que reciben el nombre de normal o
lateral, según la configuración de los electrodos.
REGISTRO ELÉCTRICO
LA CURVA NORMAL CORTALa curva normal se obtiene utilizando dos electrodos pozo abajo, uno
de corriente y otro receptor. Los valores de la resistividad se obtienenmediante la caída de voltaje entre los dos electrodos. Se utiliza una normalcorta (con 16 pulgadas de espaciamiento entre los electrodos) para correlación,definición de los bordes de los estratos y para medir la resistividad cerca del
pozo.
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La curva lateral se obtiene utilizando tres electrodos pozo abajo,uno de corriente y dos receptores. El radio de investigación esaproximadamente igual al espaciamiento entre los electrodos, el cual semide entre el electrodo de corriente y el punto medio entre los doselectrodos receptores; este espaciamiento varía por lo regular entre 16 y
19 pies. Las curvas laterales no son simétricas y presentan distorsionescomo resultado en estratos adyacentes delgados, pero son muy efectivas enla medición de la resistividad real en formaciones gruesas y homogéneas.
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LA CURVA LATERAL
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E l ió d F i
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El Registro de Lateroperfil se obtiene mediante un instrumento queenfoca una corriente; su utilidad principal es en lodos conductivos, estratos
delgados y formaciones con alta resistividad.
Los electrodos de enfoque se colocan arriba y debajo del electrodo dcorriente y se mantienen con el mismo potencial, a fin de enfocar la corriente d
la formación en un disco delgado, la cual fluye perpendicularmente al pozo. Eradio de investigación es aproximadamente igual a tres veces la longitud deelectrodo de enfoque. El registro enfocado define muy bien los bordes de loestratos y se afecta poco con las resistividades de los estratos adyacentes.
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LATEROPERFIL ENFOCADO
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REGISTRO RESISTIVO EN ESCALA LINEAL
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REGISTRO RESISTIVO EN ESCALA LINEAL
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REGISTRO RESISTIVO EN ESCALA LOGARÍTMICA
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REGISTRO RESISTIVO EN ESCALA LOGARÍTMICA
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REGISTRO RESISTIVO EN ESCALA LOGARÍTMICA
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MEDICIONES DE RESISTIVIDAD
LATEROLOG INDUCCION
NO
SI
POSIBLE
SI
NO
POSIBLE
SI
CON SALINIDADES
NO MUY ALTAS
SI
NO
SI
SIBAJA
RESISTIVIDAD
HOYO LLENO DEAIRE
ALTARESISTIVIDAD
LODO FRESCO
LODO SALADO
LODO EN BASEA PETROLEO
Si Rt < RxoINDUCCION (NO
CONDUCTIVO)
Si Rt > RxoLATEROLOG (CONDUCTIVO)
Fuente: Avanced Formation Evaluation. Schlumberger.
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MEDICIONES DE RESISTIVIDAD
Los Registros de Resistividad de pared se utilizan para
determinar la resistividad de la zona lavada adyacente a la pared delpozo y/o para detectar revoque y así ayudar a ubicar las zonaspermeables. Todos estos sistemas tienen poca profundidad deinvestigación. Se los considera generalmente registros auxiliares y sumandatos para la interpretación de los registros de Rt y porosidad.
MICRORESISTIVOS
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MICROPERFIL
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MEDICIONES DE RESISTIVIDAD
El registro Proximity es el equivalente del Micro-Laterolog para lodosdulces. Tiene un mayor enfoque y mayor profundidad de investigación dentrode la formación. Se mide la resistividad de la zona invadida y/o lavada. La
resolución vertical no es tan fina como la del Microperfil pero anda en el ordende algunas pulgadas.
El registro Proximity se utiliza junto con el Doble Inducción enfocadopara completar el análisis de registro, de resistividades y lograr así una buenacorrección por invasión. Se utiliza también para determinar la resistividad dela zona lavada y ayudar en la ubicación de zonas invadidas y/o permeables. Lapresentación del registro Proximity es la misma que la del Micro-Laterolog aexcepción que normalmente se registra en forma simultánea un Registro deMicroperfil.
REGISTRO PROXIMITY
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MEDICIONES DE RESISTIVIDAD
Registro Proximity
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MEDICIONES DE POROSIDAD
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El Registro de Densidad es un Registro continuo de las variacionesen la densidad de la columna litológica atravesada por el pozo. El término
“densidad total” se aplica al peso total de una unidad de volumen de laroca. En caso de rocas porosas, dicho término incluye la densidad delfluido en el espacio poroso como así mismo la densidad del grano de laroca.
Debe existir una relación entre el fluido alojado en los poros de laroca, que contribuye a la densidad total, y la porosidad de la roca. Estarelación constituye la base para el cálculo de la porosidad mediante elregistro de Densidad.
MEDICIONES DE POROSIDAD
REGISTRO DE DENSIDAD
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MEDICIONES DE POROSIDAD
DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD DE REGISTROS DE DENSIDAD
ma - b T = ma - f
ma- b ( ma- sh)E = -Vsh
ma- f ( ma- f)Donde:
T: Porosidad TotalE: Porosidad Efectivama: densidad de matrizf: densidad del fluidosh: densidad frente a la arcilla
Vsh: Volumen de Arcilla
2.87 Dolomita2.71 Caliza2.65 Areniscas
1.0 Lodo Fresco1.1 Lodo Salado
Lectura de Registrofrente a la Arcilla
Arenas Limpias Arenas Arcillosas
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MEDICIONES DE POROSIDAD
REGISTRO TIPO DENSIDAD
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MEDICIONES DE POROSIDAD
REGISTRO TIPO DENSIDAD
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MEDICIONES DE POROSIDAD
Los Registros Neutrónicos son usados principalmente para ubicarformaciones porosas y determinar su porosidad. Ellos responden, enprimer lugar, a la cantidad de hidrógeno presente en la formación. Así, enformaciones limpias cuyos poros está llenos de agua o petróleo, el RegistroNeutrónico nos da el valor real del espacio poral lleno de fluidos.
Las zonas gasíferas pueden frecuentemente identificarsecomparando el registro neutrónico con otro de porosidad o con los valoresde porosidad obtenidos de testigos o núcleos. Una combinación delRegistro Neutrónico con uno o dos registros de porosidad, da valores aunmás exactos de porosidad y la identificación litológica, incluyendo laevaluación del contenido de lutita.
REGISTRO NEUTRÓNICO
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REGISTRO TIPO DE POROSIDAD
MEDICIONES DE POROSIDAD
GR
NPHIRHOB
va uac ó de o ac o es
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Donde:NE: Porosidad Neutrón EfectivaDE: Porosidad Densidad Efectiva
NT: Porosidad Neutrón TotalDT: Porosidad Densidad TotalNSH: Porosidad Neutrón frente a la ArcillaDSH: Porosidad Densidad frente a la Arcilla
Vsh: Volumen de Arcilla
NE= NT -(Vsh * NSH)DE= DT -(Vsh * DSH)
= ( DE + NE) / 2
( DE2 + NE2)
= 2Hidrocarburo Zona de Gas
MEDICIONES DE POROSIDAD
DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD DE LA COMBINACIÓN NEUTRÓDENSIDAD
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MEDICIONES DE POROSIDAD
RELACIÓN DENSIDAD NEUTRÓN
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MEDICIONES DE POROSIDAD
GRÁFICO DE DENSIDAD-NEUTRON
GRÁFICO DE DENSIDAD
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MEDICIONES DE POROSIDAD
El registro Acústico mide el tiempo más corto requerido por la ondadel sonido para viajar a través de un pie vertical de la formación adyacente ala pared del pozo. Este tiempo de tránsito (la inversa de la velocidad) puede
ser relacionada a la porosidad de la formación. El tiempo total que una ondaacústica emplea para recorrer un pie de la roca, se le adicionan los tiemposproporcionales representados a través de los poros llenos con fluido y de lamatriz, la cual representa la parte sólida de la roca. De ello resulta que parala porosidad la relación es:
tlog - tma =
tf - tma
REGISTRO ACÚSTICO
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MEDICIONES DE POROSIDAD
REGISTRO ACÚSTICO
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MEDICIONES DE POROSIDAD
REGISTRO ACÚSTICO
AP I
U NI T
S
95009600
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MEDICIONES DE POROSIDAD
Donde:t: tiempo de transito ( seg./pie)tma: tiempo de transito de la matriztf: tiempo de transito del fluido
Cp: corrección de compactación enarenas no consolidadas
Vsh: Volumen de Arcilla
51.3 - 55.5 Areniscas47.6 Caliza43.5 Dolomita
189 Lodo Fresco185 Lodo Salado
Fórmula de Wyllie corregida por Arcillosidad y por Compactación:
( tlog- tma) 1 ( tsh- tma) E = * - Vsh
( tf - tma) Cp ( tf - tma)
Arenas Laminares ( tlog- tma) 1
E = * -Vsh( tf - tma) Cp
Arenas Dispersas
DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD DE REGISTROS ACÚSTICOS
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MEDICIONES DE POROSIDAD
Corrección por Porosidades Altas en zona de Hidrocarburos
Donde:tma: tiempo de transito de la matriz
E = 0.625 (1 - tma / tlog)
= s *0.7 en Gas = s *0.9 en Petróleo
POROSIDAD ACÚSTICA: RAYMES, HUNT, GADNER
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HERRAMIENTAS
Capas Permeables vs.Capas Arcillosas
Hoyo Abierto.Lodo Fresco
Buen contraste entre R mf yRw. .
Resistividad de formaciónde Baja a Moderada.
Puede ser usado también enlodos salinos.
Facilita la lectura deArenas-Arcillas en elRegistro. Muy utilizadopara correlacionar juntocon el de Resistividad.
No está afectado por hoyosderrumbados ni deinvasión variable oprofunda.
Radiactividad asociadacon Arcillosidad.
Capas Radioactivas.
Tamaño del hoyo moderadoy poco derrumbe
No afectado por el fluido deperforación; este puede serusado en petróleo -o lodossalinos-o llenos de gas.
Puede también ser usado enhoyos entubados.
Variaciones en el tamañodel hoyo (derrumbe,hoyos no circulares).
Fracturamiento
Hoyo Abierto.
Raras veces correlacionablepor si mismo, perofrecuentemente ayuda aresolver ambigüedad enotros registros.
Define calidad del hoyo.
REGISTRO CORRELACION USOS O BENEFICIOSCONDICIONES PARA UN
MEJOR USO
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HERRAMIENTAS
Variaciones del contenidode Agua (y salinidad) en
capas con matriz noconductivas.
Las Respuestas en zonasPorosas varían con
porosidad de Formación yConductividad en el fluidode los poros.
Hoyo Abierto.
Lodo Fresco.
Resistividad de la Formación
por debajo de 100 ohm-m.
La curva de conductividadde la Inducción es útil paracorrelación en Arcillas yotras secciones de bajasresistividades.
Capas porosas Invadidas.La deflexión depende del
factor de formación,resistividad del agua, yarcillosidad.
Estratos densos (bajocontenido de agua ymatriz no conductiva)
Hoyo Abierto.Lodo Fresco.
Formaciones invadidas, notan resistivas.
Muy utilizado (usualmentecon SP o GR ) paracorrelaciones.
REGISTRO CORRELACION SOBRE USOS O BENEFICIOSCONDICIONES PARA UN
MEJOR USO
Fuente: Schlumberger.
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HERRAMIENTAS
Capas porosas Invadidas.La deflexión depende del
factor de formación,resistividad del agua, y
arcillosidad.Estratos densos (bajocontenido de agua y
matriz no conductiva)
Hoyo Abierto.
Lodo Fresco.
Formaciones invadidas, no
tan resistivas.
Util para correlaciones enArcillas u otras seccionesde Resistividades bajas.
Capas porosas Invadidas.La deflexión depende del
factor de formación,resistividad del agua, y
arcillosidad.Estratos densos (bajocontenido de agua y
matriz no conductiva)
Hoyo Abierto.
Lodo Fresco a Salado.Alta Relación R t /R w.
Amplificado
Util para Lodos Salados y
Formaciones Resistivas.
REGISTRO CORRELACION SOBRE USOS O BENEFICIOSCONDICIONES PARA UN
MEJOR USO
Fuente: Schlumberger
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MODELO MATEMÁTICO
ARCILLOSIDAD, POROSIDAD Y SATURACIÓN DE AGUA
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OTROSMINERALES
CARBONATOS
TIPOS
TIPO DEPOROSIDAD
SATURACION
ARENAS
ARCILLAS
TIPO DEARCILLA
VOLUMEN DEARCILLA
SATURACION
POROSIDAD
FLUJOGRAMA DE INTERPRETACIÓN
MODELOS MATEMÁTICOS
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MODELOS MATEMÁTICOS
La Ecuación de Archie, es la base bajo la cual los análisis deregistros modernos han sido desarrollados y se expresa acontinuación:
R o = F * R w
Donde:
F: Factor de FormaciónR W: Resistividad del AguaR O: Resistividad de una formación Limpia
ECUACIÓN DE ARCHIE
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MODELOS MATEMÁTICOS
Archie también propuso que F pueda ser relacionado alvolumen de Porosidad por la siguiente ecuación:
Donde:
a: Constante tortuosidad (normalmente tomada como unaunidad de volumen de roca del yacimiento).
: Volumen de Porosidad, %m: Exponente de Cementación
aF =
m
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MODELOS MATEMÁTICOS
El resultado de la propuesta de Archie es la conocidaecuación de Saturación:
Donde:
a: Constante tortuosidad: Volumen de Porosidad, %
m: Exponente de CementaciónF: Factor de FormaciónR W: Resistividad del AguaRt: Resistividad Total de la Formación
F * Rw a* Rw
S wRt m * Rt
= = n n
ECUACIÓN DE SATURACIÓN
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MODELOS MATEMÁTICOS
Si Sw = 100% , esto se reduce a:
log Rt = -mlog +log (a Rw)
Esto es una línea recta en la gráfica sobre un grid del papel logarítmicopara Rt vs. , donde:
y = m x + b
es la ecuación de una línea.
MÉTODO DE PICKETT
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MODELOS MATEMÁTICOS
El gráfico Pickett, al igual que el gráfico de Hingle, puedeproveer alguna información útil sobre las características de laformación. Este gráfico utiliza una variación básica de la ecuación deArchie:
Donde
log Rt = -mlog +log (a Rw) - n log Sw
F * Rw a* Rw
S wRt m * Rt
= = n n
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Modelos Matemáticos
Rt puede ser graficada contra la sobre papel logarítmico como sigue:
m
CADA “X” REPRESENTA UN PUNTO DE ANALISIS HECHO EN EL POZO
a
* R w
Método de Pickett
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Modelos Matemáticos
Rt puede ser graficada contra la sobre papel logarítmico como sigue:Método de Pickett
Zona del acuífero
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Modelos Matemáticos
Saturación de Zona InvadidaEl filtrado de lodo origina un radio de invasión donde
los fluidos originales de formación son desplazados por elfiltrado. La saturación de la zona lavada (Sxo) viene dada por larelación de Archie:
F * RmfSxo = Rxo
donde:Rmf: Resistividad del filtrado.Rxo: Resistividad de la zona lavada.F: Factor de formación.
n
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Propiedades Eléctricas de las Rocas
aa, es una constante que es determinada empíricamente; este
valor permite compensar las variaciones en compactación,estructura de poros, tamaño y distribución en la relación entreF y (Intercepto cuando la = 1) . El valor numérico para laconstante a está generalmente entre0,6 y 1,0.
El término n representa el exponente de saturación quegeneralmente es2. En la relación índice de resistividad y Sw esla pendiente.
m
n
El término m representa el exponente de cementación. Estádeterminado por el tipo y grado de cementación que mantienelos granos de roca juntos y puede variar numéricamente entre1,3 y 3. Los valores frecuentemente utilizados están en el rangode 1,8 y 2.
Valores < 1,4 no cementados1,4 a 1,6 Muy ligeramente cementados1,6 a 1,8 Ligeramente cementados1,8 a 2 Moderadamente cementados Valores > 2 Altamente cementados
En la relación factor de formación y porosidad es lapendiente.
Parámetros Petrofísicos a, m, y n
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Factor de Formación
Fuente: Special Core Analysis. Core Lab.
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Fuente: Special Core Analysis. Core Lab.
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Factor de Formación con/sin Presión de Sobrecarga
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Factor de Formación vs. Porosidad
Fuente: Formation Evaluation Data Handbook.
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I( Rt /Ro) vs Sw I( Rt /Ro) vs So
N
Fuente: Formation Evaluation Data Handbook.
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La temperatura de formación normalmente se incrementa con laprofundidad. La tasa de incremento con la profundidad esllamada Gradiente Geotérmico:
GG = 100 * (Tf - TS) / D
Donde:
GG = Gradiente geotérmico, ° F/100 ftTf = Temperatura de formación, °FTs = Temperatura de superficie media para un área dada, ºFD = Profundidad de la formación de interés, ft
Gradiente Geotérmico
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Cabezal de Registro
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Otra forma de escribir la ecuación del Gradiente Geotérmico es:
Tf = TS + GG *( D/100)
Lo cual permite un estimado de la temperatura de formación proveniente del
gradiente geotérmico y de la temperatura media para un área dada conocida.
Temperatura de Formación
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Determinación de Rw
El agua de formación, algunas veces llamada agua connata o aguaintersticial, es el agua, no contaminada por el lodo de perforación, quesatura los poros de la roca de formación. La resistividad de esta agua deformación, Rw, es un parámetro importante que es requerido para elcálculo de saturaciones (agua y/o hidrocarburos) de registros básicos deresistividad. Hay diferentes fuentes de información para la resistividad delagua de formación:
• Catálogos con información de resistividad de agua.• A partir de una muestra de agua producida de un horizonte delyacimiento.• Cálculo de Rw a partir del SP.•
Cálculo de Rw en un horizonte acuífero conocido.
Determinación de Rw
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Determinación de Rw
En muchas regiones productoras de petróleo, catálogos de agua hansido publicados que listan datos de resistividad de diferentes aguas deformaciones, recolectados de diferentes campos y diferentes horizonteproductores de la región. La fuente de valores de Rw pueden ser medidos demuestras de agua obtenidas de una prueba de producción. En algunos casos, lafuente pudiera ser de registros de pozos.
Estos catálogos son compilados y publicados por sociedades geológicalocales o profesionales, por compañías de petróleo o productoras, por entidadegubernamentales, y por grupos educacionales. Ellos pueden verificar valores dRw obtenidos de la curva del SP o de comparaciones de resistividades
porosidades.
CALCULO DEL Rw DESDE CATÁLOGOS DE AGUA
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Determinación de Rw
Aunque las mediciones directas de la resistividad del agua deformación sobre una muestra de agua producida es siempre deseada,
algunas veces solo un análisis químico de la muestra de agua estádisponible, aún en las listas de los catálogos.
Existen métodos para derivar la resistividad de una solución desde
su análisis químico.
CALCULO DEL Rw DESDE ANÁLISIS QUÍMICOS
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Resistividad del Agua de Formación
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ANÁLISIS QUÍMICO DE AGUA DE FORMACIÓN
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ANÁLISIS QUÍMICO
Fuente: Log Interpretation Charts.
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RESISTIVIDAD DE SOLUCIONES NACI
Fuente: Log Interpretation Charts.
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Tf = Ts + GG * (Df)
Señalar lo límites de capa con los puntos de inflexión de laSP y calcular el espesor de la capa.
Ubicar la línea base de Arcilla
Leer Rm, Rmf del encabezamiento y corregirlo para el valorTf
Calcular la Temperatura de formación Tf para esta profundidad.(Temperatura de fondo de pozo, Profundidad Total, Profundidad
Temperatura de superficie)
Continúa.
Señalar la capa permeable a ser analizada.
Co m en zar Aq u í
GG = Tf - TsDt
Rmf @ Tf = Ts + 6.77
Tf + 6.77Rmf@Ts *
Rm @ Tf = Ts + 6.77Tf + 6.77
Rm@Ts *
Datos Requeridos:• SP• Resistividad superficial (normal orta oregistro enfocado)• Tf o temperatura de fondo de pozo,profundidad total, profundidad deformación, temperatura de superficie.
GG = Tf - TsDt(Gráfico 1)
(Gráfico 2)
RW DESDE SP
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Fín
Rwe = Rmfe / (Rmfe/Rwe) del paso anterior
Hallar Rmfe/Rwe de la SP corregida, Tf y Gráfico 5
Hallar el factor de corrección para la SP y corregirla(Gráfico: 3-4)
Leer el valor máximo de la deflexión de SP para la capapermeable (en milivolts)
Hallar Rw de Rwe, Tf y Gráfico 6
Rsn
Rm
Ri
Rm =
Continuación.
RW DESDE SP
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GRAFICO 1
Fuente: Log Interpretation Charts.
TEMPERATURA DE FORMACIÓN VS. PROFUNDIDAD
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GRAFICO 2
Fuente: Log Interpretation Charts.
RESISTIVIDAD NOMOGRÁFICA PARA SOLUCIONES NACL
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GRAFICO 3
Fuente: Log Interpretation Charts.
CORRECCIONES DEL SP
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GRAFICO 4
Fuente: Log Interpretation Charts.
CORRECCIONES DEL SP
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GRAFICO 5
Fuente: Log Interpretation Charts.
DETERMINACIÓN DE Rweq DESDE EL SP
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GRAFICO 6
Fuente: Log Interpretation Charts.
Rw vs. Rweq y Temperatura de Formación
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1. Para lodos predominantemente NaCIa. Si R mf a 75 @ F es mayor que 0.1 ohm-m, utiliza R mfe = 0.85
R mf
a temperatura de formación. Esta relación está basada enmediciones hechas sobre muchos lodos típicos.
b. Si R mf a 75 @ F es menor que 0.1 ohm-m, utiliza las curvasNaCI (solida) del gráfico 6 para derivar un valor de R mfe de el valorcorregido de R mfmedido a TF.2. Para lodos gypsum de agua fresca, la curva punteada del gráfico 6 esusada para convertir R mf a R mfe .3. Para lodos basados en cal, a pesar de su nombre, usualmente tienenuna cantidad negligible de calcio en solución y es tratado como un lodoregular (ver regla 1).
Determinación de R mfe
Rw DESDE SP
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La Arcillosidad afecta los Registros según la proporción de arcilla ysus propiedades físicas. En el caso de diferentes herramientas de perfilaje
(Resistividad, Sónico, SP y Resonancia Magnética Nuclear) dependetambién de la forma en que la arcilla está distribuida en la formación. Laslecturas de las herramientas Radioactivas (Gamma Ray, Neutrón,Densidad) no son afectadas por la forma de distribución.
El estudio de núcleos revela que el material arcilloso se encuentradistribuido en la formación de tres maneras posibles.
Arcillosidad
Arenas Arcillosas
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La Arcilla puede existir en forma de Láminas, entre las cuales estándepositadas las capas de arena. La Arcilla en forma Laminar no afecta laporosidad o permeabilidad de las propias capas de arena. Sin embargo, alexistir una mayor cantidad de Arcilla laminar, la porosidad total quedareducida en la misma proporción.
La Arcilla está en forma de granos o nódulos en la matriz de la formación.A esta Arcilla Estructural se le atribuyen propiedades parecidas a la ArcillaLaminar.
El material arcilloso puede estar disperso a través de la arena, llenandoparcialmente los intersticios intergranulares. La Arcilla Dispersa puedeencontrarse en forma de acumulaciones adheridas a los granos de arena, orevistiendo los mismos, o puede llenar parcialmente los canales porales máspequeños. La Arcilla dispersa en los poros de la formación reducemarcadamente la porosidad/ permeabilidad.
Arcillosidad
Tipos de Arcillas
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Arenisca Limpia Lutita Estructural
Lutita Laminar Lutita Dispersa
Arcillosidad
Arenas Arcillosas
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Arcillosidad
GR - GR limpio Ish = Gr arcilloso - GR limpio
Indice de Arcillosidad para Registros GR
Donde:Ish: Indice de Arcillosidad
SP - SPlimpio Ish = SParcilloso - SP limpio
Indice de Arcillosidad para Registros SP
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Arcillosidad
DT - DTlimpio Ish = DT arcilloso - DTlimpio
Indice de Arcillosidad para Registros Sónico
Neutrón - Neutrónlimpio Ish = Neutrón arcilloso - Neutrónlimpio
Donde:Ish: Indice de Arcillosidad
Indice de Arcillosidad para Registros Sónico
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Arcillosidad
Lineal
Vsh = Ish
Clavier
Vsh = 1.7 - [ 3.38 - (Ish + 0.7)2 ] 1/2
Volumen de Arcillosidad
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Arcillosidad
Larionov (Rocas mas Viejas)
2 2 * Ish - 1Vsh =
3
Larionov (Rocas Terciarias)
23.7 * Ish
- 1Vsh = 2 3.7 - 1
Volumen de Arcillosidad
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Arcillosidad
Stieber 1
IshVsh =
2 - Ish
Stieber 1
IshVsh =
3 - 2 * Ish
Volumen de Arcillosidad
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Vsh vs. Ish
Fuente: Log Interpretation Charts.
ó
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Saturación
Poupon
Swn = (a * -m * Rw [( 1 - Vsh ) / (1-Vsh)]Rt Rsh
Donde:Sw: Saturación de AguaRw: Resistividad del Agua de FormaciónRt: Resistividad real de la Formación: Porosidad EfectivaRsh: Resistividad frente a la ArcillaVsh: Volumen de Arcillaa: Constante de tortuosidadm: Factor de Cementaciónn: Exponente de Saturación
S ió
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Saturación
DeWitte
y = Vsh * ( 1 + 1 )Rt Rsh
Sw = 0.5 * Rw [-y2 + y2 +4 * ( Vsh - 1 ) ]Rw Rsh Rt
S ió
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Saturación
Hossin
Sw = [ a * Rw * ( 1 - Vsh ) ]1/n m Rt Rsh
Simandoux
[ ( Rw * F * Vsh )2 + Rw * F ]1/n - Rw * F * Vsh2 * Rsh Rt 2 * RshSw =
S ió
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Saturación
Fert
Sw = 1 * Rw + ( a *Vsh )2
- a * VshRt 2 2
Sw = 1 * [ ( 0.8 * Rw )1/n
- ( Rw * Vsh )1/n
]Rt Rsh
S ió
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Saturación
Waxman-Smits
Sw =Rwe
m Rt
n
Donde:
Rwe = Rmf * Rw * SwtRwb ( Swt - Qvn ) + Rwf * Qvn
P bilid d
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Permeabilidad
Coates-Dumanoir
Tixier
Timur
K = 250 * 32
Swi
K = 100 * 2.252
Swi
K = 300 * w2
w4 Swi w
P bilid d
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Permeabilidad
Coates K = 70 * e2(1-Swi)2 Swi
Gas K = 79 * 32
Swi
Modelo Lago K = 85138.0 * ( E )4.30175 ( Sw )0.496875
P bilid d
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Permeabilidad
Saturación de Agua Irreductible
K ro K rw
Sor
Sw 1
01
00
So
Swmin
1
PERMEABILIDAD RELATIVA Vs. SATURACION
P bilid d
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Permeabilidad
En muchos casos, pueden existir relaciones entre los valores deporosidad y permeabilidad, pero tales correlaciones usualmente son
empíricas derivadas para una formación dada en un área dada. Esto nomuestra una aplicación general o válida.Una relación general más empírica, propuesta por Willie y Rose,
incorpora Saturación de Agua Irreductible y tiene la forma k=C* x/(Swi)y.Las bases de la relación están claramente ilustradas en la figura anteriorpor la correlación entre la permeabilidad y la saturación de aguairreductible. Sin embargo, la dependencia de la permeabilidad sobre laporosidad no es evidente desde estos datos.
Permeabilidad desde Estimados de y Swi
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Fuente: Essentials of Modern open-hope Log Interpretation.
GRAFICO DE POROSIDAD Vs. SATURACION DE AGUA
Porosidad vs. Saturación
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Fuente: Essentials of Modern open-hole Log Interpretation John Dewan.
Registro Idealizado
Evaluación Petr of ísicaDentro de los Parámetros Básicos la Resistividad y Salinidad del Agua de
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Dentro de los Parámetros Básicos, la Resistividad y Salinidad del Agua deFormación son unos de los más importantes por tanto se usa más de un
método para determinarla y validarla (Análisis de aguas, Pickett Plot,Método del SP).
Pozo SVS-313B6/9-SLG 18Zona del acuífero
Pickett Plot