INSTITUTO UNIVERSITARIO DE TECNOLOGIacuteADE ADMINISTRACIOacuteN INDUSTRIALIUTA ndash SEDE NACIONAL ANACO

TECNOLOGIacuteA PETROLERA

Profesora Autor Magdelys Hernaacutendez Alfonzo Materan

CI V-24230456

Anaco Abril de 2015

Introduccioacuten al Perfilaje de Pozos

INDICE

Introduccioacuten

Introduccioacuten al Perfilaje de Pozos

Perfilaje de Pozos

iquestQueacute es un registro de perfilaje de pozo

Importancia de los Perfiles de Pozo

Proceso de Invasioacuten

Perfiles resistivos e Inductivos

Tipos de perfiles de Resistividad

Perfil Potencial Espontaneo

Perfiles de Porosidad

Perfiles Especiales

Conclusiones

Recomendaciones

Referencias Bibliograacuteficos

Anexos

3

5

5

5

6

8

15

15

17

18

22

30

32

33

34

2

INTRODUCCIOacuteN

Conocer las caracteriacutesticas de las formaciones atravesadas por los

pozos tanto en su naturaleza litoloacutegica como en lo relativo a su contenido de

fluidos (agua gas y petroacuteleo) es motivo de profundo intereacutes Del

conocimiento de los diferentes paraacutemetros que tal informacioacuten proporciona

dependeraacute la extraccioacuten eficiente de los hidrocarburos

Para ello se cuenta con el muestreo de los pozos es decir del registro

de lo que la tuberiacutea de perforacioacuten atraviesa Este muestreo se hace en

forma directa estudiando muestras de la formacioacuten o mediante el anaacutelisis

continuo del fluido de perforacioacuten y por la introduccioacuten mediante cables con

conductores eleacutectricos de dispositivos medidores de los distintos paraacutemetros

caracteriacutesticos de las formaciones atravesadas y de su contenido De estos

meacutetodos de muestreo el que mayor avance tecnoloacutegico ha reportado es el

originalmente conocido como registro eleacutectrico Actualmente a este se le ha

sumado una serie numerosa de registros de otros paraacutemetros y se les

denomina geneacutericamente y se denomina registros geofiacutesicos

3

Los registros de pozos son los dispositivos de perfilaje que se bajan al

pozo y son disentildeados para medir las propiedades eleacutectricas acuacutesticas y

radioactivas de la formacioacuten y presentan las respuestas en forma continua

presentando una fotografiacutea a lo largo de todo el pozo

El objetivo del registro de pozos es proveer un viacutenculo vital y

proporcionar el eslaboacuten faltante entre las interpretaciones geoloacutegicas y de

ingenieriacutea de yacimientos La evaluacioacuten de formaciones mediante perfiles

de pozo abarca una amplia variedad de mediciones y teacutecnicas analiacuteticas que

involucran varias disciplinas Sin embargo todas las mediciones estaacuten

enfocadas a precisar los liacutemites de un reservorio capacidad de almacenaje

contenido de hidrocarburos productividad y valor econoacutemico

4

INTRODUCCIOacuteN AL PERFILAJE DE POZOS

PERFILAJE DE POZOS

Teacutecnica que permite la medicioacuten a lo largo del pozo de las

caracteriacutesticas petrofiacutesicas de las formaciones geoloacutegicas y de los fluidos

contenidos en ellas logrando mediante su interpretacioacuten un pronoacutestico sobre

el potencial hidrocarburiacutefero Es controlada desde la superficie y su

informacioacuten ayuda en la toma de decisiones en las operaciones de

completacioacuten y reacondicionamiento El producto a obtenerse es un perfil o

registro del pozo

iquestQUEacute ES UN REGISTRO O PERFIL DE UN POZO

Un registro o perfil de pozo quiere decir ldquouna grabacioacuten contra

profundidad de alguna de las caracteriacutesticas de las formaciones rocosas

atravesadas hechas por aparatos de medicioacuten (herramientas) en el hoyo del

pozordquo

5

IMPORTANCIA DE LOS PERFILES DE POZO

A traveacutes de los perfiles de pozos medimos un nuacutemero de paraacutemetros

fiacutesicos relacionados a las propiedades geoloacutegicas y petrofiacutesicas de los

estratos que han penetrado Ademaacutes los registros nos dan informacioacuten

acerca de los fluidos presentes en los poros de las rocas (agua petroacuteleo o

gas) Por lo tanto los datos de los perfiles constituyen una descripcioacuten de la

roca

6

La interpretacioacuten de los perfiles puede ser dirigida a los mismos

objetivos que llevan los anaacutelisis de nuacutecleos convencionales Obviamente

esto solo es posible si existe una relacioacuten definida entre lo que se mide en

los registros y los paraacutemetros de roca de intereacutes para el Ingeniero Geoacutelogo

el Petrofiacutesico o el Ingeniero de Yacimientos

La principal funcioacuten del perfilaje de pozos es la localizacioacuten y

evaluacioacuten de los yacimientos de hidrocarburos

Validacioacuten de los Perfiles

Se realiza para verificar la calidad de los datos y la velocidad de perfilaje

Cada herramienta posee una velocidad de perfilaje oacuteptima a la cual la

calidad de los datos obtenidos es la mejor

Normalizacioacuten de las Curvas

La normalizacioacuten de los perfiles es realizada por un petrofiacutesico El perfil

que necesita ser normalizado con mayor frecuencia es la curva SP

Digitaslizacioacuten de los Perfiles

Existen perfiles de pozos antiguos que no se encuentran en formato

digital Estos pueden vectorizarse mediante el programa LogDB

7

- PROCESO DE INVASIOacuteN

Es la que se genera cuando la columna de lodo de perforacioacuten forza el

filtrado a penetrar en la formacioacuten permeable debido a la diferencia de

presioacuten entre esta y la formacioacuten

Efecto de la Invasioacuten

En la figura (a) se muestra la situacioacuten de los alrededores del pozo

durante la corrida de registros El pozo ha penetrado una serie de estratos de

roca de variada composicioacuten fiacutesica y quiacutemica Se presenta una secuencia de

areniscas y lutitas que son muy comunes en un campo petroliacutefero Como se

habiacutea mencionado anteriormente debido a la presioacuten diferencial que existe

entre la columna del lodo y el fluido de la formacioacuten origina una continua

infiltracioacuten del liacutequido barroso en las zonas porosas y permeable formaacutendose

asiacute raacutepidamente una torta de barro o revoque en la pared de la formacioacuten lo

cual limita la velocidad de las subsecuentes invasiones del filtrado La

resistividad del barro es Rm y la del revoque es Rmc y su espesor es tmc La

resistividad del filtrado acuoso es Rmf En la regioacuten que se halla

directamente detraacutes del revoque la inundacioacuten del filtrado de lodo es

bastante completa casi todo el agua de formacioacuten y una parte de los

hidrocarburos son desplazados por el filtrado

8

Figura (a) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten

Es imposible desplazar todos los hidrocarburos a traveacutes de este

proceso de inundacioacuten debido a que la permeabilidad relativa del petroacuteleo

llega a ser nula cuando todaviacutea existe alguna saturacioacuten de petroacuteleo La

resistividad de esta zona lavada es Rxo y la saturacioacuten de agua

(principalmente filtrado de lodo) es Sxo y en el caso de tener la presencia de

alguacuten hidrocarburo la saturacioacuten del hidrocarburo residual es Shr que es

igual a 1-Sxo Maacutes allaacute de esta zona lavada se halla una regioacuten en la cual la

inundacioacuten no es tan completa la invasioacuten del filtrado se reduce en la medida

que aumenta la distancia desde el pozo La resistividad promedio de esta

zona transicional de invasioacuten es Ri mientras que el promedio de la

saturacioacuten acuosa (agua de la formacioacuten y filtrado de lodo) es Si El diaacutemetro

promedio de la zona invadida es Di Maacutes allaacute de esta zona invadida se

encuentra una seccioacuten de la formacioacuten en la cual los fluidos no han sido

perturbados por la operacioacuten de perforacioacuten Esta seccioacuten tiene una

9

resistividad verdadera de formacioacuten de Rt y una saturacioacuten de agua (agua de

formacioacuten) de Sw La resistividad de esta agua de formacioacuten es Rw la figura

(b) ilustra esquemaacuteticamente las saturaciones de estas tres zonas

Figura (b) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten

En la figura (c) se muestran las resistividades relativas que pueden

esperarse en una arenisca permeable saturada de agua 100 que ha sido

invadida por un filtrado de lodo La resistividad del revoque es ligeramente

mayor que la del barro La resistividad Rxo de la zona lavada es mayor la del

revoque Rmc y es por lo menos tres veces de Rm y a veces

considerablemente mayor dependiendo de la porosidad Por ser una

10

arenisca de 100 agua la resistividad de la zona virgen Rt es igual a Ro Si

el agua de formacioacuten es maacutes salina que el filtrado entonces Rt = Ro es

menor Rxo En Cambio si Rw es mayor que Rmf entonces Rt = Ro gt Rxo

Entre ambas zonas existe una transicioacuten gradual de la resistividad seguacuten el

caso

Figura (c) Distribucioacuten de las resistividades en un intervalo saturado de agua

En la figura (d) se representa las situaciones despueacutes de la invasioacuten

cuando la arenisca estaacute saturada parcialmente de petroacuteleo previa a la

invasioacuten Tambieacuten aquiacute se forma una zona completamente inundada (Zona

lavada) pero en este caso la zona contiene algo de petroacuteleo residual Debido

a eso la resistividad de Rxo es maacutes alta de lo que era en el caso anterior La

resistividad Rt es tambieacuten bastante alta por la presencia del petroacuteleo y en

11

muchos casos es auacuten mayor que Rxo Durante la invasioacuten la tendencia es

que el filtrado de lodo vaya empujando delante de siacute el agua de formacioacuten

conjuntamente con el petroacuteleo Si la saturacioacuten de petroacuteleo es alta tendraacute

una permeabilidad relativa mayor que el agua y ser retiraraacute maacutes

raacutepidamente Esto da como resultado un incremento de la saturacioacuten del

agua de formacioacuten directamente en frente del filtrado de lodo lo que

ocasiona el desarrollo de un banco de agua de formacioacuten La movilidad del

agua de formacioacuten en ese banco es del mismo orden que la movilidad del

petroacuteleo

12

Figura (d) Distribucioacuten de la resistividades en una formacioacuten petroliacutefera

Este banco conforma la denominada zona anular que contiene agua y

petroacuteleo pero con una mayor saturacioacuten de agua y una menor resistividad

que la formacioacuten no invadida Esto genera un perfil de resistividad que pasa

por una disminucioacuten de la resistividad entre Rxo y Rt La existencia de esta

zona anular ha sido determinada tanto en el campo como en el laboratorio

Aun cuando el conocimiento de los factores que intervienen en su desarrollo

es aun incompleto se pueden no obstante adelantar algunas conclusiones

13

El miacutenimo que ocurre en el valor de la resistividad en la zona anularse hace

menos pronunciado en la medida en que aumenta la saturacioacuten de agua

connata en la zona no invadida y se desaparece casi totalmente cuando la

saturacioacuten de agua estaacute por encima de 60 El espesor del banco de agua

que comprende el anillo estaacute entre el 15 y el 25 por ciento del diaacutemetro de

invasioacuten Di Esto significa que el anillo se expande gradualmente en la

medida en que aumenta el diaacutemetro de invasioacuten La presencia del anillo no

afecta significativamente a la mayoriacutea de los registros de resistividad Sin

embargo su presencia si afecta notoriamente a la lectura de los registros de

Induccioacuten Esto es debido a que este tipo de dispositivo se basa en el

principio de circulacioacuten de una corriente inducida por el espacio donde se

desarrolla precisamente la zona anular Si esta zona tiene un miacutenimo que es

anormal en su resistividad este miacutenimo afectariacutea en la lectura del dispositivo

Profundidad de la invasioacuten en el momento del registro

Depende fundamentalmente de cuatro factores

Tiempo

Presioacuten diferencial entre el lodo y los fluidos de la formacioacuten

Caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo

Porosidad de la formacioacuten

El factor tiempo es importante porque mientras mayor sea el tiempo de

exposicioacuten de la formacioacuten mayor seraacute la profundidad de la invasioacuten

La caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo tiene importancia pues el

revoque es el factor que controla el movimiento del filtrado de lodo hacia el

interior de la formacioacuten Cualquier formacioacuten capaz de producir cantidades

comerciales de hidrocarburos posee una permeabilidad mayor que 1 md

14

pudiendo llegar hasta varios darcys La permeabilidad del revoque formada

por el lodo con baja peacuterdida da agua puede ser de 001 md Esto significa

que el revoque constituye una importante barrera a la penetracioacuten del filtrado

en la formacioacuten si la peacuterdida de agua del lodo es baja Si la peacuterdida de agua

del lodo es alta este formaraacute un revoque de mayor permeabilidad ademaacutes

de que aportaraacute una mayor cantidad de filtrado

Siendo el revoque el factor que controla la tasa volumeacutetrica de invasioacuten

de la formacioacuten la profundidad de la invasioacuten dependeraacute del tamantildeo del

espacio poroso disponible para contener el fluido invasor Por lo tanto a

mayor porosidad menor seraacute el diaacutemetro de invasioacuten (requiere menor

volumen de roca para alojar el filtrado) y viceversa

En realidad no es posible llegar a una definicioacuten exacta del diaacutemetro de

invasioacuten Di es el ldquodiaacutemetro eleacutectricamente equivalente de invasioacutenrdquo Este

corresponde al diaacutemetro de un cilindro cuya superficie se localiza a medio

camino entre la zona completamente lavada y el anillo (o la zona

contaminada en una arena acuiacutefera sin anillo) Por lo general en los caacutelculos

cuantitativos se usa un valor aproximado de Di

Para el propoacutesito de la interpretacioacuten de los registros se aproxima el valor

de Di entre 2d para las formaciones de alta porosidad y de 10d para las de

baja porosidad

- Perfiles resistivos e inductivos

Es un registro inducido La resistividad es la capacidad que tienen las

rocas de oponerse al paso de corriente eleacutectrica inducida y es el inverso de

la conductividad La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos

presentes en los poros de las rocas Proporciona evidencias del contenido de

15

fluidos en las rocas Si los poros de una formacioacuten contienen agua salada

presentaraacute alta conductividad y por lo tanto la resistividad seraacute baja pero si

estaacuten llenos de petroacuteleo o gas presentaraacute baja conductividad y por lo tanto la

resistividad seraacute alta Las rocas compactas poco porosas como las calizas

masivas poseen resistividades altas

TIPOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD

Existen dos tipos principales de perfiles resistivos el Perfil Lateral

(Laterolog) y el Perfil de Induccioacuten (Induction Log) El perfil lateral se utiliza

en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de induccioacuten se utiliza en lodos

resistivos (lodo fresco o base aceite)

Dentro de los Perfiles de Induccioacuten tenemos

a) SFL = Spherical Induction Log Para profundidades someras (05 ndash 15rsquo)

Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo)

b) MIL =LIM = Medium Induction Log Para distancias medias (15 ndash 30rsquo)

c) DIL =ILD = Deep Induction Log Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden

la resistividad de la formacioacuten (Rt)

Dentro de los Perfiles Laterales tenemos

a) MSFL = Microspheric Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo) Lee la

resistividad de la zona lavada (Rxo)

16

b) MLL = LLM = Micro Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo)

c) SLL =LL S = Someric Laterolog Para profundidades someras (05 y 15rsquo)

d) DLL =LL D = Deep Laterolog Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden

resistividad de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha en escala

logariacutetmica La unidad de medida es el ohm-m con un rango de valores que

va desde 02 hasta 2000 omh-m

Se lee de izquierda a derecha en escala logariacutetmica La unidad de

medida es el ohm-m con un rango de valores que va desde 02 hasta 2000

omh-m

El registro de resistividad tambieacuten se utiliza para estimar contactos

agua ndash petroacuteleo para calcular la resistividad del agua de formacioacuten (Rw) y la

resistividad verdadera de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha

- PERFIL POTENCIAL ESPONTANEA

Es un registro no inducido El SP de los materiales del subsuelo se

origina en las ceacutelulas electroquiacutemicas formadas por el contacto entre las

arcillas las arenas y el lodo de perforacioacuten y como consecuencia del efecto

electrocineacutetico de los fluidos que se mueven a traveacutes de la zona permeable

17

El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras

que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y

lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo

base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados

por el registro de GR

El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten

de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada

comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se

realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea

base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea

base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es

mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un

intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la

salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de

formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP

es negativo

Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen

registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros

SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la

salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio

ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a

las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto

el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)

18

El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables

(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas

(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)

para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de

formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad

- PERFILES DE POROSIDAD

Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son

los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas

Registro Neutroacutenico (CNL)

Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que

indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de

neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros

de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los

neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama

CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el

registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica

bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de

medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015

a 045 (ndash15 a 45 )

Registros de Densidad (FDC)

19

Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la

atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una

fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la

roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma

dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve

para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que

posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el

registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja

porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es

grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3

Registros Soacutenicos (BHC)

Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del

sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un

receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se

llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la

porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de

traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito

menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se

lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash

500) oacute el segpie (40 ndash 240)

COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS

20

1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE

RESISTIVIDAD

21

2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD

Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1

se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS

En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash

MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)

A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando

en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los

perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4

los perfiles especiales

22

- PERFILES DE POZOS ESPECIALES

Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto

costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo

estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR

Registro de Buzamiento (Dipmeter)

El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los

cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de

lecturas de resistividad

Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos

estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya

que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes

dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos

en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo

de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un

buzamiento estructural sobre una lutita

23

Falla Normal

24

Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)

El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos

petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas

complejas

Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos

magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten

cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos

magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos

naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La

herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios

estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute

muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos

25

Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se

deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m

(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos

poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima

de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros

grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten

de granos maacutes gruesos

De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y

reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una

discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo

de la superficie terrestre

En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los

datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad

cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos

finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior

de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por

ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para

este pozo

Registro de Imaacutegenes (FMI)

Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el

subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y

para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener

por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por

resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se

denomina FMI

26

27

Registro RFT

Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se

encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de

ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya

que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de

presioacuten

La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos

para calibrar contactos maacutes precisos

28

En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y

resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta

RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por

los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente

gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de

lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes

Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una

profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede

resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede

llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto

del pozo

Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)

Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y

la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder

determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea

homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y

verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la

roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas

heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las

resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en

este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea

29

Rv Rh ===gt Anisotropiacutea

Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras

porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla

laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada

El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que

estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas

(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de

intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor

30

CONCLUSIONES

bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in

situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del

pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes

herramientas geofiacutesicas

bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan

de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas

directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos

bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a

estudiar

bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es

necesario utilizar un conjunto de ellos

bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de

formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y

31

desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del

equipo y el tipo de informacioacuten deseada

bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los

registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos

bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad

medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten

supuesta de porosidad 100 llena de agua

bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de

las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de

no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes

precisos

bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar

la porosidad del yacimiento y su litologiacutea

bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten

es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m

32

RECOMENDACIONES

Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los

pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las

reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se

justifique la inversioacuten del pozo

Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la

ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no

presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista

demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos

Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar

la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y

desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)

33

Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea

del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor

al que se desea llegar

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos

qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1

httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf

httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload

httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf

34

INDICE

Introduccioacuten

Introduccioacuten al Perfilaje de Pozos

Perfilaje de Pozos

iquestQueacute es un registro de perfilaje de pozo

Importancia de los Perfiles de Pozo

Proceso de Invasioacuten

Perfiles resistivos e Inductivos

Tipos de perfiles de Resistividad

Perfil Potencial Espontaneo

Perfiles de Porosidad

Perfiles Especiales

Conclusiones

Recomendaciones

Referencias Bibliograacuteficos

Anexos

3

5

5

5

6

8

15

15

17

18

22

30

32

33

34

2

INTRODUCCIOacuteN

Conocer las caracteriacutesticas de las formaciones atravesadas por los

pozos tanto en su naturaleza litoloacutegica como en lo relativo a su contenido de

fluidos (agua gas y petroacuteleo) es motivo de profundo intereacutes Del

conocimiento de los diferentes paraacutemetros que tal informacioacuten proporciona

dependeraacute la extraccioacuten eficiente de los hidrocarburos

Para ello se cuenta con el muestreo de los pozos es decir del registro

de lo que la tuberiacutea de perforacioacuten atraviesa Este muestreo se hace en

forma directa estudiando muestras de la formacioacuten o mediante el anaacutelisis

continuo del fluido de perforacioacuten y por la introduccioacuten mediante cables con

conductores eleacutectricos de dispositivos medidores de los distintos paraacutemetros

caracteriacutesticos de las formaciones atravesadas y de su contenido De estos

meacutetodos de muestreo el que mayor avance tecnoloacutegico ha reportado es el

originalmente conocido como registro eleacutectrico Actualmente a este se le ha

sumado una serie numerosa de registros de otros paraacutemetros y se les

denomina geneacutericamente y se denomina registros geofiacutesicos

3

Los registros de pozos son los dispositivos de perfilaje que se bajan al

pozo y son disentildeados para medir las propiedades eleacutectricas acuacutesticas y

radioactivas de la formacioacuten y presentan las respuestas en forma continua

presentando una fotografiacutea a lo largo de todo el pozo

El objetivo del registro de pozos es proveer un viacutenculo vital y

proporcionar el eslaboacuten faltante entre las interpretaciones geoloacutegicas y de

ingenieriacutea de yacimientos La evaluacioacuten de formaciones mediante perfiles

de pozo abarca una amplia variedad de mediciones y teacutecnicas analiacuteticas que

involucran varias disciplinas Sin embargo todas las mediciones estaacuten

enfocadas a precisar los liacutemites de un reservorio capacidad de almacenaje

contenido de hidrocarburos productividad y valor econoacutemico

4

INTRODUCCIOacuteN AL PERFILAJE DE POZOS

PERFILAJE DE POZOS

Teacutecnica que permite la medicioacuten a lo largo del pozo de las

caracteriacutesticas petrofiacutesicas de las formaciones geoloacutegicas y de los fluidos

contenidos en ellas logrando mediante su interpretacioacuten un pronoacutestico sobre

el potencial hidrocarburiacutefero Es controlada desde la superficie y su

informacioacuten ayuda en la toma de decisiones en las operaciones de

completacioacuten y reacondicionamiento El producto a obtenerse es un perfil o

registro del pozo

iquestQUEacute ES UN REGISTRO O PERFIL DE UN POZO

Un registro o perfil de pozo quiere decir ldquouna grabacioacuten contra

profundidad de alguna de las caracteriacutesticas de las formaciones rocosas

atravesadas hechas por aparatos de medicioacuten (herramientas) en el hoyo del

pozordquo

5

IMPORTANCIA DE LOS PERFILES DE POZO

A traveacutes de los perfiles de pozos medimos un nuacutemero de paraacutemetros

fiacutesicos relacionados a las propiedades geoloacutegicas y petrofiacutesicas de los

estratos que han penetrado Ademaacutes los registros nos dan informacioacuten

acerca de los fluidos presentes en los poros de las rocas (agua petroacuteleo o

gas) Por lo tanto los datos de los perfiles constituyen una descripcioacuten de la

roca

6

La interpretacioacuten de los perfiles puede ser dirigida a los mismos

objetivos que llevan los anaacutelisis de nuacutecleos convencionales Obviamente

esto solo es posible si existe una relacioacuten definida entre lo que se mide en

los registros y los paraacutemetros de roca de intereacutes para el Ingeniero Geoacutelogo

el Petrofiacutesico o el Ingeniero de Yacimientos

La principal funcioacuten del perfilaje de pozos es la localizacioacuten y

evaluacioacuten de los yacimientos de hidrocarburos

Validacioacuten de los Perfiles

Se realiza para verificar la calidad de los datos y la velocidad de perfilaje

Cada herramienta posee una velocidad de perfilaje oacuteptima a la cual la

calidad de los datos obtenidos es la mejor

Normalizacioacuten de las Curvas

La normalizacioacuten de los perfiles es realizada por un petrofiacutesico El perfil

que necesita ser normalizado con mayor frecuencia es la curva SP

Digitaslizacioacuten de los Perfiles

Existen perfiles de pozos antiguos que no se encuentran en formato

digital Estos pueden vectorizarse mediante el programa LogDB

7

- PROCESO DE INVASIOacuteN

Es la que se genera cuando la columna de lodo de perforacioacuten forza el

filtrado a penetrar en la formacioacuten permeable debido a la diferencia de

presioacuten entre esta y la formacioacuten

Efecto de la Invasioacuten

En la figura (a) se muestra la situacioacuten de los alrededores del pozo

durante la corrida de registros El pozo ha penetrado una serie de estratos de

roca de variada composicioacuten fiacutesica y quiacutemica Se presenta una secuencia de

areniscas y lutitas que son muy comunes en un campo petroliacutefero Como se

habiacutea mencionado anteriormente debido a la presioacuten diferencial que existe

entre la columna del lodo y el fluido de la formacioacuten origina una continua

infiltracioacuten del liacutequido barroso en las zonas porosas y permeable formaacutendose

asiacute raacutepidamente una torta de barro o revoque en la pared de la formacioacuten lo

cual limita la velocidad de las subsecuentes invasiones del filtrado La

resistividad del barro es Rm y la del revoque es Rmc y su espesor es tmc La

resistividad del filtrado acuoso es Rmf En la regioacuten que se halla

directamente detraacutes del revoque la inundacioacuten del filtrado de lodo es

bastante completa casi todo el agua de formacioacuten y una parte de los

hidrocarburos son desplazados por el filtrado

8

Figura (a) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten

Es imposible desplazar todos los hidrocarburos a traveacutes de este

proceso de inundacioacuten debido a que la permeabilidad relativa del petroacuteleo

llega a ser nula cuando todaviacutea existe alguna saturacioacuten de petroacuteleo La

resistividad de esta zona lavada es Rxo y la saturacioacuten de agua

(principalmente filtrado de lodo) es Sxo y en el caso de tener la presencia de

alguacuten hidrocarburo la saturacioacuten del hidrocarburo residual es Shr que es

igual a 1-Sxo Maacutes allaacute de esta zona lavada se halla una regioacuten en la cual la

inundacioacuten no es tan completa la invasioacuten del filtrado se reduce en la medida

que aumenta la distancia desde el pozo La resistividad promedio de esta

zona transicional de invasioacuten es Ri mientras que el promedio de la

saturacioacuten acuosa (agua de la formacioacuten y filtrado de lodo) es Si El diaacutemetro

promedio de la zona invadida es Di Maacutes allaacute de esta zona invadida se

encuentra una seccioacuten de la formacioacuten en la cual los fluidos no han sido

perturbados por la operacioacuten de perforacioacuten Esta seccioacuten tiene una

9

resistividad verdadera de formacioacuten de Rt y una saturacioacuten de agua (agua de

formacioacuten) de Sw La resistividad de esta agua de formacioacuten es Rw la figura

(b) ilustra esquemaacuteticamente las saturaciones de estas tres zonas

Figura (b) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten

En la figura (c) se muestran las resistividades relativas que pueden

esperarse en una arenisca permeable saturada de agua 100 que ha sido

invadida por un filtrado de lodo La resistividad del revoque es ligeramente

mayor que la del barro La resistividad Rxo de la zona lavada es mayor la del

revoque Rmc y es por lo menos tres veces de Rm y a veces

considerablemente mayor dependiendo de la porosidad Por ser una

10

arenisca de 100 agua la resistividad de la zona virgen Rt es igual a Ro Si

el agua de formacioacuten es maacutes salina que el filtrado entonces Rt = Ro es

menor Rxo En Cambio si Rw es mayor que Rmf entonces Rt = Ro gt Rxo

Entre ambas zonas existe una transicioacuten gradual de la resistividad seguacuten el

caso

Figura (c) Distribucioacuten de las resistividades en un intervalo saturado de agua

En la figura (d) se representa las situaciones despueacutes de la invasioacuten

cuando la arenisca estaacute saturada parcialmente de petroacuteleo previa a la

invasioacuten Tambieacuten aquiacute se forma una zona completamente inundada (Zona

lavada) pero en este caso la zona contiene algo de petroacuteleo residual Debido

a eso la resistividad de Rxo es maacutes alta de lo que era en el caso anterior La

resistividad Rt es tambieacuten bastante alta por la presencia del petroacuteleo y en

11

muchos casos es auacuten mayor que Rxo Durante la invasioacuten la tendencia es

que el filtrado de lodo vaya empujando delante de siacute el agua de formacioacuten

conjuntamente con el petroacuteleo Si la saturacioacuten de petroacuteleo es alta tendraacute

una permeabilidad relativa mayor que el agua y ser retiraraacute maacutes

raacutepidamente Esto da como resultado un incremento de la saturacioacuten del

agua de formacioacuten directamente en frente del filtrado de lodo lo que

ocasiona el desarrollo de un banco de agua de formacioacuten La movilidad del

agua de formacioacuten en ese banco es del mismo orden que la movilidad del

petroacuteleo

12

Figura (d) Distribucioacuten de la resistividades en una formacioacuten petroliacutefera

Este banco conforma la denominada zona anular que contiene agua y

petroacuteleo pero con una mayor saturacioacuten de agua y una menor resistividad

que la formacioacuten no invadida Esto genera un perfil de resistividad que pasa

por una disminucioacuten de la resistividad entre Rxo y Rt La existencia de esta

zona anular ha sido determinada tanto en el campo como en el laboratorio

Aun cuando el conocimiento de los factores que intervienen en su desarrollo

es aun incompleto se pueden no obstante adelantar algunas conclusiones

13

El miacutenimo que ocurre en el valor de la resistividad en la zona anularse hace

menos pronunciado en la medida en que aumenta la saturacioacuten de agua

connata en la zona no invadida y se desaparece casi totalmente cuando la

saturacioacuten de agua estaacute por encima de 60 El espesor del banco de agua

que comprende el anillo estaacute entre el 15 y el 25 por ciento del diaacutemetro de

invasioacuten Di Esto significa que el anillo se expande gradualmente en la

medida en que aumenta el diaacutemetro de invasioacuten La presencia del anillo no

afecta significativamente a la mayoriacutea de los registros de resistividad Sin

embargo su presencia si afecta notoriamente a la lectura de los registros de

Induccioacuten Esto es debido a que este tipo de dispositivo se basa en el

principio de circulacioacuten de una corriente inducida por el espacio donde se

desarrolla precisamente la zona anular Si esta zona tiene un miacutenimo que es

anormal en su resistividad este miacutenimo afectariacutea en la lectura del dispositivo

Profundidad de la invasioacuten en el momento del registro

Depende fundamentalmente de cuatro factores

Tiempo

Presioacuten diferencial entre el lodo y los fluidos de la formacioacuten

Caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo

Porosidad de la formacioacuten

El factor tiempo es importante porque mientras mayor sea el tiempo de

exposicioacuten de la formacioacuten mayor seraacute la profundidad de la invasioacuten

La caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo tiene importancia pues el

revoque es el factor que controla el movimiento del filtrado de lodo hacia el

interior de la formacioacuten Cualquier formacioacuten capaz de producir cantidades

comerciales de hidrocarburos posee una permeabilidad mayor que 1 md

14

pudiendo llegar hasta varios darcys La permeabilidad del revoque formada

por el lodo con baja peacuterdida da agua puede ser de 001 md Esto significa

que el revoque constituye una importante barrera a la penetracioacuten del filtrado

en la formacioacuten si la peacuterdida de agua del lodo es baja Si la peacuterdida de agua

del lodo es alta este formaraacute un revoque de mayor permeabilidad ademaacutes

de que aportaraacute una mayor cantidad de filtrado

Siendo el revoque el factor que controla la tasa volumeacutetrica de invasioacuten

de la formacioacuten la profundidad de la invasioacuten dependeraacute del tamantildeo del

espacio poroso disponible para contener el fluido invasor Por lo tanto a

mayor porosidad menor seraacute el diaacutemetro de invasioacuten (requiere menor

volumen de roca para alojar el filtrado) y viceversa

En realidad no es posible llegar a una definicioacuten exacta del diaacutemetro de

invasioacuten Di es el ldquodiaacutemetro eleacutectricamente equivalente de invasioacutenrdquo Este

corresponde al diaacutemetro de un cilindro cuya superficie se localiza a medio

camino entre la zona completamente lavada y el anillo (o la zona

contaminada en una arena acuiacutefera sin anillo) Por lo general en los caacutelculos

cuantitativos se usa un valor aproximado de Di

Para el propoacutesito de la interpretacioacuten de los registros se aproxima el valor

de Di entre 2d para las formaciones de alta porosidad y de 10d para las de

baja porosidad

- Perfiles resistivos e inductivos

Es un registro inducido La resistividad es la capacidad que tienen las

rocas de oponerse al paso de corriente eleacutectrica inducida y es el inverso de

la conductividad La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos

presentes en los poros de las rocas Proporciona evidencias del contenido de

15

fluidos en las rocas Si los poros de una formacioacuten contienen agua salada

presentaraacute alta conductividad y por lo tanto la resistividad seraacute baja pero si

estaacuten llenos de petroacuteleo o gas presentaraacute baja conductividad y por lo tanto la

resistividad seraacute alta Las rocas compactas poco porosas como las calizas

masivas poseen resistividades altas

TIPOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD

Existen dos tipos principales de perfiles resistivos el Perfil Lateral

(Laterolog) y el Perfil de Induccioacuten (Induction Log) El perfil lateral se utiliza

en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de induccioacuten se utiliza en lodos

resistivos (lodo fresco o base aceite)

Dentro de los Perfiles de Induccioacuten tenemos

a) SFL = Spherical Induction Log Para profundidades someras (05 ndash 15rsquo)

Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo)

b) MIL =LIM = Medium Induction Log Para distancias medias (15 ndash 30rsquo)

c) DIL =ILD = Deep Induction Log Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden

la resistividad de la formacioacuten (Rt)

Dentro de los Perfiles Laterales tenemos

a) MSFL = Microspheric Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo) Lee la

resistividad de la zona lavada (Rxo)

16

b) MLL = LLM = Micro Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo)

c) SLL =LL S = Someric Laterolog Para profundidades someras (05 y 15rsquo)

d) DLL =LL D = Deep Laterolog Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden

resistividad de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha en escala

logariacutetmica La unidad de medida es el ohm-m con un rango de valores que

va desde 02 hasta 2000 omh-m

Se lee de izquierda a derecha en escala logariacutetmica La unidad de

medida es el ohm-m con un rango de valores que va desde 02 hasta 2000

omh-m

El registro de resistividad tambieacuten se utiliza para estimar contactos

agua ndash petroacuteleo para calcular la resistividad del agua de formacioacuten (Rw) y la

resistividad verdadera de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha

- PERFIL POTENCIAL ESPONTANEA

Es un registro no inducido El SP de los materiales del subsuelo se

origina en las ceacutelulas electroquiacutemicas formadas por el contacto entre las

arcillas las arenas y el lodo de perforacioacuten y como consecuencia del efecto

electrocineacutetico de los fluidos que se mueven a traveacutes de la zona permeable

17

El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras

que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y

lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo

base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados

por el registro de GR

El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten

de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada

comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se

realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea

base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea

base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es

mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un

intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la

salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de

formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP

es negativo

Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen

registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros

SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la

salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio

ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a

las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto

el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)

18

El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables

(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas

(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)

para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de

formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad

- PERFILES DE POROSIDAD

Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son

los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas

Registro Neutroacutenico (CNL)

Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que

indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de

neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros

de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los

neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama

CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el

registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica

bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de

medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015

a 045 (ndash15 a 45 )

Registros de Densidad (FDC)

19

Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la

atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una

fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la

roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma

dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve

para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que

posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el

registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja

porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es

grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3

Registros Soacutenicos (BHC)

Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del

sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un

receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se

llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la

porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de

traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito

menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se

lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash

500) oacute el segpie (40 ndash 240)

COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS

20

1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE

RESISTIVIDAD

21

2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD

Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1

se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS

En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash

MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)

A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando

en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los

perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4

los perfiles especiales

22

- PERFILES DE POZOS ESPECIALES

Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto

costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo

estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR

Registro de Buzamiento (Dipmeter)

El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los

cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de

lecturas de resistividad

Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos

estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya

que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes

dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos

en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo

de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un

buzamiento estructural sobre una lutita

23

Falla Normal

24

Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)

El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos

petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas

complejas

Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos

magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten

cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos

magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos

naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La

herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios

estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute

muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos

25

Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se

deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m

(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos

poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima

de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros

grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten

de granos maacutes gruesos

De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y

reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una

discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo

de la superficie terrestre

En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los

datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad

cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos

finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior

de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por

ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para

este pozo

Registro de Imaacutegenes (FMI)

Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el

subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y

para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener

por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por

resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se

denomina FMI

26

27

Registro RFT

Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se

encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de

ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya

que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de

presioacuten

La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos

para calibrar contactos maacutes precisos

28

En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y

resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta

RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por

los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente

gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de

lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes

Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una

profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede

resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede

llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto

del pozo

Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)

Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y

la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder

determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea

homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y

verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la

roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas

heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las

resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en

este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea

29

Rv Rh ===gt Anisotropiacutea

Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras

porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla

laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada

El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que

estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas

(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de

intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor

30

CONCLUSIONES

bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in

situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del

pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes

herramientas geofiacutesicas

bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan

de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas

directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos

bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a

estudiar

bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es

necesario utilizar un conjunto de ellos

bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de

formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y

31

desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del

equipo y el tipo de informacioacuten deseada

bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los

registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos

bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad

medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten

supuesta de porosidad 100 llena de agua

bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de

las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de

no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes

precisos

bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar

la porosidad del yacimiento y su litologiacutea

bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten

es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m

32

RECOMENDACIONES

Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los

pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las

reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se

justifique la inversioacuten del pozo

Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la

ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no

presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista

demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos

Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar

la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y

desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)

33

Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea

del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor

al que se desea llegar

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos

qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1

httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf

httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload

httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf

34

INTRODUCCIOacuteN

Conocer las caracteriacutesticas de las formaciones atravesadas por los

pozos tanto en su naturaleza litoloacutegica como en lo relativo a su contenido de

fluidos (agua gas y petroacuteleo) es motivo de profundo intereacutes Del

conocimiento de los diferentes paraacutemetros que tal informacioacuten proporciona

dependeraacute la extraccioacuten eficiente de los hidrocarburos

Para ello se cuenta con el muestreo de los pozos es decir del registro

de lo que la tuberiacutea de perforacioacuten atraviesa Este muestreo se hace en

forma directa estudiando muestras de la formacioacuten o mediante el anaacutelisis

continuo del fluido de perforacioacuten y por la introduccioacuten mediante cables con

conductores eleacutectricos de dispositivos medidores de los distintos paraacutemetros

caracteriacutesticos de las formaciones atravesadas y de su contenido De estos

meacutetodos de muestreo el que mayor avance tecnoloacutegico ha reportado es el

originalmente conocido como registro eleacutectrico Actualmente a este se le ha

sumado una serie numerosa de registros de otros paraacutemetros y se les

denomina geneacutericamente y se denomina registros geofiacutesicos

3

Los registros de pozos son los dispositivos de perfilaje que se bajan al

pozo y son disentildeados para medir las propiedades eleacutectricas acuacutesticas y

radioactivas de la formacioacuten y presentan las respuestas en forma continua

presentando una fotografiacutea a lo largo de todo el pozo

El objetivo del registro de pozos es proveer un viacutenculo vital y

proporcionar el eslaboacuten faltante entre las interpretaciones geoloacutegicas y de

ingenieriacutea de yacimientos La evaluacioacuten de formaciones mediante perfiles

de pozo abarca una amplia variedad de mediciones y teacutecnicas analiacuteticas que

involucran varias disciplinas Sin embargo todas las mediciones estaacuten

enfocadas a precisar los liacutemites de un reservorio capacidad de almacenaje

contenido de hidrocarburos productividad y valor econoacutemico

4

INTRODUCCIOacuteN AL PERFILAJE DE POZOS

PERFILAJE DE POZOS

Teacutecnica que permite la medicioacuten a lo largo del pozo de las

caracteriacutesticas petrofiacutesicas de las formaciones geoloacutegicas y de los fluidos

contenidos en ellas logrando mediante su interpretacioacuten un pronoacutestico sobre

el potencial hidrocarburiacutefero Es controlada desde la superficie y su

informacioacuten ayuda en la toma de decisiones en las operaciones de

completacioacuten y reacondicionamiento El producto a obtenerse es un perfil o

registro del pozo

iquestQUEacute ES UN REGISTRO O PERFIL DE UN POZO

Un registro o perfil de pozo quiere decir ldquouna grabacioacuten contra

profundidad de alguna de las caracteriacutesticas de las formaciones rocosas

atravesadas hechas por aparatos de medicioacuten (herramientas) en el hoyo del

pozordquo

5

IMPORTANCIA DE LOS PERFILES DE POZO

A traveacutes de los perfiles de pozos medimos un nuacutemero de paraacutemetros

fiacutesicos relacionados a las propiedades geoloacutegicas y petrofiacutesicas de los

estratos que han penetrado Ademaacutes los registros nos dan informacioacuten

acerca de los fluidos presentes en los poros de las rocas (agua petroacuteleo o

gas) Por lo tanto los datos de los perfiles constituyen una descripcioacuten de la

roca

6

La interpretacioacuten de los perfiles puede ser dirigida a los mismos

objetivos que llevan los anaacutelisis de nuacutecleos convencionales Obviamente

esto solo es posible si existe una relacioacuten definida entre lo que se mide en

los registros y los paraacutemetros de roca de intereacutes para el Ingeniero Geoacutelogo

el Petrofiacutesico o el Ingeniero de Yacimientos

La principal funcioacuten del perfilaje de pozos es la localizacioacuten y

evaluacioacuten de los yacimientos de hidrocarburos

Validacioacuten de los Perfiles

Se realiza para verificar la calidad de los datos y la velocidad de perfilaje

Cada herramienta posee una velocidad de perfilaje oacuteptima a la cual la

calidad de los datos obtenidos es la mejor

Normalizacioacuten de las Curvas

La normalizacioacuten de los perfiles es realizada por un petrofiacutesico El perfil

que necesita ser normalizado con mayor frecuencia es la curva SP

Digitaslizacioacuten de los Perfiles

Existen perfiles de pozos antiguos que no se encuentran en formato

digital Estos pueden vectorizarse mediante el programa LogDB

7

- PROCESO DE INVASIOacuteN

Es la que se genera cuando la columna de lodo de perforacioacuten forza el

filtrado a penetrar en la formacioacuten permeable debido a la diferencia de

presioacuten entre esta y la formacioacuten

Efecto de la Invasioacuten

En la figura (a) se muestra la situacioacuten de los alrededores del pozo

durante la corrida de registros El pozo ha penetrado una serie de estratos de

roca de variada composicioacuten fiacutesica y quiacutemica Se presenta una secuencia de

areniscas y lutitas que son muy comunes en un campo petroliacutefero Como se

habiacutea mencionado anteriormente debido a la presioacuten diferencial que existe

entre la columna del lodo y el fluido de la formacioacuten origina una continua

infiltracioacuten del liacutequido barroso en las zonas porosas y permeable formaacutendose

asiacute raacutepidamente una torta de barro o revoque en la pared de la formacioacuten lo

cual limita la velocidad de las subsecuentes invasiones del filtrado La

resistividad del barro es Rm y la del revoque es Rmc y su espesor es tmc La

resistividad del filtrado acuoso es Rmf En la regioacuten que se halla

directamente detraacutes del revoque la inundacioacuten del filtrado de lodo es

bastante completa casi todo el agua de formacioacuten y una parte de los

hidrocarburos son desplazados por el filtrado

8

Figura (a) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten

Es imposible desplazar todos los hidrocarburos a traveacutes de este

proceso de inundacioacuten debido a que la permeabilidad relativa del petroacuteleo

llega a ser nula cuando todaviacutea existe alguna saturacioacuten de petroacuteleo La

resistividad de esta zona lavada es Rxo y la saturacioacuten de agua

(principalmente filtrado de lodo) es Sxo y en el caso de tener la presencia de

alguacuten hidrocarburo la saturacioacuten del hidrocarburo residual es Shr que es

igual a 1-Sxo Maacutes allaacute de esta zona lavada se halla una regioacuten en la cual la

inundacioacuten no es tan completa la invasioacuten del filtrado se reduce en la medida

que aumenta la distancia desde el pozo La resistividad promedio de esta

zona transicional de invasioacuten es Ri mientras que el promedio de la

saturacioacuten acuosa (agua de la formacioacuten y filtrado de lodo) es Si El diaacutemetro

promedio de la zona invadida es Di Maacutes allaacute de esta zona invadida se

encuentra una seccioacuten de la formacioacuten en la cual los fluidos no han sido

perturbados por la operacioacuten de perforacioacuten Esta seccioacuten tiene una

9

resistividad verdadera de formacioacuten de Rt y una saturacioacuten de agua (agua de

formacioacuten) de Sw La resistividad de esta agua de formacioacuten es Rw la figura

(b) ilustra esquemaacuteticamente las saturaciones de estas tres zonas

Figura (b) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten

En la figura (c) se muestran las resistividades relativas que pueden

esperarse en una arenisca permeable saturada de agua 100 que ha sido

invadida por un filtrado de lodo La resistividad del revoque es ligeramente

mayor que la del barro La resistividad Rxo de la zona lavada es mayor la del

revoque Rmc y es por lo menos tres veces de Rm y a veces

considerablemente mayor dependiendo de la porosidad Por ser una

10

arenisca de 100 agua la resistividad de la zona virgen Rt es igual a Ro Si

el agua de formacioacuten es maacutes salina que el filtrado entonces Rt = Ro es

menor Rxo En Cambio si Rw es mayor que Rmf entonces Rt = Ro gt Rxo

Entre ambas zonas existe una transicioacuten gradual de la resistividad seguacuten el

caso

Figura (c) Distribucioacuten de las resistividades en un intervalo saturado de agua

En la figura (d) se representa las situaciones despueacutes de la invasioacuten

cuando la arenisca estaacute saturada parcialmente de petroacuteleo previa a la

invasioacuten Tambieacuten aquiacute se forma una zona completamente inundada (Zona

lavada) pero en este caso la zona contiene algo de petroacuteleo residual Debido

a eso la resistividad de Rxo es maacutes alta de lo que era en el caso anterior La

resistividad Rt es tambieacuten bastante alta por la presencia del petroacuteleo y en

11

muchos casos es auacuten mayor que Rxo Durante la invasioacuten la tendencia es

que el filtrado de lodo vaya empujando delante de siacute el agua de formacioacuten

conjuntamente con el petroacuteleo Si la saturacioacuten de petroacuteleo es alta tendraacute

una permeabilidad relativa mayor que el agua y ser retiraraacute maacutes

raacutepidamente Esto da como resultado un incremento de la saturacioacuten del

agua de formacioacuten directamente en frente del filtrado de lodo lo que

ocasiona el desarrollo de un banco de agua de formacioacuten La movilidad del

agua de formacioacuten en ese banco es del mismo orden que la movilidad del

petroacuteleo

12

Figura (d) Distribucioacuten de la resistividades en una formacioacuten petroliacutefera

Este banco conforma la denominada zona anular que contiene agua y

petroacuteleo pero con una mayor saturacioacuten de agua y una menor resistividad

que la formacioacuten no invadida Esto genera un perfil de resistividad que pasa

por una disminucioacuten de la resistividad entre Rxo y Rt La existencia de esta

zona anular ha sido determinada tanto en el campo como en el laboratorio

Aun cuando el conocimiento de los factores que intervienen en su desarrollo

es aun incompleto se pueden no obstante adelantar algunas conclusiones

13

El miacutenimo que ocurre en el valor de la resistividad en la zona anularse hace

menos pronunciado en la medida en que aumenta la saturacioacuten de agua

connata en la zona no invadida y se desaparece casi totalmente cuando la

saturacioacuten de agua estaacute por encima de 60 El espesor del banco de agua

que comprende el anillo estaacute entre el 15 y el 25 por ciento del diaacutemetro de

invasioacuten Di Esto significa que el anillo se expande gradualmente en la

medida en que aumenta el diaacutemetro de invasioacuten La presencia del anillo no

afecta significativamente a la mayoriacutea de los registros de resistividad Sin

embargo su presencia si afecta notoriamente a la lectura de los registros de

Induccioacuten Esto es debido a que este tipo de dispositivo se basa en el

principio de circulacioacuten de una corriente inducida por el espacio donde se

desarrolla precisamente la zona anular Si esta zona tiene un miacutenimo que es

anormal en su resistividad este miacutenimo afectariacutea en la lectura del dispositivo

Profundidad de la invasioacuten en el momento del registro

Depende fundamentalmente de cuatro factores

Tiempo

Presioacuten diferencial entre el lodo y los fluidos de la formacioacuten

Caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo

Porosidad de la formacioacuten

El factor tiempo es importante porque mientras mayor sea el tiempo de

exposicioacuten de la formacioacuten mayor seraacute la profundidad de la invasioacuten

La caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo tiene importancia pues el

revoque es el factor que controla el movimiento del filtrado de lodo hacia el

interior de la formacioacuten Cualquier formacioacuten capaz de producir cantidades

comerciales de hidrocarburos posee una permeabilidad mayor que 1 md

14

pudiendo llegar hasta varios darcys La permeabilidad del revoque formada

por el lodo con baja peacuterdida da agua puede ser de 001 md Esto significa

que el revoque constituye una importante barrera a la penetracioacuten del filtrado

en la formacioacuten si la peacuterdida de agua del lodo es baja Si la peacuterdida de agua

del lodo es alta este formaraacute un revoque de mayor permeabilidad ademaacutes

de que aportaraacute una mayor cantidad de filtrado

Siendo el revoque el factor que controla la tasa volumeacutetrica de invasioacuten

de la formacioacuten la profundidad de la invasioacuten dependeraacute del tamantildeo del

espacio poroso disponible para contener el fluido invasor Por lo tanto a

mayor porosidad menor seraacute el diaacutemetro de invasioacuten (requiere menor

volumen de roca para alojar el filtrado) y viceversa

En realidad no es posible llegar a una definicioacuten exacta del diaacutemetro de

invasioacuten Di es el ldquodiaacutemetro eleacutectricamente equivalente de invasioacutenrdquo Este

corresponde al diaacutemetro de un cilindro cuya superficie se localiza a medio

camino entre la zona completamente lavada y el anillo (o la zona

contaminada en una arena acuiacutefera sin anillo) Por lo general en los caacutelculos

cuantitativos se usa un valor aproximado de Di

Para el propoacutesito de la interpretacioacuten de los registros se aproxima el valor

de Di entre 2d para las formaciones de alta porosidad y de 10d para las de

baja porosidad

- Perfiles resistivos e inductivos

Es un registro inducido La resistividad es la capacidad que tienen las

rocas de oponerse al paso de corriente eleacutectrica inducida y es el inverso de

la conductividad La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos

presentes en los poros de las rocas Proporciona evidencias del contenido de

15

fluidos en las rocas Si los poros de una formacioacuten contienen agua salada

presentaraacute alta conductividad y por lo tanto la resistividad seraacute baja pero si

estaacuten llenos de petroacuteleo o gas presentaraacute baja conductividad y por lo tanto la

resistividad seraacute alta Las rocas compactas poco porosas como las calizas

masivas poseen resistividades altas

TIPOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD

Existen dos tipos principales de perfiles resistivos el Perfil Lateral

(Laterolog) y el Perfil de Induccioacuten (Induction Log) El perfil lateral se utiliza

en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de induccioacuten se utiliza en lodos

resistivos (lodo fresco o base aceite)

Dentro de los Perfiles de Induccioacuten tenemos

a) SFL = Spherical Induction Log Para profundidades someras (05 ndash 15rsquo)

Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo)

b) MIL =LIM = Medium Induction Log Para distancias medias (15 ndash 30rsquo)

c) DIL =ILD = Deep Induction Log Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden

la resistividad de la formacioacuten (Rt)

Dentro de los Perfiles Laterales tenemos

a) MSFL = Microspheric Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo) Lee la

resistividad de la zona lavada (Rxo)

16

b) MLL = LLM = Micro Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo)

c) SLL =LL S = Someric Laterolog Para profundidades someras (05 y 15rsquo)

d) DLL =LL D = Deep Laterolog Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden

resistividad de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha en escala

logariacutetmica La unidad de medida es el ohm-m con un rango de valores que

va desde 02 hasta 2000 omh-m

Se lee de izquierda a derecha en escala logariacutetmica La unidad de

medida es el ohm-m con un rango de valores que va desde 02 hasta 2000

omh-m

El registro de resistividad tambieacuten se utiliza para estimar contactos

agua ndash petroacuteleo para calcular la resistividad del agua de formacioacuten (Rw) y la

resistividad verdadera de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha

- PERFIL POTENCIAL ESPONTANEA

Es un registro no inducido El SP de los materiales del subsuelo se

origina en las ceacutelulas electroquiacutemicas formadas por el contacto entre las

arcillas las arenas y el lodo de perforacioacuten y como consecuencia del efecto

electrocineacutetico de los fluidos que se mueven a traveacutes de la zona permeable

17

El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras

que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y

lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo

base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados

por el registro de GR

El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten

de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada

comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se

realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea

base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea

base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es

mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un

intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la

salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de

formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP

es negativo

Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen

registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros

SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la

salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio

ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a

las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto

el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)

18

El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables

(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas

(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)

para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de

formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad

- PERFILES DE POROSIDAD

Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son

los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas

Registro Neutroacutenico (CNL)

Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que

indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de

neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros

de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los

neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama

CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el

registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica

bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de

medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015

a 045 (ndash15 a 45 )

Registros de Densidad (FDC)

19

Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la

atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una

fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la

roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma

dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve

para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que

posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el

registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja

porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es

grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3

Registros Soacutenicos (BHC)

Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del

sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un

receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se

llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la

porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de

traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito

menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se

lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash

500) oacute el segpie (40 ndash 240)

COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS

20

1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE

RESISTIVIDAD

21

2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD

Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1

se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS

En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash

MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)

A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando

en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los

perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4

los perfiles especiales

22

- PERFILES DE POZOS ESPECIALES

Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto

costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo

estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR

Registro de Buzamiento (Dipmeter)

El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los

cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de

lecturas de resistividad

Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos

estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya

que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes

dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos

en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo

de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un

buzamiento estructural sobre una lutita

23

Falla Normal

24

Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)

El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos

petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas

complejas

Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos

magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten

cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos

magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos

naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La

herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios

estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute

muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos

25

Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se

deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m

(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos

poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima

de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros

grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten

de granos maacutes gruesos

De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y

reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una

discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo

de la superficie terrestre

En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los

datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad

cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos

finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior

de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por

ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para

este pozo

Registro de Imaacutegenes (FMI)

Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el

subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y

para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener

por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por

resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se

denomina FMI

26

27

Registro RFT

Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se

encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de

ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya

que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de

presioacuten

La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos

para calibrar contactos maacutes precisos

28

En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y

resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta

RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por

los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente

gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de

lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes

Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una

profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede

resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede

llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto

del pozo

Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)

Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y

la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder

determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea

homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y

verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la

roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas

heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las

resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en

este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea

29

Rv Rh ===gt Anisotropiacutea

Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras

porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla

laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada

El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que

estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas

(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de

intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor

30

CONCLUSIONES

bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in

situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del

pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes

herramientas geofiacutesicas

bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan

de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas

directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos

bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a

estudiar

bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es

necesario utilizar un conjunto de ellos

bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de

formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y

31

desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del

equipo y el tipo de informacioacuten deseada

bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los

registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos

bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad

medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten

supuesta de porosidad 100 llena de agua

bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de

las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de

no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes

precisos

bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar

la porosidad del yacimiento y su litologiacutea

bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten

es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m

32

RECOMENDACIONES

Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los

pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las

reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se

justifique la inversioacuten del pozo

Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la

ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no

presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista

demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos

Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar

la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y

desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)

33

Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea

del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor

al que se desea llegar

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos

qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1

httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf

httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload

httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf

34

Los registros de pozos son los dispositivos de perfilaje que se bajan al

pozo y son disentildeados para medir las propiedades eleacutectricas acuacutesticas y

radioactivas de la formacioacuten y presentan las respuestas en forma continua

presentando una fotografiacutea a lo largo de todo el pozo

El objetivo del registro de pozos es proveer un viacutenculo vital y

proporcionar el eslaboacuten faltante entre las interpretaciones geoloacutegicas y de

ingenieriacutea de yacimientos La evaluacioacuten de formaciones mediante perfiles

de pozo abarca una amplia variedad de mediciones y teacutecnicas analiacuteticas que

involucran varias disciplinas Sin embargo todas las mediciones estaacuten

enfocadas a precisar los liacutemites de un reservorio capacidad de almacenaje

contenido de hidrocarburos productividad y valor econoacutemico

4

INTRODUCCIOacuteN AL PERFILAJE DE POZOS

PERFILAJE DE POZOS

Teacutecnica que permite la medicioacuten a lo largo del pozo de las

caracteriacutesticas petrofiacutesicas de las formaciones geoloacutegicas y de los fluidos

contenidos en ellas logrando mediante su interpretacioacuten un pronoacutestico sobre

el potencial hidrocarburiacutefero Es controlada desde la superficie y su

informacioacuten ayuda en la toma de decisiones en las operaciones de

completacioacuten y reacondicionamiento El producto a obtenerse es un perfil o

registro del pozo

iquestQUEacute ES UN REGISTRO O PERFIL DE UN POZO

Un registro o perfil de pozo quiere decir ldquouna grabacioacuten contra

profundidad de alguna de las caracteriacutesticas de las formaciones rocosas

atravesadas hechas por aparatos de medicioacuten (herramientas) en el hoyo del

pozordquo

5

IMPORTANCIA DE LOS PERFILES DE POZO

A traveacutes de los perfiles de pozos medimos un nuacutemero de paraacutemetros

fiacutesicos relacionados a las propiedades geoloacutegicas y petrofiacutesicas de los

estratos que han penetrado Ademaacutes los registros nos dan informacioacuten

acerca de los fluidos presentes en los poros de las rocas (agua petroacuteleo o

gas) Por lo tanto los datos de los perfiles constituyen una descripcioacuten de la

roca

6

La interpretacioacuten de los perfiles puede ser dirigida a los mismos

objetivos que llevan los anaacutelisis de nuacutecleos convencionales Obviamente

esto solo es posible si existe una relacioacuten definida entre lo que se mide en

los registros y los paraacutemetros de roca de intereacutes para el Ingeniero Geoacutelogo

el Petrofiacutesico o el Ingeniero de Yacimientos

La principal funcioacuten del perfilaje de pozos es la localizacioacuten y

evaluacioacuten de los yacimientos de hidrocarburos

Validacioacuten de los Perfiles

Se realiza para verificar la calidad de los datos y la velocidad de perfilaje

Cada herramienta posee una velocidad de perfilaje oacuteptima a la cual la

calidad de los datos obtenidos es la mejor

Normalizacioacuten de las Curvas

La normalizacioacuten de los perfiles es realizada por un petrofiacutesico El perfil

que necesita ser normalizado con mayor frecuencia es la curva SP

Digitaslizacioacuten de los Perfiles

Existen perfiles de pozos antiguos que no se encuentran en formato

digital Estos pueden vectorizarse mediante el programa LogDB

7

- PROCESO DE INVASIOacuteN

Es la que se genera cuando la columna de lodo de perforacioacuten forza el

filtrado a penetrar en la formacioacuten permeable debido a la diferencia de

presioacuten entre esta y la formacioacuten

Efecto de la Invasioacuten

En la figura (a) se muestra la situacioacuten de los alrededores del pozo

durante la corrida de registros El pozo ha penetrado una serie de estratos de

roca de variada composicioacuten fiacutesica y quiacutemica Se presenta una secuencia de

areniscas y lutitas que son muy comunes en un campo petroliacutefero Como se

habiacutea mencionado anteriormente debido a la presioacuten diferencial que existe

entre la columna del lodo y el fluido de la formacioacuten origina una continua

infiltracioacuten del liacutequido barroso en las zonas porosas y permeable formaacutendose

asiacute raacutepidamente una torta de barro o revoque en la pared de la formacioacuten lo

cual limita la velocidad de las subsecuentes invasiones del filtrado La

resistividad del barro es Rm y la del revoque es Rmc y su espesor es tmc La

resistividad del filtrado acuoso es Rmf En la regioacuten que se halla

directamente detraacutes del revoque la inundacioacuten del filtrado de lodo es

bastante completa casi todo el agua de formacioacuten y una parte de los

hidrocarburos son desplazados por el filtrado

8

Figura (a) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten

Es imposible desplazar todos los hidrocarburos a traveacutes de este

proceso de inundacioacuten debido a que la permeabilidad relativa del petroacuteleo

llega a ser nula cuando todaviacutea existe alguna saturacioacuten de petroacuteleo La

resistividad de esta zona lavada es Rxo y la saturacioacuten de agua

(principalmente filtrado de lodo) es Sxo y en el caso de tener la presencia de

alguacuten hidrocarburo la saturacioacuten del hidrocarburo residual es Shr que es

igual a 1-Sxo Maacutes allaacute de esta zona lavada se halla una regioacuten en la cual la

inundacioacuten no es tan completa la invasioacuten del filtrado se reduce en la medida

que aumenta la distancia desde el pozo La resistividad promedio de esta

zona transicional de invasioacuten es Ri mientras que el promedio de la

saturacioacuten acuosa (agua de la formacioacuten y filtrado de lodo) es Si El diaacutemetro

promedio de la zona invadida es Di Maacutes allaacute de esta zona invadida se

encuentra una seccioacuten de la formacioacuten en la cual los fluidos no han sido

perturbados por la operacioacuten de perforacioacuten Esta seccioacuten tiene una

9

resistividad verdadera de formacioacuten de Rt y una saturacioacuten de agua (agua de

formacioacuten) de Sw La resistividad de esta agua de formacioacuten es Rw la figura

(b) ilustra esquemaacuteticamente las saturaciones de estas tres zonas

Figura (b) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten

En la figura (c) se muestran las resistividades relativas que pueden

esperarse en una arenisca permeable saturada de agua 100 que ha sido

invadida por un filtrado de lodo La resistividad del revoque es ligeramente

mayor que la del barro La resistividad Rxo de la zona lavada es mayor la del

revoque Rmc y es por lo menos tres veces de Rm y a veces

considerablemente mayor dependiendo de la porosidad Por ser una

10

arenisca de 100 agua la resistividad de la zona virgen Rt es igual a Ro Si

el agua de formacioacuten es maacutes salina que el filtrado entonces Rt = Ro es

menor Rxo En Cambio si Rw es mayor que Rmf entonces Rt = Ro gt Rxo

Entre ambas zonas existe una transicioacuten gradual de la resistividad seguacuten el

caso

Figura (c) Distribucioacuten de las resistividades en un intervalo saturado de agua

En la figura (d) se representa las situaciones despueacutes de la invasioacuten

cuando la arenisca estaacute saturada parcialmente de petroacuteleo previa a la

invasioacuten Tambieacuten aquiacute se forma una zona completamente inundada (Zona

lavada) pero en este caso la zona contiene algo de petroacuteleo residual Debido

a eso la resistividad de Rxo es maacutes alta de lo que era en el caso anterior La

resistividad Rt es tambieacuten bastante alta por la presencia del petroacuteleo y en

11

muchos casos es auacuten mayor que Rxo Durante la invasioacuten la tendencia es

que el filtrado de lodo vaya empujando delante de siacute el agua de formacioacuten

conjuntamente con el petroacuteleo Si la saturacioacuten de petroacuteleo es alta tendraacute

una permeabilidad relativa mayor que el agua y ser retiraraacute maacutes

raacutepidamente Esto da como resultado un incremento de la saturacioacuten del

agua de formacioacuten directamente en frente del filtrado de lodo lo que

ocasiona el desarrollo de un banco de agua de formacioacuten La movilidad del

agua de formacioacuten en ese banco es del mismo orden que la movilidad del

petroacuteleo

12

Figura (d) Distribucioacuten de la resistividades en una formacioacuten petroliacutefera

Este banco conforma la denominada zona anular que contiene agua y

petroacuteleo pero con una mayor saturacioacuten de agua y una menor resistividad

que la formacioacuten no invadida Esto genera un perfil de resistividad que pasa

por una disminucioacuten de la resistividad entre Rxo y Rt La existencia de esta

zona anular ha sido determinada tanto en el campo como en el laboratorio

Aun cuando el conocimiento de los factores que intervienen en su desarrollo

es aun incompleto se pueden no obstante adelantar algunas conclusiones

13

El miacutenimo que ocurre en el valor de la resistividad en la zona anularse hace

menos pronunciado en la medida en que aumenta la saturacioacuten de agua

connata en la zona no invadida y se desaparece casi totalmente cuando la

saturacioacuten de agua estaacute por encima de 60 El espesor del banco de agua

que comprende el anillo estaacute entre el 15 y el 25 por ciento del diaacutemetro de

invasioacuten Di Esto significa que el anillo se expande gradualmente en la

medida en que aumenta el diaacutemetro de invasioacuten La presencia del anillo no

afecta significativamente a la mayoriacutea de los registros de resistividad Sin

embargo su presencia si afecta notoriamente a la lectura de los registros de

Induccioacuten Esto es debido a que este tipo de dispositivo se basa en el

principio de circulacioacuten de una corriente inducida por el espacio donde se

desarrolla precisamente la zona anular Si esta zona tiene un miacutenimo que es

anormal en su resistividad este miacutenimo afectariacutea en la lectura del dispositivo

Profundidad de la invasioacuten en el momento del registro

Depende fundamentalmente de cuatro factores

Tiempo

Presioacuten diferencial entre el lodo y los fluidos de la formacioacuten

Caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo

Porosidad de la formacioacuten

El factor tiempo es importante porque mientras mayor sea el tiempo de

exposicioacuten de la formacioacuten mayor seraacute la profundidad de la invasioacuten

La caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo tiene importancia pues el

revoque es el factor que controla el movimiento del filtrado de lodo hacia el

interior de la formacioacuten Cualquier formacioacuten capaz de producir cantidades

comerciales de hidrocarburos posee una permeabilidad mayor que 1 md

14

pudiendo llegar hasta varios darcys La permeabilidad del revoque formada

por el lodo con baja peacuterdida da agua puede ser de 001 md Esto significa

que el revoque constituye una importante barrera a la penetracioacuten del filtrado

en la formacioacuten si la peacuterdida de agua del lodo es baja Si la peacuterdida de agua

del lodo es alta este formaraacute un revoque de mayor permeabilidad ademaacutes

de que aportaraacute una mayor cantidad de filtrado

Siendo el revoque el factor que controla la tasa volumeacutetrica de invasioacuten

de la formacioacuten la profundidad de la invasioacuten dependeraacute del tamantildeo del

espacio poroso disponible para contener el fluido invasor Por lo tanto a

mayor porosidad menor seraacute el diaacutemetro de invasioacuten (requiere menor

volumen de roca para alojar el filtrado) y viceversa

En realidad no es posible llegar a una definicioacuten exacta del diaacutemetro de

invasioacuten Di es el ldquodiaacutemetro eleacutectricamente equivalente de invasioacutenrdquo Este

corresponde al diaacutemetro de un cilindro cuya superficie se localiza a medio

camino entre la zona completamente lavada y el anillo (o la zona

contaminada en una arena acuiacutefera sin anillo) Por lo general en los caacutelculos

cuantitativos se usa un valor aproximado de Di

Para el propoacutesito de la interpretacioacuten de los registros se aproxima el valor

de Di entre 2d para las formaciones de alta porosidad y de 10d para las de

baja porosidad

- Perfiles resistivos e inductivos

Es un registro inducido La resistividad es la capacidad que tienen las

rocas de oponerse al paso de corriente eleacutectrica inducida y es el inverso de

la conductividad La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos

presentes en los poros de las rocas Proporciona evidencias del contenido de

15

fluidos en las rocas Si los poros de una formacioacuten contienen agua salada

presentaraacute alta conductividad y por lo tanto la resistividad seraacute baja pero si

estaacuten llenos de petroacuteleo o gas presentaraacute baja conductividad y por lo tanto la

resistividad seraacute alta Las rocas compactas poco porosas como las calizas

masivas poseen resistividades altas

TIPOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD

Existen dos tipos principales de perfiles resistivos el Perfil Lateral

(Laterolog) y el Perfil de Induccioacuten (Induction Log) El perfil lateral se utiliza

en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de induccioacuten se utiliza en lodos

resistivos (lodo fresco o base aceite)

Dentro de los Perfiles de Induccioacuten tenemos

a) SFL = Spherical Induction Log Para profundidades someras (05 ndash 15rsquo)

Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo)

b) MIL =LIM = Medium Induction Log Para distancias medias (15 ndash 30rsquo)

c) DIL =ILD = Deep Induction Log Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden

la resistividad de la formacioacuten (Rt)

Dentro de los Perfiles Laterales tenemos

a) MSFL = Microspheric Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo) Lee la

resistividad de la zona lavada (Rxo)

16

b) MLL = LLM = Micro Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo)

c) SLL =LL S = Someric Laterolog Para profundidades someras (05 y 15rsquo)

d) DLL =LL D = Deep Laterolog Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden

resistividad de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha en escala

logariacutetmica La unidad de medida es el ohm-m con un rango de valores que

va desde 02 hasta 2000 omh-m

Se lee de izquierda a derecha en escala logariacutetmica La unidad de

medida es el ohm-m con un rango de valores que va desde 02 hasta 2000

omh-m

El registro de resistividad tambieacuten se utiliza para estimar contactos

agua ndash petroacuteleo para calcular la resistividad del agua de formacioacuten (Rw) y la

resistividad verdadera de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha

- PERFIL POTENCIAL ESPONTANEA

Es un registro no inducido El SP de los materiales del subsuelo se

origina en las ceacutelulas electroquiacutemicas formadas por el contacto entre las

arcillas las arenas y el lodo de perforacioacuten y como consecuencia del efecto

electrocineacutetico de los fluidos que se mueven a traveacutes de la zona permeable

17

El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras

que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y

lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo

base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados

por el registro de GR

El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten

de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada

comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se

realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea

base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea

base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es

mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un

intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la

salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de

formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP

es negativo

Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen

registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros

SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la

salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio

ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a

las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto

el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)

18

El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables

(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas

(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)

para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de

formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad

- PERFILES DE POROSIDAD

Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son

los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas

Registro Neutroacutenico (CNL)

Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que

indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de

neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros

de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los

neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama

CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el

registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica

bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de

medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015

a 045 (ndash15 a 45 )

Registros de Densidad (FDC)

19

Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la

atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una

fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la

roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma

dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve

para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que

posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el

registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja

porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es

grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3

Registros Soacutenicos (BHC)

Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del

sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un

receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se

llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la

porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de

traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito

menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se

lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash

500) oacute el segpie (40 ndash 240)

COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS

20

1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE

RESISTIVIDAD

21

2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD

Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1

se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS

En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash

MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)

A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando

en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los

perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4

los perfiles especiales

22

- PERFILES DE POZOS ESPECIALES

Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto

costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo

estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR

Registro de Buzamiento (Dipmeter)

El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los

cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de

lecturas de resistividad

Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos

estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya

que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes

dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos

en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo

de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un

buzamiento estructural sobre una lutita

23

Falla Normal

24

Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)

El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos

petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas

complejas

Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos

magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten

cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos

magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos

naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La

herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios

estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute

muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos

25

Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se

deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m

(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos

poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima

de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros

grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten

de granos maacutes gruesos

De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y

reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una

discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo

de la superficie terrestre

En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los

datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad

cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos

finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior

de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por

ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para

este pozo

Registro de Imaacutegenes (FMI)

Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el

subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y

para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener

por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por

resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se

denomina FMI

26

27

Registro RFT

Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se

encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de

ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya

que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de

presioacuten

La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos

para calibrar contactos maacutes precisos

28

En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y

resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta

RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por

los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente

gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de

lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes

Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una

profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede

resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede

llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto

del pozo

Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)

Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y

la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder

determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea

homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y

verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la

roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas

heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las

resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en

este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea

29

Rv Rh ===gt Anisotropiacutea

Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras

porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla

laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada

El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que

estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas

(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de

intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor

30

CONCLUSIONES

bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in

situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del

pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes

herramientas geofiacutesicas

bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan

de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas

directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos

bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a

estudiar

bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es

necesario utilizar un conjunto de ellos

bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de

formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y

31

desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del

equipo y el tipo de informacioacuten deseada

bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los

registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos

bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad

medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten

supuesta de porosidad 100 llena de agua

bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de

las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de

no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes

precisos

bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar

la porosidad del yacimiento y su litologiacutea

bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten

es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m

32

RECOMENDACIONES

Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los

pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las

reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se

justifique la inversioacuten del pozo

Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la

ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no

presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista

demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos

Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar

la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y

desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)

33

Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea

del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor

al que se desea llegar

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos

qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1

httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf

httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload

httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf

34

INTRODUCCIOacuteN AL PERFILAJE DE POZOS

PERFILAJE DE POZOS

Teacutecnica que permite la medicioacuten a lo largo del pozo de las

caracteriacutesticas petrofiacutesicas de las formaciones geoloacutegicas y de los fluidos

contenidos en ellas logrando mediante su interpretacioacuten un pronoacutestico sobre

el potencial hidrocarburiacutefero Es controlada desde la superficie y su

informacioacuten ayuda en la toma de decisiones en las operaciones de

completacioacuten y reacondicionamiento El producto a obtenerse es un perfil o

registro del pozo

iquestQUEacute ES UN REGISTRO O PERFIL DE UN POZO

Un registro o perfil de pozo quiere decir ldquouna grabacioacuten contra

profundidad de alguna de las caracteriacutesticas de las formaciones rocosas

atravesadas hechas por aparatos de medicioacuten (herramientas) en el hoyo del

pozordquo

5

IMPORTANCIA DE LOS PERFILES DE POZO

A traveacutes de los perfiles de pozos medimos un nuacutemero de paraacutemetros

fiacutesicos relacionados a las propiedades geoloacutegicas y petrofiacutesicas de los

estratos que han penetrado Ademaacutes los registros nos dan informacioacuten

acerca de los fluidos presentes en los poros de las rocas (agua petroacuteleo o

gas) Por lo tanto los datos de los perfiles constituyen una descripcioacuten de la

roca

6

La interpretacioacuten de los perfiles puede ser dirigida a los mismos

objetivos que llevan los anaacutelisis de nuacutecleos convencionales Obviamente

esto solo es posible si existe una relacioacuten definida entre lo que se mide en

los registros y los paraacutemetros de roca de intereacutes para el Ingeniero Geoacutelogo

el Petrofiacutesico o el Ingeniero de Yacimientos

La principal funcioacuten del perfilaje de pozos es la localizacioacuten y

evaluacioacuten de los yacimientos de hidrocarburos

Validacioacuten de los Perfiles

Se realiza para verificar la calidad de los datos y la velocidad de perfilaje

Cada herramienta posee una velocidad de perfilaje oacuteptima a la cual la

calidad de los datos obtenidos es la mejor

Normalizacioacuten de las Curvas

La normalizacioacuten de los perfiles es realizada por un petrofiacutesico El perfil

que necesita ser normalizado con mayor frecuencia es la curva SP

Digitaslizacioacuten de los Perfiles

Existen perfiles de pozos antiguos que no se encuentran en formato

digital Estos pueden vectorizarse mediante el programa LogDB

7

- PROCESO DE INVASIOacuteN

Es la que se genera cuando la columna de lodo de perforacioacuten forza el

filtrado a penetrar en la formacioacuten permeable debido a la diferencia de

presioacuten entre esta y la formacioacuten

Efecto de la Invasioacuten

En la figura (a) se muestra la situacioacuten de los alrededores del pozo

durante la corrida de registros El pozo ha penetrado una serie de estratos de

roca de variada composicioacuten fiacutesica y quiacutemica Se presenta una secuencia de

areniscas y lutitas que son muy comunes en un campo petroliacutefero Como se

habiacutea mencionado anteriormente debido a la presioacuten diferencial que existe

entre la columna del lodo y el fluido de la formacioacuten origina una continua

infiltracioacuten del liacutequido barroso en las zonas porosas y permeable formaacutendose

asiacute raacutepidamente una torta de barro o revoque en la pared de la formacioacuten lo

cual limita la velocidad de las subsecuentes invasiones del filtrado La

resistividad del barro es Rm y la del revoque es Rmc y su espesor es tmc La

resistividad del filtrado acuoso es Rmf En la regioacuten que se halla

directamente detraacutes del revoque la inundacioacuten del filtrado de lodo es

bastante completa casi todo el agua de formacioacuten y una parte de los

hidrocarburos son desplazados por el filtrado

8

Figura (a) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten

Es imposible desplazar todos los hidrocarburos a traveacutes de este

proceso de inundacioacuten debido a que la permeabilidad relativa del petroacuteleo

llega a ser nula cuando todaviacutea existe alguna saturacioacuten de petroacuteleo La

resistividad de esta zona lavada es Rxo y la saturacioacuten de agua

(principalmente filtrado de lodo) es Sxo y en el caso de tener la presencia de

alguacuten hidrocarburo la saturacioacuten del hidrocarburo residual es Shr que es

igual a 1-Sxo Maacutes allaacute de esta zona lavada se halla una regioacuten en la cual la

inundacioacuten no es tan completa la invasioacuten del filtrado se reduce en la medida

que aumenta la distancia desde el pozo La resistividad promedio de esta

zona transicional de invasioacuten es Ri mientras que el promedio de la

saturacioacuten acuosa (agua de la formacioacuten y filtrado de lodo) es Si El diaacutemetro

promedio de la zona invadida es Di Maacutes allaacute de esta zona invadida se

encuentra una seccioacuten de la formacioacuten en la cual los fluidos no han sido

perturbados por la operacioacuten de perforacioacuten Esta seccioacuten tiene una

9

resistividad verdadera de formacioacuten de Rt y una saturacioacuten de agua (agua de

formacioacuten) de Sw La resistividad de esta agua de formacioacuten es Rw la figura

(b) ilustra esquemaacuteticamente las saturaciones de estas tres zonas

Figura (b) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten

En la figura (c) se muestran las resistividades relativas que pueden

esperarse en una arenisca permeable saturada de agua 100 que ha sido

invadida por un filtrado de lodo La resistividad del revoque es ligeramente

mayor que la del barro La resistividad Rxo de la zona lavada es mayor la del

revoque Rmc y es por lo menos tres veces de Rm y a veces

considerablemente mayor dependiendo de la porosidad Por ser una

10

arenisca de 100 agua la resistividad de la zona virgen Rt es igual a Ro Si

el agua de formacioacuten es maacutes salina que el filtrado entonces Rt = Ro es

menor Rxo En Cambio si Rw es mayor que Rmf entonces Rt = Ro gt Rxo

Entre ambas zonas existe una transicioacuten gradual de la resistividad seguacuten el

caso

Figura (c) Distribucioacuten de las resistividades en un intervalo saturado de agua

En la figura (d) se representa las situaciones despueacutes de la invasioacuten

cuando la arenisca estaacute saturada parcialmente de petroacuteleo previa a la

invasioacuten Tambieacuten aquiacute se forma una zona completamente inundada (Zona

lavada) pero en este caso la zona contiene algo de petroacuteleo residual Debido

a eso la resistividad de Rxo es maacutes alta de lo que era en el caso anterior La

resistividad Rt es tambieacuten bastante alta por la presencia del petroacuteleo y en

11

muchos casos es auacuten mayor que Rxo Durante la invasioacuten la tendencia es

que el filtrado de lodo vaya empujando delante de siacute el agua de formacioacuten

conjuntamente con el petroacuteleo Si la saturacioacuten de petroacuteleo es alta tendraacute

una permeabilidad relativa mayor que el agua y ser retiraraacute maacutes

raacutepidamente Esto da como resultado un incremento de la saturacioacuten del

agua de formacioacuten directamente en frente del filtrado de lodo lo que

ocasiona el desarrollo de un banco de agua de formacioacuten La movilidad del

agua de formacioacuten en ese banco es del mismo orden que la movilidad del

petroacuteleo

12

Figura (d) Distribucioacuten de la resistividades en una formacioacuten petroliacutefera

Este banco conforma la denominada zona anular que contiene agua y

petroacuteleo pero con una mayor saturacioacuten de agua y una menor resistividad

que la formacioacuten no invadida Esto genera un perfil de resistividad que pasa

por una disminucioacuten de la resistividad entre Rxo y Rt La existencia de esta

zona anular ha sido determinada tanto en el campo como en el laboratorio

Aun cuando el conocimiento de los factores que intervienen en su desarrollo

es aun incompleto se pueden no obstante adelantar algunas conclusiones

13

El miacutenimo que ocurre en el valor de la resistividad en la zona anularse hace

menos pronunciado en la medida en que aumenta la saturacioacuten de agua

connata en la zona no invadida y se desaparece casi totalmente cuando la

saturacioacuten de agua estaacute por encima de 60 El espesor del banco de agua

que comprende el anillo estaacute entre el 15 y el 25 por ciento del diaacutemetro de

invasioacuten Di Esto significa que el anillo se expande gradualmente en la

medida en que aumenta el diaacutemetro de invasioacuten La presencia del anillo no

afecta significativamente a la mayoriacutea de los registros de resistividad Sin

embargo su presencia si afecta notoriamente a la lectura de los registros de

Induccioacuten Esto es debido a que este tipo de dispositivo se basa en el

principio de circulacioacuten de una corriente inducida por el espacio donde se

desarrolla precisamente la zona anular Si esta zona tiene un miacutenimo que es

anormal en su resistividad este miacutenimo afectariacutea en la lectura del dispositivo

Profundidad de la invasioacuten en el momento del registro

Depende fundamentalmente de cuatro factores

Tiempo

Presioacuten diferencial entre el lodo y los fluidos de la formacioacuten

Caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo

Porosidad de la formacioacuten

El factor tiempo es importante porque mientras mayor sea el tiempo de

exposicioacuten de la formacioacuten mayor seraacute la profundidad de la invasioacuten

La caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo tiene importancia pues el

revoque es el factor que controla el movimiento del filtrado de lodo hacia el

interior de la formacioacuten Cualquier formacioacuten capaz de producir cantidades

comerciales de hidrocarburos posee una permeabilidad mayor que 1 md

14

pudiendo llegar hasta varios darcys La permeabilidad del revoque formada

por el lodo con baja peacuterdida da agua puede ser de 001 md Esto significa

que el revoque constituye una importante barrera a la penetracioacuten del filtrado

en la formacioacuten si la peacuterdida de agua del lodo es baja Si la peacuterdida de agua

del lodo es alta este formaraacute un revoque de mayor permeabilidad ademaacutes

de que aportaraacute una mayor cantidad de filtrado

Siendo el revoque el factor que controla la tasa volumeacutetrica de invasioacuten

de la formacioacuten la profundidad de la invasioacuten dependeraacute del tamantildeo del

espacio poroso disponible para contener el fluido invasor Por lo tanto a

mayor porosidad menor seraacute el diaacutemetro de invasioacuten (requiere menor

volumen de roca para alojar el filtrado) y viceversa

En realidad no es posible llegar a una definicioacuten exacta del diaacutemetro de

invasioacuten Di es el ldquodiaacutemetro eleacutectricamente equivalente de invasioacutenrdquo Este

corresponde al diaacutemetro de un cilindro cuya superficie se localiza a medio

camino entre la zona completamente lavada y el anillo (o la zona

contaminada en una arena acuiacutefera sin anillo) Por lo general en los caacutelculos

cuantitativos se usa un valor aproximado de Di

Para el propoacutesito de la interpretacioacuten de los registros se aproxima el valor

de Di entre 2d para las formaciones de alta porosidad y de 10d para las de

baja porosidad

- Perfiles resistivos e inductivos

Es un registro inducido La resistividad es la capacidad que tienen las

rocas de oponerse al paso de corriente eleacutectrica inducida y es el inverso de

la conductividad La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos

presentes en los poros de las rocas Proporciona evidencias del contenido de

15

fluidos en las rocas Si los poros de una formacioacuten contienen agua salada

presentaraacute alta conductividad y por lo tanto la resistividad seraacute baja pero si

estaacuten llenos de petroacuteleo o gas presentaraacute baja conductividad y por lo tanto la

resistividad seraacute alta Las rocas compactas poco porosas como las calizas

masivas poseen resistividades altas

TIPOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD

Existen dos tipos principales de perfiles resistivos el Perfil Lateral

(Laterolog) y el Perfil de Induccioacuten (Induction Log) El perfil lateral se utiliza

en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de induccioacuten se utiliza en lodos

resistivos (lodo fresco o base aceite)

Dentro de los Perfiles de Induccioacuten tenemos

a) SFL = Spherical Induction Log Para profundidades someras (05 ndash 15rsquo)

Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo)

b) MIL =LIM = Medium Induction Log Para distancias medias (15 ndash 30rsquo)

c) DIL =ILD = Deep Induction Log Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden

la resistividad de la formacioacuten (Rt)

Dentro de los Perfiles Laterales tenemos

a) MSFL = Microspheric Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo) Lee la

resistividad de la zona lavada (Rxo)

16

b) MLL = LLM = Micro Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo)

c) SLL =LL S = Someric Laterolog Para profundidades someras (05 y 15rsquo)

d) DLL =LL D = Deep Laterolog Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden

resistividad de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha en escala

logariacutetmica La unidad de medida es el ohm-m con un rango de valores que

va desde 02 hasta 2000 omh-m

Se lee de izquierda a derecha en escala logariacutetmica La unidad de

medida es el ohm-m con un rango de valores que va desde 02 hasta 2000

omh-m

El registro de resistividad tambieacuten se utiliza para estimar contactos

agua ndash petroacuteleo para calcular la resistividad del agua de formacioacuten (Rw) y la

resistividad verdadera de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha

- PERFIL POTENCIAL ESPONTANEA

Es un registro no inducido El SP de los materiales del subsuelo se

origina en las ceacutelulas electroquiacutemicas formadas por el contacto entre las

arcillas las arenas y el lodo de perforacioacuten y como consecuencia del efecto

electrocineacutetico de los fluidos que se mueven a traveacutes de la zona permeable

17

El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras

que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y

lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo

base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados

por el registro de GR

El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten

de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada

comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se

realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea

base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea

base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es

mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un

intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la

salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de

formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP

es negativo

Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen

registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros

SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la

salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio

ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a

las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto

el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)

18

El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables

(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas

(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)

para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de

formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad

- PERFILES DE POROSIDAD

Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son

los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas

Registro Neutroacutenico (CNL)

Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que

indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de

neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros

de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los

neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama

CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el

registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica

bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de

medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015

a 045 (ndash15 a 45 )

Registros de Densidad (FDC)

19

Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la

atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una

fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la

roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma

dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve

para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que

posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el

registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja

porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es

grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3

Registros Soacutenicos (BHC)

Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del

sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un

receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se

llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la

porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de

traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito

menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se

lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash

500) oacute el segpie (40 ndash 240)

COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS

20

1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE

RESISTIVIDAD

21

2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD

Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1

se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS

En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash

MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)

A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando

en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los

perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4

los perfiles especiales

22

- PERFILES DE POZOS ESPECIALES

Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto

costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo

estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR

Registro de Buzamiento (Dipmeter)

El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los

cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de

lecturas de resistividad

Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos

estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya

que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes

dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos

en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo

de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un

buzamiento estructural sobre una lutita

23

Falla Normal

24

Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)

El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos

petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas

complejas

Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos

magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten

cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos

magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos

naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La

herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios

estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute

muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos

25

Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se

deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m

(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos

poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima

de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros

grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten

de granos maacutes gruesos

De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y

reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una

discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo

de la superficie terrestre

En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los

datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad

cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos

finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior

de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por

ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para

este pozo

Registro de Imaacutegenes (FMI)

Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el

subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y

para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener

por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por

resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se

denomina FMI

26

27

Registro RFT

Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se

encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de

ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya

que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de

presioacuten

La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos

para calibrar contactos maacutes precisos

28

En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y

resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta

RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por

los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente

gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de

lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes

Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una

profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede

resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede

llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto

del pozo

Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)

Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y

la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder

determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea

homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y

verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la

roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas

heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las

resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en

este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea

29

Rv Rh ===gt Anisotropiacutea

Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras

porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla

laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada

El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que

estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas

(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de

intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor

30

CONCLUSIONES

bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in

situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del

pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes

herramientas geofiacutesicas

bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan

de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas

directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos

bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a

estudiar

bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es

necesario utilizar un conjunto de ellos

bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de

formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y

31

desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del

equipo y el tipo de informacioacuten deseada

bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los

registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos

bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad

medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten

supuesta de porosidad 100 llena de agua

bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de

las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de

no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes

precisos

bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar

la porosidad del yacimiento y su litologiacutea

bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten

es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m

32

RECOMENDACIONES

Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los

pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las

reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se

justifique la inversioacuten del pozo

Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la

ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no

presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista

demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos

Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar

la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y

desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)

33

Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea

del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor

al que se desea llegar

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos

qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1

httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf

httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload

httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf

34

IMPORTANCIA DE LOS PERFILES DE POZO

A traveacutes de los perfiles de pozos medimos un nuacutemero de paraacutemetros

fiacutesicos relacionados a las propiedades geoloacutegicas y petrofiacutesicas de los

estratos que han penetrado Ademaacutes los registros nos dan informacioacuten

acerca de los fluidos presentes en los poros de las rocas (agua petroacuteleo o

gas) Por lo tanto los datos de los perfiles constituyen una descripcioacuten de la

roca

6

La interpretacioacuten de los perfiles puede ser dirigida a los mismos

objetivos que llevan los anaacutelisis de nuacutecleos convencionales Obviamente

esto solo es posible si existe una relacioacuten definida entre lo que se mide en

los registros y los paraacutemetros de roca de intereacutes para el Ingeniero Geoacutelogo

el Petrofiacutesico o el Ingeniero de Yacimientos

La principal funcioacuten del perfilaje de pozos es la localizacioacuten y

evaluacioacuten de los yacimientos de hidrocarburos

Validacioacuten de los Perfiles

Se realiza para verificar la calidad de los datos y la velocidad de perfilaje

Cada herramienta posee una velocidad de perfilaje oacuteptima a la cual la

calidad de los datos obtenidos es la mejor

Normalizacioacuten de las Curvas

La normalizacioacuten de los perfiles es realizada por un petrofiacutesico El perfil

que necesita ser normalizado con mayor frecuencia es la curva SP

Digitaslizacioacuten de los Perfiles

Existen perfiles de pozos antiguos que no se encuentran en formato

digital Estos pueden vectorizarse mediante el programa LogDB

7

- PROCESO DE INVASIOacuteN

Es la que se genera cuando la columna de lodo de perforacioacuten forza el

filtrado a penetrar en la formacioacuten permeable debido a la diferencia de

presioacuten entre esta y la formacioacuten

Efecto de la Invasioacuten

En la figura (a) se muestra la situacioacuten de los alrededores del pozo

durante la corrida de registros El pozo ha penetrado una serie de estratos de

roca de variada composicioacuten fiacutesica y quiacutemica Se presenta una secuencia de

areniscas y lutitas que son muy comunes en un campo petroliacutefero Como se

habiacutea mencionado anteriormente debido a la presioacuten diferencial que existe

entre la columna del lodo y el fluido de la formacioacuten origina una continua

infiltracioacuten del liacutequido barroso en las zonas porosas y permeable formaacutendose

asiacute raacutepidamente una torta de barro o revoque en la pared de la formacioacuten lo

cual limita la velocidad de las subsecuentes invasiones del filtrado La

resistividad del barro es Rm y la del revoque es Rmc y su espesor es tmc La

resistividad del filtrado acuoso es Rmf En la regioacuten que se halla

directamente detraacutes del revoque la inundacioacuten del filtrado de lodo es

bastante completa casi todo el agua de formacioacuten y una parte de los

hidrocarburos son desplazados por el filtrado

8

Figura (a) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten

Es imposible desplazar todos los hidrocarburos a traveacutes de este

proceso de inundacioacuten debido a que la permeabilidad relativa del petroacuteleo

llega a ser nula cuando todaviacutea existe alguna saturacioacuten de petroacuteleo La

resistividad de esta zona lavada es Rxo y la saturacioacuten de agua

(principalmente filtrado de lodo) es Sxo y en el caso de tener la presencia de

alguacuten hidrocarburo la saturacioacuten del hidrocarburo residual es Shr que es

igual a 1-Sxo Maacutes allaacute de esta zona lavada se halla una regioacuten en la cual la

inundacioacuten no es tan completa la invasioacuten del filtrado se reduce en la medida

que aumenta la distancia desde el pozo La resistividad promedio de esta

zona transicional de invasioacuten es Ri mientras que el promedio de la

saturacioacuten acuosa (agua de la formacioacuten y filtrado de lodo) es Si El diaacutemetro

promedio de la zona invadida es Di Maacutes allaacute de esta zona invadida se

encuentra una seccioacuten de la formacioacuten en la cual los fluidos no han sido

perturbados por la operacioacuten de perforacioacuten Esta seccioacuten tiene una

9

resistividad verdadera de formacioacuten de Rt y una saturacioacuten de agua (agua de

formacioacuten) de Sw La resistividad de esta agua de formacioacuten es Rw la figura

(b) ilustra esquemaacuteticamente las saturaciones de estas tres zonas

Figura (b) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten

En la figura (c) se muestran las resistividades relativas que pueden

esperarse en una arenisca permeable saturada de agua 100 que ha sido

invadida por un filtrado de lodo La resistividad del revoque es ligeramente

mayor que la del barro La resistividad Rxo de la zona lavada es mayor la del

revoque Rmc y es por lo menos tres veces de Rm y a veces

considerablemente mayor dependiendo de la porosidad Por ser una

10

arenisca de 100 agua la resistividad de la zona virgen Rt es igual a Ro Si

el agua de formacioacuten es maacutes salina que el filtrado entonces Rt = Ro es

menor Rxo En Cambio si Rw es mayor que Rmf entonces Rt = Ro gt Rxo

Entre ambas zonas existe una transicioacuten gradual de la resistividad seguacuten el

caso

Figura (c) Distribucioacuten de las resistividades en un intervalo saturado de agua

En la figura (d) se representa las situaciones despueacutes de la invasioacuten

cuando la arenisca estaacute saturada parcialmente de petroacuteleo previa a la

invasioacuten Tambieacuten aquiacute se forma una zona completamente inundada (Zona

lavada) pero en este caso la zona contiene algo de petroacuteleo residual Debido

a eso la resistividad de Rxo es maacutes alta de lo que era en el caso anterior La

resistividad Rt es tambieacuten bastante alta por la presencia del petroacuteleo y en

11

muchos casos es auacuten mayor que Rxo Durante la invasioacuten la tendencia es

que el filtrado de lodo vaya empujando delante de siacute el agua de formacioacuten

conjuntamente con el petroacuteleo Si la saturacioacuten de petroacuteleo es alta tendraacute

una permeabilidad relativa mayor que el agua y ser retiraraacute maacutes

raacutepidamente Esto da como resultado un incremento de la saturacioacuten del

agua de formacioacuten directamente en frente del filtrado de lodo lo que

ocasiona el desarrollo de un banco de agua de formacioacuten La movilidad del

agua de formacioacuten en ese banco es del mismo orden que la movilidad del

petroacuteleo

12

Figura (d) Distribucioacuten de la resistividades en una formacioacuten petroliacutefera

Este banco conforma la denominada zona anular que contiene agua y

petroacuteleo pero con una mayor saturacioacuten de agua y una menor resistividad

que la formacioacuten no invadida Esto genera un perfil de resistividad que pasa

por una disminucioacuten de la resistividad entre Rxo y Rt La existencia de esta

zona anular ha sido determinada tanto en el campo como en el laboratorio

Aun cuando el conocimiento de los factores que intervienen en su desarrollo

es aun incompleto se pueden no obstante adelantar algunas conclusiones

13

El miacutenimo que ocurre en el valor de la resistividad en la zona anularse hace

menos pronunciado en la medida en que aumenta la saturacioacuten de agua

connata en la zona no invadida y se desaparece casi totalmente cuando la

saturacioacuten de agua estaacute por encima de 60 El espesor del banco de agua

que comprende el anillo estaacute entre el 15 y el 25 por ciento del diaacutemetro de

invasioacuten Di Esto significa que el anillo se expande gradualmente en la

medida en que aumenta el diaacutemetro de invasioacuten La presencia del anillo no

afecta significativamente a la mayoriacutea de los registros de resistividad Sin

embargo su presencia si afecta notoriamente a la lectura de los registros de

Induccioacuten Esto es debido a que este tipo de dispositivo se basa en el

principio de circulacioacuten de una corriente inducida por el espacio donde se

desarrolla precisamente la zona anular Si esta zona tiene un miacutenimo que es

anormal en su resistividad este miacutenimo afectariacutea en la lectura del dispositivo

Profundidad de la invasioacuten en el momento del registro

Depende fundamentalmente de cuatro factores

Tiempo

Presioacuten diferencial entre el lodo y los fluidos de la formacioacuten

Caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo

Porosidad de la formacioacuten

El factor tiempo es importante porque mientras mayor sea el tiempo de

exposicioacuten de la formacioacuten mayor seraacute la profundidad de la invasioacuten

La caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo tiene importancia pues el

revoque es el factor que controla el movimiento del filtrado de lodo hacia el

interior de la formacioacuten Cualquier formacioacuten capaz de producir cantidades

comerciales de hidrocarburos posee una permeabilidad mayor que 1 md

14

pudiendo llegar hasta varios darcys La permeabilidad del revoque formada

por el lodo con baja peacuterdida da agua puede ser de 001 md Esto significa

que el revoque constituye una importante barrera a la penetracioacuten del filtrado

en la formacioacuten si la peacuterdida de agua del lodo es baja Si la peacuterdida de agua

del lodo es alta este formaraacute un revoque de mayor permeabilidad ademaacutes

de que aportaraacute una mayor cantidad de filtrado

Siendo el revoque el factor que controla la tasa volumeacutetrica de invasioacuten

de la formacioacuten la profundidad de la invasioacuten dependeraacute del tamantildeo del

espacio poroso disponible para contener el fluido invasor Por lo tanto a

mayor porosidad menor seraacute el diaacutemetro de invasioacuten (requiere menor

volumen de roca para alojar el filtrado) y viceversa

En realidad no es posible llegar a una definicioacuten exacta del diaacutemetro de

invasioacuten Di es el ldquodiaacutemetro eleacutectricamente equivalente de invasioacutenrdquo Este

corresponde al diaacutemetro de un cilindro cuya superficie se localiza a medio

camino entre la zona completamente lavada y el anillo (o la zona

contaminada en una arena acuiacutefera sin anillo) Por lo general en los caacutelculos

cuantitativos se usa un valor aproximado de Di

Para el propoacutesito de la interpretacioacuten de los registros se aproxima el valor

de Di entre 2d para las formaciones de alta porosidad y de 10d para las de

baja porosidad

- Perfiles resistivos e inductivos

Es un registro inducido La resistividad es la capacidad que tienen las

rocas de oponerse al paso de corriente eleacutectrica inducida y es el inverso de

la conductividad La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos

presentes en los poros de las rocas Proporciona evidencias del contenido de

15

fluidos en las rocas Si los poros de una formacioacuten contienen agua salada

presentaraacute alta conductividad y por lo tanto la resistividad seraacute baja pero si

estaacuten llenos de petroacuteleo o gas presentaraacute baja conductividad y por lo tanto la

resistividad seraacute alta Las rocas compactas poco porosas como las calizas

masivas poseen resistividades altas

TIPOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD

Existen dos tipos principales de perfiles resistivos el Perfil Lateral

(Laterolog) y el Perfil de Induccioacuten (Induction Log) El perfil lateral se utiliza

en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de induccioacuten se utiliza en lodos

resistivos (lodo fresco o base aceite)

Dentro de los Perfiles de Induccioacuten tenemos

a) SFL = Spherical Induction Log Para profundidades someras (05 ndash 15rsquo)

Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo)

b) MIL =LIM = Medium Induction Log Para distancias medias (15 ndash 30rsquo)

c) DIL =ILD = Deep Induction Log Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden

la resistividad de la formacioacuten (Rt)

Dentro de los Perfiles Laterales tenemos

a) MSFL = Microspheric Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo) Lee la

resistividad de la zona lavada (Rxo)

16

b) MLL = LLM = Micro Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo)

c) SLL =LL S = Someric Laterolog Para profundidades someras (05 y 15rsquo)

d) DLL =LL D = Deep Laterolog Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden

resistividad de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha en escala

logariacutetmica La unidad de medida es el ohm-m con un rango de valores que

va desde 02 hasta 2000 omh-m

Se lee de izquierda a derecha en escala logariacutetmica La unidad de

medida es el ohm-m con un rango de valores que va desde 02 hasta 2000

omh-m

El registro de resistividad tambieacuten se utiliza para estimar contactos

agua ndash petroacuteleo para calcular la resistividad del agua de formacioacuten (Rw) y la

resistividad verdadera de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha

- PERFIL POTENCIAL ESPONTANEA

Es un registro no inducido El SP de los materiales del subsuelo se

origina en las ceacutelulas electroquiacutemicas formadas por el contacto entre las

arcillas las arenas y el lodo de perforacioacuten y como consecuencia del efecto

electrocineacutetico de los fluidos que se mueven a traveacutes de la zona permeable

17

El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras

que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y

lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo

base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados

por el registro de GR

El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten

de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada

comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se

realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea

base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea

base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es

mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un

intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la

salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de

formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP

es negativo

Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen

registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros

SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la

salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio

ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a

las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto

el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)

18

El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables

(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas

(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)

para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de

formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad

- PERFILES DE POROSIDAD

Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son

los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas

Registro Neutroacutenico (CNL)

Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que

indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de

neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros

de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los

neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama

CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el

registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica

bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de

medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015

a 045 (ndash15 a 45 )

Registros de Densidad (FDC)

19

Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la

atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una

fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la

roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma

dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve

para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que

posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el

registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja

porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es

grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3

Registros Soacutenicos (BHC)

Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del

sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un

receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se

llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la

porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de

traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito

menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se

lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash

500) oacute el segpie (40 ndash 240)

COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS

20

1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE

RESISTIVIDAD

21

2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD

Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1

se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS

En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash

MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)

A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando

en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los

perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4

los perfiles especiales

22

- PERFILES DE POZOS ESPECIALES

Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto

costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo

estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR

Registro de Buzamiento (Dipmeter)

El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los

cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de

lecturas de resistividad

Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos

estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya

que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes

dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos

en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo

de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un

buzamiento estructural sobre una lutita

23

Falla Normal

24

Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)

El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos

petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas

complejas

Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos

magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten

cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos

magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos

naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La

herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios

estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute

muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos

25

Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se

deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m

(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos

poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima

de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros

grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten

de granos maacutes gruesos

De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y

reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una

discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo

de la superficie terrestre

En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los

datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad

cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos

finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior

de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por

ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para

este pozo

Registro de Imaacutegenes (FMI)

Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el

subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y

para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener

por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por

resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se

denomina FMI

26

27

Registro RFT

Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se

encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de

ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya

que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de

presioacuten

La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos

para calibrar contactos maacutes precisos

28

En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y

resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta

RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por

los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente

gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de

lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes

Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una

profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede

resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede

llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto

del pozo

Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)

Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y

la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder

determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea

homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y

verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la

roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas

heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las

resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en

este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea

29

Rv Rh ===gt Anisotropiacutea

Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras

porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla

laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada

El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que

estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas

(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de

intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor

30

CONCLUSIONES

bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in

situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del

pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes

herramientas geofiacutesicas

bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan

de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas

directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos

bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a

estudiar

bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es

necesario utilizar un conjunto de ellos

bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de

formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y

31

desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del

equipo y el tipo de informacioacuten deseada

bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los

registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos

bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad

medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten

supuesta de porosidad 100 llena de agua

bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de

las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de

no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes

precisos

bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar

la porosidad del yacimiento y su litologiacutea

bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten

es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m

32

RECOMENDACIONES

Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los

pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las

reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se

justifique la inversioacuten del pozo

Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la

ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no

presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista

demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos

Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar

la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y

desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)

33

Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea

del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor

al que se desea llegar

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos

qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1

httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf

httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload

httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf

34

La interpretacioacuten de los perfiles puede ser dirigida a los mismos

objetivos que llevan los anaacutelisis de nuacutecleos convencionales Obviamente

esto solo es posible si existe una relacioacuten definida entre lo que se mide en

los registros y los paraacutemetros de roca de intereacutes para el Ingeniero Geoacutelogo

el Petrofiacutesico o el Ingeniero de Yacimientos

La principal funcioacuten del perfilaje de pozos es la localizacioacuten y

evaluacioacuten de los yacimientos de hidrocarburos

Validacioacuten de los Perfiles

Se realiza para verificar la calidad de los datos y la velocidad de perfilaje

Cada herramienta posee una velocidad de perfilaje oacuteptima a la cual la

calidad de los datos obtenidos es la mejor

Normalizacioacuten de las Curvas

La normalizacioacuten de los perfiles es realizada por un petrofiacutesico El perfil

que necesita ser normalizado con mayor frecuencia es la curva SP

Digitaslizacioacuten de los Perfiles

Existen perfiles de pozos antiguos que no se encuentran en formato

digital Estos pueden vectorizarse mediante el programa LogDB

7

- PROCESO DE INVASIOacuteN

Es la que se genera cuando la columna de lodo de perforacioacuten forza el

filtrado a penetrar en la formacioacuten permeable debido a la diferencia de

presioacuten entre esta y la formacioacuten

Efecto de la Invasioacuten

En la figura (a) se muestra la situacioacuten de los alrededores del pozo

durante la corrida de registros El pozo ha penetrado una serie de estratos de

roca de variada composicioacuten fiacutesica y quiacutemica Se presenta una secuencia de

areniscas y lutitas que son muy comunes en un campo petroliacutefero Como se

habiacutea mencionado anteriormente debido a la presioacuten diferencial que existe

entre la columna del lodo y el fluido de la formacioacuten origina una continua

infiltracioacuten del liacutequido barroso en las zonas porosas y permeable formaacutendose

asiacute raacutepidamente una torta de barro o revoque en la pared de la formacioacuten lo

cual limita la velocidad de las subsecuentes invasiones del filtrado La

resistividad del barro es Rm y la del revoque es Rmc y su espesor es tmc La

resistividad del filtrado acuoso es Rmf En la regioacuten que se halla

directamente detraacutes del revoque la inundacioacuten del filtrado de lodo es

bastante completa casi todo el agua de formacioacuten y una parte de los

hidrocarburos son desplazados por el filtrado

8

Figura (a) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten

Es imposible desplazar todos los hidrocarburos a traveacutes de este

proceso de inundacioacuten debido a que la permeabilidad relativa del petroacuteleo

llega a ser nula cuando todaviacutea existe alguna saturacioacuten de petroacuteleo La

resistividad de esta zona lavada es Rxo y la saturacioacuten de agua

(principalmente filtrado de lodo) es Sxo y en el caso de tener la presencia de

alguacuten hidrocarburo la saturacioacuten del hidrocarburo residual es Shr que es

igual a 1-Sxo Maacutes allaacute de esta zona lavada se halla una regioacuten en la cual la

inundacioacuten no es tan completa la invasioacuten del filtrado se reduce en la medida

que aumenta la distancia desde el pozo La resistividad promedio de esta

zona transicional de invasioacuten es Ri mientras que el promedio de la

saturacioacuten acuosa (agua de la formacioacuten y filtrado de lodo) es Si El diaacutemetro

promedio de la zona invadida es Di Maacutes allaacute de esta zona invadida se

encuentra una seccioacuten de la formacioacuten en la cual los fluidos no han sido

perturbados por la operacioacuten de perforacioacuten Esta seccioacuten tiene una

9

resistividad verdadera de formacioacuten de Rt y una saturacioacuten de agua (agua de

formacioacuten) de Sw La resistividad de esta agua de formacioacuten es Rw la figura

(b) ilustra esquemaacuteticamente las saturaciones de estas tres zonas

Figura (b) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten

En la figura (c) se muestran las resistividades relativas que pueden

esperarse en una arenisca permeable saturada de agua 100 que ha sido

invadida por un filtrado de lodo La resistividad del revoque es ligeramente

mayor que la del barro La resistividad Rxo de la zona lavada es mayor la del

revoque Rmc y es por lo menos tres veces de Rm y a veces

considerablemente mayor dependiendo de la porosidad Por ser una

10

arenisca de 100 agua la resistividad de la zona virgen Rt es igual a Ro Si

el agua de formacioacuten es maacutes salina que el filtrado entonces Rt = Ro es

menor Rxo En Cambio si Rw es mayor que Rmf entonces Rt = Ro gt Rxo

Entre ambas zonas existe una transicioacuten gradual de la resistividad seguacuten el

caso

Figura (c) Distribucioacuten de las resistividades en un intervalo saturado de agua

En la figura (d) se representa las situaciones despueacutes de la invasioacuten

cuando la arenisca estaacute saturada parcialmente de petroacuteleo previa a la

invasioacuten Tambieacuten aquiacute se forma una zona completamente inundada (Zona

lavada) pero en este caso la zona contiene algo de petroacuteleo residual Debido

a eso la resistividad de Rxo es maacutes alta de lo que era en el caso anterior La

resistividad Rt es tambieacuten bastante alta por la presencia del petroacuteleo y en

11

muchos casos es auacuten mayor que Rxo Durante la invasioacuten la tendencia es

que el filtrado de lodo vaya empujando delante de siacute el agua de formacioacuten

conjuntamente con el petroacuteleo Si la saturacioacuten de petroacuteleo es alta tendraacute

una permeabilidad relativa mayor que el agua y ser retiraraacute maacutes

raacutepidamente Esto da como resultado un incremento de la saturacioacuten del

agua de formacioacuten directamente en frente del filtrado de lodo lo que

ocasiona el desarrollo de un banco de agua de formacioacuten La movilidad del

agua de formacioacuten en ese banco es del mismo orden que la movilidad del

petroacuteleo

12

Figura (d) Distribucioacuten de la resistividades en una formacioacuten petroliacutefera

Este banco conforma la denominada zona anular que contiene agua y

petroacuteleo pero con una mayor saturacioacuten de agua y una menor resistividad

que la formacioacuten no invadida Esto genera un perfil de resistividad que pasa

por una disminucioacuten de la resistividad entre Rxo y Rt La existencia de esta

zona anular ha sido determinada tanto en el campo como en el laboratorio

Aun cuando el conocimiento de los factores que intervienen en su desarrollo

es aun incompleto se pueden no obstante adelantar algunas conclusiones

13

El miacutenimo que ocurre en el valor de la resistividad en la zona anularse hace

menos pronunciado en la medida en que aumenta la saturacioacuten de agua

connata en la zona no invadida y se desaparece casi totalmente cuando la

saturacioacuten de agua estaacute por encima de 60 El espesor del banco de agua

que comprende el anillo estaacute entre el 15 y el 25 por ciento del diaacutemetro de

invasioacuten Di Esto significa que el anillo se expande gradualmente en la

medida en que aumenta el diaacutemetro de invasioacuten La presencia del anillo no

afecta significativamente a la mayoriacutea de los registros de resistividad Sin

embargo su presencia si afecta notoriamente a la lectura de los registros de

Induccioacuten Esto es debido a que este tipo de dispositivo se basa en el

principio de circulacioacuten de una corriente inducida por el espacio donde se

desarrolla precisamente la zona anular Si esta zona tiene un miacutenimo que es

anormal en su resistividad este miacutenimo afectariacutea en la lectura del dispositivo

Profundidad de la invasioacuten en el momento del registro

Depende fundamentalmente de cuatro factores

Tiempo

Presioacuten diferencial entre el lodo y los fluidos de la formacioacuten

Caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo

Porosidad de la formacioacuten

El factor tiempo es importante porque mientras mayor sea el tiempo de

exposicioacuten de la formacioacuten mayor seraacute la profundidad de la invasioacuten

La caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo tiene importancia pues el

revoque es el factor que controla el movimiento del filtrado de lodo hacia el

interior de la formacioacuten Cualquier formacioacuten capaz de producir cantidades

comerciales de hidrocarburos posee una permeabilidad mayor que 1 md

14

pudiendo llegar hasta varios darcys La permeabilidad del revoque formada

por el lodo con baja peacuterdida da agua puede ser de 001 md Esto significa

que el revoque constituye una importante barrera a la penetracioacuten del filtrado

en la formacioacuten si la peacuterdida de agua del lodo es baja Si la peacuterdida de agua

del lodo es alta este formaraacute un revoque de mayor permeabilidad ademaacutes

de que aportaraacute una mayor cantidad de filtrado

Siendo el revoque el factor que controla la tasa volumeacutetrica de invasioacuten

de la formacioacuten la profundidad de la invasioacuten dependeraacute del tamantildeo del

espacio poroso disponible para contener el fluido invasor Por lo tanto a

mayor porosidad menor seraacute el diaacutemetro de invasioacuten (requiere menor

volumen de roca para alojar el filtrado) y viceversa

En realidad no es posible llegar a una definicioacuten exacta del diaacutemetro de

invasioacuten Di es el ldquodiaacutemetro eleacutectricamente equivalente de invasioacutenrdquo Este

corresponde al diaacutemetro de un cilindro cuya superficie se localiza a medio

camino entre la zona completamente lavada y el anillo (o la zona

contaminada en una arena acuiacutefera sin anillo) Por lo general en los caacutelculos

cuantitativos se usa un valor aproximado de Di

Para el propoacutesito de la interpretacioacuten de los registros se aproxima el valor

de Di entre 2d para las formaciones de alta porosidad y de 10d para las de

baja porosidad

- Perfiles resistivos e inductivos

Es un registro inducido La resistividad es la capacidad que tienen las

rocas de oponerse al paso de corriente eleacutectrica inducida y es el inverso de

la conductividad La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos

presentes en los poros de las rocas Proporciona evidencias del contenido de

15

fluidos en las rocas Si los poros de una formacioacuten contienen agua salada

presentaraacute alta conductividad y por lo tanto la resistividad seraacute baja pero si

estaacuten llenos de petroacuteleo o gas presentaraacute baja conductividad y por lo tanto la

resistividad seraacute alta Las rocas compactas poco porosas como las calizas

masivas poseen resistividades altas

TIPOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD

Existen dos tipos principales de perfiles resistivos el Perfil Lateral

(Laterolog) y el Perfil de Induccioacuten (Induction Log) El perfil lateral se utiliza

en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de induccioacuten se utiliza en lodos

resistivos (lodo fresco o base aceite)

Dentro de los Perfiles de Induccioacuten tenemos

a) SFL = Spherical Induction Log Para profundidades someras (05 ndash 15rsquo)

Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo)

b) MIL =LIM = Medium Induction Log Para distancias medias (15 ndash 30rsquo)

c) DIL =ILD = Deep Induction Log Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden

la resistividad de la formacioacuten (Rt)

Dentro de los Perfiles Laterales tenemos

a) MSFL = Microspheric Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo) Lee la

resistividad de la zona lavada (Rxo)

16

b) MLL = LLM = Micro Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo)

c) SLL =LL S = Someric Laterolog Para profundidades someras (05 y 15rsquo)

d) DLL =LL D = Deep Laterolog Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden

resistividad de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha en escala

logariacutetmica La unidad de medida es el ohm-m con un rango de valores que

va desde 02 hasta 2000 omh-m

Se lee de izquierda a derecha en escala logariacutetmica La unidad de

medida es el ohm-m con un rango de valores que va desde 02 hasta 2000

omh-m

El registro de resistividad tambieacuten se utiliza para estimar contactos

agua ndash petroacuteleo para calcular la resistividad del agua de formacioacuten (Rw) y la

resistividad verdadera de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha

- PERFIL POTENCIAL ESPONTANEA

Es un registro no inducido El SP de los materiales del subsuelo se

origina en las ceacutelulas electroquiacutemicas formadas por el contacto entre las

arcillas las arenas y el lodo de perforacioacuten y como consecuencia del efecto

electrocineacutetico de los fluidos que se mueven a traveacutes de la zona permeable

17

El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras

que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y

lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo

base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados

por el registro de GR

El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten

de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada

comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se

realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea

base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea

base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es

mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un

intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la

salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de

formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP

es negativo

Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen

registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros

SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la

salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio

ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a

las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto

el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)

18

El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables

(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas

(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)

para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de

formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad

- PERFILES DE POROSIDAD

Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son

los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas

Registro Neutroacutenico (CNL)

Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que

indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de

neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros

de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los

neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama

CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el

registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica

bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de

medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015

a 045 (ndash15 a 45 )

Registros de Densidad (FDC)

19

Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la

atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una

fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la

roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma

dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve

para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que

posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el

registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja

porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es

grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3

Registros Soacutenicos (BHC)

Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del

sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un

receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se

llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la

porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de

traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito

menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se

lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash

500) oacute el segpie (40 ndash 240)

COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS

20

1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE

RESISTIVIDAD

21

2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD

Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1

se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS

En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash

MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)

A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando

en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los

perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4

los perfiles especiales

22

- PERFILES DE POZOS ESPECIALES

Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto

costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo

estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR

Registro de Buzamiento (Dipmeter)

El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los

cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de

lecturas de resistividad

Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos

estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya

que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes

dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos

en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo

de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un

buzamiento estructural sobre una lutita

23

Falla Normal

24

Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)

El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos

petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas

complejas

Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos

magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten

cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos

magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos

naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La

herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios

estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute

muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos

25

Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se

deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m

(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos

poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima

de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros

grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten

de granos maacutes gruesos

De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y

reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una

discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo

de la superficie terrestre

En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los

datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad

cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos

finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior

de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por

ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para

este pozo

Registro de Imaacutegenes (FMI)

Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el

subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y

para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener

por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por

resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se

denomina FMI

26

27

Registro RFT

Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se

encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de

ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya

que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de

presioacuten

La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos

para calibrar contactos maacutes precisos

28

En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y

resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta

RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por

los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente

gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de

lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes

Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una

profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede

resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede

llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto

del pozo

Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)

Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y

la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder

determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea

homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y

verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la

roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas

heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las

resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en

este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea

29

Rv Rh ===gt Anisotropiacutea

Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras

porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla

laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada

El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que

estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas

(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de

intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor

30

CONCLUSIONES

bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in

situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del

pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes

herramientas geofiacutesicas

bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan

de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas

directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos

bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a

estudiar

bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es

necesario utilizar un conjunto de ellos

bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de

formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y

31

desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del

equipo y el tipo de informacioacuten deseada

bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los

registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos

bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad

medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten

supuesta de porosidad 100 llena de agua

bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de

las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de

no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes

precisos

bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar

la porosidad del yacimiento y su litologiacutea

bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten

es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m

32

RECOMENDACIONES

Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los

pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las

reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se

justifique la inversioacuten del pozo

Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la

ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no

presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista

demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos

Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar

la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y

desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)

33

Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea

del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor

al que se desea llegar

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos

qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1

httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf

httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload

httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf

34

- PROCESO DE INVASIOacuteN

Es la que se genera cuando la columna de lodo de perforacioacuten forza el

filtrado a penetrar en la formacioacuten permeable debido a la diferencia de

presioacuten entre esta y la formacioacuten

Efecto de la Invasioacuten

En la figura (a) se muestra la situacioacuten de los alrededores del pozo

durante la corrida de registros El pozo ha penetrado una serie de estratos de

roca de variada composicioacuten fiacutesica y quiacutemica Se presenta una secuencia de

areniscas y lutitas que son muy comunes en un campo petroliacutefero Como se

habiacutea mencionado anteriormente debido a la presioacuten diferencial que existe

entre la columna del lodo y el fluido de la formacioacuten origina una continua

infiltracioacuten del liacutequido barroso en las zonas porosas y permeable formaacutendose

asiacute raacutepidamente una torta de barro o revoque en la pared de la formacioacuten lo

cual limita la velocidad de las subsecuentes invasiones del filtrado La

resistividad del barro es Rm y la del revoque es Rmc y su espesor es tmc La

resistividad del filtrado acuoso es Rmf En la regioacuten que se halla

directamente detraacutes del revoque la inundacioacuten del filtrado de lodo es

bastante completa casi todo el agua de formacioacuten y una parte de los

hidrocarburos son desplazados por el filtrado

8

Figura (a) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten

Es imposible desplazar todos los hidrocarburos a traveacutes de este

proceso de inundacioacuten debido a que la permeabilidad relativa del petroacuteleo

llega a ser nula cuando todaviacutea existe alguna saturacioacuten de petroacuteleo La

resistividad de esta zona lavada es Rxo y la saturacioacuten de agua

(principalmente filtrado de lodo) es Sxo y en el caso de tener la presencia de

alguacuten hidrocarburo la saturacioacuten del hidrocarburo residual es Shr que es

igual a 1-Sxo Maacutes allaacute de esta zona lavada se halla una regioacuten en la cual la

inundacioacuten no es tan completa la invasioacuten del filtrado se reduce en la medida

que aumenta la distancia desde el pozo La resistividad promedio de esta

zona transicional de invasioacuten es Ri mientras que el promedio de la

saturacioacuten acuosa (agua de la formacioacuten y filtrado de lodo) es Si El diaacutemetro

promedio de la zona invadida es Di Maacutes allaacute de esta zona invadida se

encuentra una seccioacuten de la formacioacuten en la cual los fluidos no han sido

perturbados por la operacioacuten de perforacioacuten Esta seccioacuten tiene una

9

resistividad verdadera de formacioacuten de Rt y una saturacioacuten de agua (agua de

formacioacuten) de Sw La resistividad de esta agua de formacioacuten es Rw la figura

(b) ilustra esquemaacuteticamente las saturaciones de estas tres zonas

Figura (b) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten

En la figura (c) se muestran las resistividades relativas que pueden

esperarse en una arenisca permeable saturada de agua 100 que ha sido

invadida por un filtrado de lodo La resistividad del revoque es ligeramente

mayor que la del barro La resistividad Rxo de la zona lavada es mayor la del

revoque Rmc y es por lo menos tres veces de Rm y a veces

considerablemente mayor dependiendo de la porosidad Por ser una

10

arenisca de 100 agua la resistividad de la zona virgen Rt es igual a Ro Si

el agua de formacioacuten es maacutes salina que el filtrado entonces Rt = Ro es

menor Rxo En Cambio si Rw es mayor que Rmf entonces Rt = Ro gt Rxo

Entre ambas zonas existe una transicioacuten gradual de la resistividad seguacuten el

caso

Figura (c) Distribucioacuten de las resistividades en un intervalo saturado de agua

En la figura (d) se representa las situaciones despueacutes de la invasioacuten

cuando la arenisca estaacute saturada parcialmente de petroacuteleo previa a la

invasioacuten Tambieacuten aquiacute se forma una zona completamente inundada (Zona

lavada) pero en este caso la zona contiene algo de petroacuteleo residual Debido

a eso la resistividad de Rxo es maacutes alta de lo que era en el caso anterior La

resistividad Rt es tambieacuten bastante alta por la presencia del petroacuteleo y en

11

muchos casos es auacuten mayor que Rxo Durante la invasioacuten la tendencia es

que el filtrado de lodo vaya empujando delante de siacute el agua de formacioacuten

conjuntamente con el petroacuteleo Si la saturacioacuten de petroacuteleo es alta tendraacute

una permeabilidad relativa mayor que el agua y ser retiraraacute maacutes

raacutepidamente Esto da como resultado un incremento de la saturacioacuten del

agua de formacioacuten directamente en frente del filtrado de lodo lo que

ocasiona el desarrollo de un banco de agua de formacioacuten La movilidad del

agua de formacioacuten en ese banco es del mismo orden que la movilidad del

petroacuteleo

12

Figura (d) Distribucioacuten de la resistividades en una formacioacuten petroliacutefera

Este banco conforma la denominada zona anular que contiene agua y

petroacuteleo pero con una mayor saturacioacuten de agua y una menor resistividad

que la formacioacuten no invadida Esto genera un perfil de resistividad que pasa

por una disminucioacuten de la resistividad entre Rxo y Rt La existencia de esta

zona anular ha sido determinada tanto en el campo como en el laboratorio

Aun cuando el conocimiento de los factores que intervienen en su desarrollo

es aun incompleto se pueden no obstante adelantar algunas conclusiones

13

El miacutenimo que ocurre en el valor de la resistividad en la zona anularse hace

menos pronunciado en la medida en que aumenta la saturacioacuten de agua

connata en la zona no invadida y se desaparece casi totalmente cuando la

saturacioacuten de agua estaacute por encima de 60 El espesor del banco de agua

que comprende el anillo estaacute entre el 15 y el 25 por ciento del diaacutemetro de

invasioacuten Di Esto significa que el anillo se expande gradualmente en la

medida en que aumenta el diaacutemetro de invasioacuten La presencia del anillo no

afecta significativamente a la mayoriacutea de los registros de resistividad Sin

embargo su presencia si afecta notoriamente a la lectura de los registros de

Induccioacuten Esto es debido a que este tipo de dispositivo se basa en el

principio de circulacioacuten de una corriente inducida por el espacio donde se

desarrolla precisamente la zona anular Si esta zona tiene un miacutenimo que es

anormal en su resistividad este miacutenimo afectariacutea en la lectura del dispositivo

Profundidad de la invasioacuten en el momento del registro

Depende fundamentalmente de cuatro factores

Tiempo

Presioacuten diferencial entre el lodo y los fluidos de la formacioacuten

Caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo

Porosidad de la formacioacuten

El factor tiempo es importante porque mientras mayor sea el tiempo de

exposicioacuten de la formacioacuten mayor seraacute la profundidad de la invasioacuten

La caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo tiene importancia pues el

revoque es el factor que controla el movimiento del filtrado de lodo hacia el

interior de la formacioacuten Cualquier formacioacuten capaz de producir cantidades

comerciales de hidrocarburos posee una permeabilidad mayor que 1 md

14

pudiendo llegar hasta varios darcys La permeabilidad del revoque formada

por el lodo con baja peacuterdida da agua puede ser de 001 md Esto significa

que el revoque constituye una importante barrera a la penetracioacuten del filtrado

en la formacioacuten si la peacuterdida de agua del lodo es baja Si la peacuterdida de agua

del lodo es alta este formaraacute un revoque de mayor permeabilidad ademaacutes

de que aportaraacute una mayor cantidad de filtrado

Siendo el revoque el factor que controla la tasa volumeacutetrica de invasioacuten

de la formacioacuten la profundidad de la invasioacuten dependeraacute del tamantildeo del

espacio poroso disponible para contener el fluido invasor Por lo tanto a

mayor porosidad menor seraacute el diaacutemetro de invasioacuten (requiere menor

volumen de roca para alojar el filtrado) y viceversa

En realidad no es posible llegar a una definicioacuten exacta del diaacutemetro de

invasioacuten Di es el ldquodiaacutemetro eleacutectricamente equivalente de invasioacutenrdquo Este

corresponde al diaacutemetro de un cilindro cuya superficie se localiza a medio

camino entre la zona completamente lavada y el anillo (o la zona

contaminada en una arena acuiacutefera sin anillo) Por lo general en los caacutelculos

cuantitativos se usa un valor aproximado de Di

Para el propoacutesito de la interpretacioacuten de los registros se aproxima el valor

de Di entre 2d para las formaciones de alta porosidad y de 10d para las de

baja porosidad

- Perfiles resistivos e inductivos

Es un registro inducido La resistividad es la capacidad que tienen las

rocas de oponerse al paso de corriente eleacutectrica inducida y es el inverso de

la conductividad La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos

presentes en los poros de las rocas Proporciona evidencias del contenido de

15

fluidos en las rocas Si los poros de una formacioacuten contienen agua salada

presentaraacute alta conductividad y por lo tanto la resistividad seraacute baja pero si

estaacuten llenos de petroacuteleo o gas presentaraacute baja conductividad y por lo tanto la

resistividad seraacute alta Las rocas compactas poco porosas como las calizas

masivas poseen resistividades altas

TIPOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD

Existen dos tipos principales de perfiles resistivos el Perfil Lateral

(Laterolog) y el Perfil de Induccioacuten (Induction Log) El perfil lateral se utiliza

en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de induccioacuten se utiliza en lodos

resistivos (lodo fresco o base aceite)

Dentro de los Perfiles de Induccioacuten tenemos

a) SFL = Spherical Induction Log Para profundidades someras (05 ndash 15rsquo)

Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo)

b) MIL =LIM = Medium Induction Log Para distancias medias (15 ndash 30rsquo)

c) DIL =ILD = Deep Induction Log Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden

la resistividad de la formacioacuten (Rt)

Dentro de los Perfiles Laterales tenemos

a) MSFL = Microspheric Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo) Lee la

resistividad de la zona lavada (Rxo)

16

b) MLL = LLM = Micro Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo)

c) SLL =LL S = Someric Laterolog Para profundidades someras (05 y 15rsquo)

d) DLL =LL D = Deep Laterolog Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden

resistividad de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha en escala

logariacutetmica La unidad de medida es el ohm-m con un rango de valores que

va desde 02 hasta 2000 omh-m

Se lee de izquierda a derecha en escala logariacutetmica La unidad de

medida es el ohm-m con un rango de valores que va desde 02 hasta 2000

omh-m

El registro de resistividad tambieacuten se utiliza para estimar contactos

agua ndash petroacuteleo para calcular la resistividad del agua de formacioacuten (Rw) y la

resistividad verdadera de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha

- PERFIL POTENCIAL ESPONTANEA

Es un registro no inducido El SP de los materiales del subsuelo se

origina en las ceacutelulas electroquiacutemicas formadas por el contacto entre las

arcillas las arenas y el lodo de perforacioacuten y como consecuencia del efecto

electrocineacutetico de los fluidos que se mueven a traveacutes de la zona permeable

17

El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras

que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y

lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo

base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados

por el registro de GR

El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten

de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada

comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se

realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea

base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea

base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es

mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un

intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la

salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de

formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP

es negativo

Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen

registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros

SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la

salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio

ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a

las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto

el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)

18

El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables

(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas

(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)

para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de

formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad

- PERFILES DE POROSIDAD

Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son

los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas

Registro Neutroacutenico (CNL)

Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que

indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de

neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros

de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los

neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama

CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el

registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica

bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de

medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015

a 045 (ndash15 a 45 )

Registros de Densidad (FDC)

19

Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la

atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una

fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la

roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma

dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve

para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que

posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el

registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja

porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es

grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3

Registros Soacutenicos (BHC)

Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del

sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un

receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se

llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la

porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de

traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito

menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se

lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash

500) oacute el segpie (40 ndash 240)

COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS

20

1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE

RESISTIVIDAD

21

2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD

Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1

se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS

En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash

MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)

A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando

en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los

perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4

los perfiles especiales

22

- PERFILES DE POZOS ESPECIALES

Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto

costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo

estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR

Registro de Buzamiento (Dipmeter)

El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los

cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de

lecturas de resistividad

Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos

estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya

que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes

dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos

en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo

de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un

buzamiento estructural sobre una lutita

23

Falla Normal

24

Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)

El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos

petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas

complejas

Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos

magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten

cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos

magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos

naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La

herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios

estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute

muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos

25

Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se

deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m

(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos

poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima

de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros

grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten

de granos maacutes gruesos

De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y

reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una

discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo

de la superficie terrestre

En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los

datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad

cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos

finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior

de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por

ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para

este pozo

Registro de Imaacutegenes (FMI)

Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el

subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y

para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener

por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por

resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se

denomina FMI

26

27

Registro RFT

Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se

encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de

ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya

que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de

presioacuten

La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos

para calibrar contactos maacutes precisos

28

En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y

resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta

RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por

los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente

gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de

lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes

Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una

profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede

resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede

llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto

del pozo

Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)

Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y

la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder

determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea

homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y

verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la

roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas

heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las

resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en

este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea

29

Rv Rh ===gt Anisotropiacutea

Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras

porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla

laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada

El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que

estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas

(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de

intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor

30

CONCLUSIONES

bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in

situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del

pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes

herramientas geofiacutesicas

bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan

de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas

directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos

bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a

estudiar

bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es

necesario utilizar un conjunto de ellos

bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de

formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y

31

desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del

equipo y el tipo de informacioacuten deseada

bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los

registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos

bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad

medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten

supuesta de porosidad 100 llena de agua

bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de

las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de

no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes

precisos

bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar

la porosidad del yacimiento y su litologiacutea

bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten

es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m

32

RECOMENDACIONES

Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los

pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las

reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se

justifique la inversioacuten del pozo

Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la

ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no

presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista

demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos

Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar

la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y

desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)

33

Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea

del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor

al que se desea llegar

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos

qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1

httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf

httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload

httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf

34

Figura (a) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten

Es imposible desplazar todos los hidrocarburos a traveacutes de este

proceso de inundacioacuten debido a que la permeabilidad relativa del petroacuteleo

llega a ser nula cuando todaviacutea existe alguna saturacioacuten de petroacuteleo La

resistividad de esta zona lavada es Rxo y la saturacioacuten de agua

(principalmente filtrado de lodo) es Sxo y en el caso de tener la presencia de

alguacuten hidrocarburo la saturacioacuten del hidrocarburo residual es Shr que es

igual a 1-Sxo Maacutes allaacute de esta zona lavada se halla una regioacuten en la cual la

inundacioacuten no es tan completa la invasioacuten del filtrado se reduce en la medida

que aumenta la distancia desde el pozo La resistividad promedio de esta

zona transicional de invasioacuten es Ri mientras que el promedio de la

saturacioacuten acuosa (agua de la formacioacuten y filtrado de lodo) es Si El diaacutemetro

promedio de la zona invadida es Di Maacutes allaacute de esta zona invadida se

encuentra una seccioacuten de la formacioacuten en la cual los fluidos no han sido

perturbados por la operacioacuten de perforacioacuten Esta seccioacuten tiene una

9

resistividad verdadera de formacioacuten de Rt y una saturacioacuten de agua (agua de

formacioacuten) de Sw La resistividad de esta agua de formacioacuten es Rw la figura

(b) ilustra esquemaacuteticamente las saturaciones de estas tres zonas

Figura (b) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten

En la figura (c) se muestran las resistividades relativas que pueden

esperarse en una arenisca permeable saturada de agua 100 que ha sido

invadida por un filtrado de lodo La resistividad del revoque es ligeramente

mayor que la del barro La resistividad Rxo de la zona lavada es mayor la del

revoque Rmc y es por lo menos tres veces de Rm y a veces

considerablemente mayor dependiendo de la porosidad Por ser una

10

arenisca de 100 agua la resistividad de la zona virgen Rt es igual a Ro Si

el agua de formacioacuten es maacutes salina que el filtrado entonces Rt = Ro es

menor Rxo En Cambio si Rw es mayor que Rmf entonces Rt = Ro gt Rxo

Entre ambas zonas existe una transicioacuten gradual de la resistividad seguacuten el

caso

Figura (c) Distribucioacuten de las resistividades en un intervalo saturado de agua

En la figura (d) se representa las situaciones despueacutes de la invasioacuten

cuando la arenisca estaacute saturada parcialmente de petroacuteleo previa a la

invasioacuten Tambieacuten aquiacute se forma una zona completamente inundada (Zona

lavada) pero en este caso la zona contiene algo de petroacuteleo residual Debido

a eso la resistividad de Rxo es maacutes alta de lo que era en el caso anterior La

resistividad Rt es tambieacuten bastante alta por la presencia del petroacuteleo y en

11

muchos casos es auacuten mayor que Rxo Durante la invasioacuten la tendencia es

que el filtrado de lodo vaya empujando delante de siacute el agua de formacioacuten

conjuntamente con el petroacuteleo Si la saturacioacuten de petroacuteleo es alta tendraacute

una permeabilidad relativa mayor que el agua y ser retiraraacute maacutes

raacutepidamente Esto da como resultado un incremento de la saturacioacuten del

agua de formacioacuten directamente en frente del filtrado de lodo lo que

ocasiona el desarrollo de un banco de agua de formacioacuten La movilidad del

agua de formacioacuten en ese banco es del mismo orden que la movilidad del

petroacuteleo

12

Figura (d) Distribucioacuten de la resistividades en una formacioacuten petroliacutefera

Este banco conforma la denominada zona anular que contiene agua y

petroacuteleo pero con una mayor saturacioacuten de agua y una menor resistividad

que la formacioacuten no invadida Esto genera un perfil de resistividad que pasa

por una disminucioacuten de la resistividad entre Rxo y Rt La existencia de esta

zona anular ha sido determinada tanto en el campo como en el laboratorio

Aun cuando el conocimiento de los factores que intervienen en su desarrollo

es aun incompleto se pueden no obstante adelantar algunas conclusiones

13

El miacutenimo que ocurre en el valor de la resistividad en la zona anularse hace

menos pronunciado en la medida en que aumenta la saturacioacuten de agua

connata en la zona no invadida y se desaparece casi totalmente cuando la

saturacioacuten de agua estaacute por encima de 60 El espesor del banco de agua

que comprende el anillo estaacute entre el 15 y el 25 por ciento del diaacutemetro de

invasioacuten Di Esto significa que el anillo se expande gradualmente en la

medida en que aumenta el diaacutemetro de invasioacuten La presencia del anillo no

afecta significativamente a la mayoriacutea de los registros de resistividad Sin

embargo su presencia si afecta notoriamente a la lectura de los registros de

Induccioacuten Esto es debido a que este tipo de dispositivo se basa en el

principio de circulacioacuten de una corriente inducida por el espacio donde se

desarrolla precisamente la zona anular Si esta zona tiene un miacutenimo que es

anormal en su resistividad este miacutenimo afectariacutea en la lectura del dispositivo

Profundidad de la invasioacuten en el momento del registro

Depende fundamentalmente de cuatro factores

Tiempo

Presioacuten diferencial entre el lodo y los fluidos de la formacioacuten

Caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo

Porosidad de la formacioacuten

El factor tiempo es importante porque mientras mayor sea el tiempo de

exposicioacuten de la formacioacuten mayor seraacute la profundidad de la invasioacuten

La caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo tiene importancia pues el

revoque es el factor que controla el movimiento del filtrado de lodo hacia el

interior de la formacioacuten Cualquier formacioacuten capaz de producir cantidades

comerciales de hidrocarburos posee una permeabilidad mayor que 1 md

14

pudiendo llegar hasta varios darcys La permeabilidad del revoque formada

por el lodo con baja peacuterdida da agua puede ser de 001 md Esto significa

que el revoque constituye una importante barrera a la penetracioacuten del filtrado

en la formacioacuten si la peacuterdida de agua del lodo es baja Si la peacuterdida de agua

del lodo es alta este formaraacute un revoque de mayor permeabilidad ademaacutes

de que aportaraacute una mayor cantidad de filtrado

Siendo el revoque el factor que controla la tasa volumeacutetrica de invasioacuten

de la formacioacuten la profundidad de la invasioacuten dependeraacute del tamantildeo del

espacio poroso disponible para contener el fluido invasor Por lo tanto a

mayor porosidad menor seraacute el diaacutemetro de invasioacuten (requiere menor

volumen de roca para alojar el filtrado) y viceversa

En realidad no es posible llegar a una definicioacuten exacta del diaacutemetro de

invasioacuten Di es el ldquodiaacutemetro eleacutectricamente equivalente de invasioacutenrdquo Este

corresponde al diaacutemetro de un cilindro cuya superficie se localiza a medio

camino entre la zona completamente lavada y el anillo (o la zona

contaminada en una arena acuiacutefera sin anillo) Por lo general en los caacutelculos

cuantitativos se usa un valor aproximado de Di

Para el propoacutesito de la interpretacioacuten de los registros se aproxima el valor

de Di entre 2d para las formaciones de alta porosidad y de 10d para las de

baja porosidad

- Perfiles resistivos e inductivos

Es un registro inducido La resistividad es la capacidad que tienen las

rocas de oponerse al paso de corriente eleacutectrica inducida y es el inverso de

la conductividad La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos

presentes en los poros de las rocas Proporciona evidencias del contenido de

15

fluidos en las rocas Si los poros de una formacioacuten contienen agua salada

presentaraacute alta conductividad y por lo tanto la resistividad seraacute baja pero si

estaacuten llenos de petroacuteleo o gas presentaraacute baja conductividad y por lo tanto la

resistividad seraacute alta Las rocas compactas poco porosas como las calizas

masivas poseen resistividades altas

TIPOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD

Existen dos tipos principales de perfiles resistivos el Perfil Lateral

(Laterolog) y el Perfil de Induccioacuten (Induction Log) El perfil lateral se utiliza

en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de induccioacuten se utiliza en lodos

resistivos (lodo fresco o base aceite)

Dentro de los Perfiles de Induccioacuten tenemos

a) SFL = Spherical Induction Log Para profundidades someras (05 ndash 15rsquo)

Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo)

b) MIL =LIM = Medium Induction Log Para distancias medias (15 ndash 30rsquo)

c) DIL =ILD = Deep Induction Log Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden

la resistividad de la formacioacuten (Rt)

Dentro de los Perfiles Laterales tenemos

a) MSFL = Microspheric Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo) Lee la

resistividad de la zona lavada (Rxo)

16

b) MLL = LLM = Micro Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo)

c) SLL =LL S = Someric Laterolog Para profundidades someras (05 y 15rsquo)

d) DLL =LL D = Deep Laterolog Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden

resistividad de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha en escala

logariacutetmica La unidad de medida es el ohm-m con un rango de valores que

va desde 02 hasta 2000 omh-m

Se lee de izquierda a derecha en escala logariacutetmica La unidad de

medida es el ohm-m con un rango de valores que va desde 02 hasta 2000

omh-m

El registro de resistividad tambieacuten se utiliza para estimar contactos

agua ndash petroacuteleo para calcular la resistividad del agua de formacioacuten (Rw) y la

resistividad verdadera de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha

- PERFIL POTENCIAL ESPONTANEA

Es un registro no inducido El SP de los materiales del subsuelo se

origina en las ceacutelulas electroquiacutemicas formadas por el contacto entre las

arcillas las arenas y el lodo de perforacioacuten y como consecuencia del efecto

electrocineacutetico de los fluidos que se mueven a traveacutes de la zona permeable

17

El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras

que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y

lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo

base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados

por el registro de GR

El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten

de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada

comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se

realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea

base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea

base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es

mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un

intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la

salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de

formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP

es negativo

Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen

registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros

SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la

salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio

ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a

las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto

el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)

18

El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables

(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas

(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)

para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de

formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad

- PERFILES DE POROSIDAD

Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son

los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas

Registro Neutroacutenico (CNL)

Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que

indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de

neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros

de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los

neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama

CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el

registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica

bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de

medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015

a 045 (ndash15 a 45 )

Registros de Densidad (FDC)

19

Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la

atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una

fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la

roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma

dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve

para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que

posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el

registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja

porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es

grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3

Registros Soacutenicos (BHC)

Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del

sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un

receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se

llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la

porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de

traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito

menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se

lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash

500) oacute el segpie (40 ndash 240)

COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS

20

1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE

RESISTIVIDAD

21

2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD

Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1

se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS

En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash

MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)

A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando

en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los

perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4

los perfiles especiales

22

- PERFILES DE POZOS ESPECIALES

Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto

costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo

estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR

Registro de Buzamiento (Dipmeter)

El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los

cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de

lecturas de resistividad

Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos

estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya

que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes

dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos

en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo

de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un

buzamiento estructural sobre una lutita

23

Falla Normal

24

Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)

El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos

petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas

complejas

Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos

magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten

cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos

magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos

naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La

herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios

estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute

muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos

25

Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se

deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m

(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos

poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima

de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros

grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten

de granos maacutes gruesos

De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y

reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una

discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo

de la superficie terrestre

En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los

datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad

cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos

finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior

de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por

ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para

este pozo

Registro de Imaacutegenes (FMI)

Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el

subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y

para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener

por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por

resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se

denomina FMI

26

27

Registro RFT

Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se

encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de

ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya

que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de

presioacuten

La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos

para calibrar contactos maacutes precisos

28

En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y

resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta

RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por

los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente

gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de

lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes

Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una

profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede

resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede

llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto

del pozo

Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)

Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y

la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder

determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea

homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y

verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la

roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas

heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las

resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en

este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea

29

Rv Rh ===gt Anisotropiacutea

Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras

porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla

laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada

El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que

estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas

(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de

intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor

30

CONCLUSIONES

bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in

situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del

pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes

herramientas geofiacutesicas

bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan

de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas

directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos

bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a

estudiar

bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es

necesario utilizar un conjunto de ellos

bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de

formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y

31

desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del

equipo y el tipo de informacioacuten deseada

bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los

registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos

bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad

medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten

supuesta de porosidad 100 llena de agua

bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de

las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de

no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes

precisos

bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar

la porosidad del yacimiento y su litologiacutea

bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten

es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m

32

RECOMENDACIONES

Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los

pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las

reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se

justifique la inversioacuten del pozo

Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la

ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no

presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista

demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos

Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar

la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y

desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)

33

Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea

del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor

al que se desea llegar

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos

qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1

httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf

httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload

httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf

34

resistividad verdadera de formacioacuten de Rt y una saturacioacuten de agua (agua de

formacioacuten) de Sw La resistividad de esta agua de formacioacuten es Rw la figura

(b) ilustra esquemaacuteticamente las saturaciones de estas tres zonas

Figura (b) Saturacioacuten de cada zona por el efecto de la invasioacuten

En la figura (c) se muestran las resistividades relativas que pueden

esperarse en una arenisca permeable saturada de agua 100 que ha sido

invadida por un filtrado de lodo La resistividad del revoque es ligeramente

mayor que la del barro La resistividad Rxo de la zona lavada es mayor la del

revoque Rmc y es por lo menos tres veces de Rm y a veces

considerablemente mayor dependiendo de la porosidad Por ser una

10

arenisca de 100 agua la resistividad de la zona virgen Rt es igual a Ro Si

el agua de formacioacuten es maacutes salina que el filtrado entonces Rt = Ro es

menor Rxo En Cambio si Rw es mayor que Rmf entonces Rt = Ro gt Rxo

Entre ambas zonas existe una transicioacuten gradual de la resistividad seguacuten el

caso

Figura (c) Distribucioacuten de las resistividades en un intervalo saturado de agua

En la figura (d) se representa las situaciones despueacutes de la invasioacuten

cuando la arenisca estaacute saturada parcialmente de petroacuteleo previa a la

invasioacuten Tambieacuten aquiacute se forma una zona completamente inundada (Zona

lavada) pero en este caso la zona contiene algo de petroacuteleo residual Debido

a eso la resistividad de Rxo es maacutes alta de lo que era en el caso anterior La

resistividad Rt es tambieacuten bastante alta por la presencia del petroacuteleo y en

11

muchos casos es auacuten mayor que Rxo Durante la invasioacuten la tendencia es

que el filtrado de lodo vaya empujando delante de siacute el agua de formacioacuten

conjuntamente con el petroacuteleo Si la saturacioacuten de petroacuteleo es alta tendraacute

una permeabilidad relativa mayor que el agua y ser retiraraacute maacutes

raacutepidamente Esto da como resultado un incremento de la saturacioacuten del

agua de formacioacuten directamente en frente del filtrado de lodo lo que

ocasiona el desarrollo de un banco de agua de formacioacuten La movilidad del

agua de formacioacuten en ese banco es del mismo orden que la movilidad del

petroacuteleo

12

Figura (d) Distribucioacuten de la resistividades en una formacioacuten petroliacutefera

Este banco conforma la denominada zona anular que contiene agua y

petroacuteleo pero con una mayor saturacioacuten de agua y una menor resistividad

que la formacioacuten no invadida Esto genera un perfil de resistividad que pasa

por una disminucioacuten de la resistividad entre Rxo y Rt La existencia de esta

zona anular ha sido determinada tanto en el campo como en el laboratorio

Aun cuando el conocimiento de los factores que intervienen en su desarrollo

es aun incompleto se pueden no obstante adelantar algunas conclusiones

13

El miacutenimo que ocurre en el valor de la resistividad en la zona anularse hace

menos pronunciado en la medida en que aumenta la saturacioacuten de agua

connata en la zona no invadida y se desaparece casi totalmente cuando la

saturacioacuten de agua estaacute por encima de 60 El espesor del banco de agua

que comprende el anillo estaacute entre el 15 y el 25 por ciento del diaacutemetro de

invasioacuten Di Esto significa que el anillo se expande gradualmente en la

medida en que aumenta el diaacutemetro de invasioacuten La presencia del anillo no

afecta significativamente a la mayoriacutea de los registros de resistividad Sin

embargo su presencia si afecta notoriamente a la lectura de los registros de

Induccioacuten Esto es debido a que este tipo de dispositivo se basa en el

principio de circulacioacuten de una corriente inducida por el espacio donde se

desarrolla precisamente la zona anular Si esta zona tiene un miacutenimo que es

anormal en su resistividad este miacutenimo afectariacutea en la lectura del dispositivo

Profundidad de la invasioacuten en el momento del registro

Depende fundamentalmente de cuatro factores

Tiempo

Presioacuten diferencial entre el lodo y los fluidos de la formacioacuten

Caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo

Porosidad de la formacioacuten

El factor tiempo es importante porque mientras mayor sea el tiempo de

exposicioacuten de la formacioacuten mayor seraacute la profundidad de la invasioacuten

La caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo tiene importancia pues el

revoque es el factor que controla el movimiento del filtrado de lodo hacia el

interior de la formacioacuten Cualquier formacioacuten capaz de producir cantidades

comerciales de hidrocarburos posee una permeabilidad mayor que 1 md

14

pudiendo llegar hasta varios darcys La permeabilidad del revoque formada

por el lodo con baja peacuterdida da agua puede ser de 001 md Esto significa

que el revoque constituye una importante barrera a la penetracioacuten del filtrado

en la formacioacuten si la peacuterdida de agua del lodo es baja Si la peacuterdida de agua

del lodo es alta este formaraacute un revoque de mayor permeabilidad ademaacutes

de que aportaraacute una mayor cantidad de filtrado

Siendo el revoque el factor que controla la tasa volumeacutetrica de invasioacuten

de la formacioacuten la profundidad de la invasioacuten dependeraacute del tamantildeo del

espacio poroso disponible para contener el fluido invasor Por lo tanto a

mayor porosidad menor seraacute el diaacutemetro de invasioacuten (requiere menor

volumen de roca para alojar el filtrado) y viceversa

En realidad no es posible llegar a una definicioacuten exacta del diaacutemetro de

invasioacuten Di es el ldquodiaacutemetro eleacutectricamente equivalente de invasioacutenrdquo Este

corresponde al diaacutemetro de un cilindro cuya superficie se localiza a medio

camino entre la zona completamente lavada y el anillo (o la zona

contaminada en una arena acuiacutefera sin anillo) Por lo general en los caacutelculos

cuantitativos se usa un valor aproximado de Di

Para el propoacutesito de la interpretacioacuten de los registros se aproxima el valor

de Di entre 2d para las formaciones de alta porosidad y de 10d para las de

baja porosidad

- Perfiles resistivos e inductivos

Es un registro inducido La resistividad es la capacidad que tienen las

rocas de oponerse al paso de corriente eleacutectrica inducida y es el inverso de

la conductividad La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos

presentes en los poros de las rocas Proporciona evidencias del contenido de

15

fluidos en las rocas Si los poros de una formacioacuten contienen agua salada

presentaraacute alta conductividad y por lo tanto la resistividad seraacute baja pero si

estaacuten llenos de petroacuteleo o gas presentaraacute baja conductividad y por lo tanto la

resistividad seraacute alta Las rocas compactas poco porosas como las calizas

masivas poseen resistividades altas

TIPOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD

Existen dos tipos principales de perfiles resistivos el Perfil Lateral

(Laterolog) y el Perfil de Induccioacuten (Induction Log) El perfil lateral se utiliza

en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de induccioacuten se utiliza en lodos

resistivos (lodo fresco o base aceite)

Dentro de los Perfiles de Induccioacuten tenemos

a) SFL = Spherical Induction Log Para profundidades someras (05 ndash 15rsquo)

Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo)

b) MIL =LIM = Medium Induction Log Para distancias medias (15 ndash 30rsquo)

c) DIL =ILD = Deep Induction Log Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden

la resistividad de la formacioacuten (Rt)

Dentro de los Perfiles Laterales tenemos

a) MSFL = Microspheric Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo) Lee la

resistividad de la zona lavada (Rxo)

16

b) MLL = LLM = Micro Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo)

c) SLL =LL S = Someric Laterolog Para profundidades someras (05 y 15rsquo)

d) DLL =LL D = Deep Laterolog Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden

resistividad de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha en escala

logariacutetmica La unidad de medida es el ohm-m con un rango de valores que

va desde 02 hasta 2000 omh-m

Se lee de izquierda a derecha en escala logariacutetmica La unidad de

medida es el ohm-m con un rango de valores que va desde 02 hasta 2000

omh-m

El registro de resistividad tambieacuten se utiliza para estimar contactos

agua ndash petroacuteleo para calcular la resistividad del agua de formacioacuten (Rw) y la

resistividad verdadera de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha

- PERFIL POTENCIAL ESPONTANEA

Es un registro no inducido El SP de los materiales del subsuelo se

origina en las ceacutelulas electroquiacutemicas formadas por el contacto entre las

arcillas las arenas y el lodo de perforacioacuten y como consecuencia del efecto

electrocineacutetico de los fluidos que se mueven a traveacutes de la zona permeable

17

El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras

que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y

lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo

base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados

por el registro de GR

El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten

de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada

comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se

realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea

base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea

base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es

mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un

intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la

salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de

formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP

es negativo

Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen

registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros

SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la

salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio

ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a

las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto

el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)

18

El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables

(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas

(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)

para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de

formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad

- PERFILES DE POROSIDAD

Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son

los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas

Registro Neutroacutenico (CNL)

Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que

indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de

neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros

de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los

neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama

CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el

registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica

bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de

medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015

a 045 (ndash15 a 45 )

Registros de Densidad (FDC)

19

Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la

atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una

fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la

roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma

dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve

para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que

posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el

registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja

porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es

grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3

Registros Soacutenicos (BHC)

Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del

sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un

receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se

llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la

porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de

traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito

menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se

lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash

500) oacute el segpie (40 ndash 240)

COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS

20

1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE

RESISTIVIDAD

21

2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD

Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1

se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS

En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash

MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)

A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando

en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los

perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4

los perfiles especiales

22

- PERFILES DE POZOS ESPECIALES

Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto

costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo

estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR

Registro de Buzamiento (Dipmeter)

El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los

cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de

lecturas de resistividad

Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos

estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya

que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes

dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos

en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo

de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un

buzamiento estructural sobre una lutita

23

Falla Normal

24

Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)

El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos

petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas

complejas

Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos

magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten

cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos

magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos

naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La

herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios

estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute

muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos

25

Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se

deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m

(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos

poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima

de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros

grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten

de granos maacutes gruesos

De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y

reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una

discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo

de la superficie terrestre

En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los

datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad

cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos

finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior

de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por

ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para

este pozo

Registro de Imaacutegenes (FMI)

Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el

subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y

para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener

por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por

resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se

denomina FMI

26

27

Registro RFT

Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se

encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de

ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya

que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de

presioacuten

La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos

para calibrar contactos maacutes precisos

28

En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y

resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta

RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por

los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente

gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de

lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes

Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una

profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede

resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede

llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto

del pozo

Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)

Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y

la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder

determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea

homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y

verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la

roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas

heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las

resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en

este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea

29

Rv Rh ===gt Anisotropiacutea

Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras

porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla

laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada

El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que

estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas

(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de

intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor

30

CONCLUSIONES

bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in

situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del

pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes

herramientas geofiacutesicas

bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan

de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas

directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos

bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a

estudiar

bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es

necesario utilizar un conjunto de ellos

bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de

formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y

31

desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del

equipo y el tipo de informacioacuten deseada

bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los

registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos

bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad

medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten

supuesta de porosidad 100 llena de agua

bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de

las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de

no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes

precisos

bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar

la porosidad del yacimiento y su litologiacutea

bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten

es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m

32

RECOMENDACIONES

Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los

pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las

reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se

justifique la inversioacuten del pozo

Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la

ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no

presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista

demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos

Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar

la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y

desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)

33

Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea

del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor

al que se desea llegar

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos

qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1

httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf

httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload

httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf

34

arenisca de 100 agua la resistividad de la zona virgen Rt es igual a Ro Si

el agua de formacioacuten es maacutes salina que el filtrado entonces Rt = Ro es

menor Rxo En Cambio si Rw es mayor que Rmf entonces Rt = Ro gt Rxo

Entre ambas zonas existe una transicioacuten gradual de la resistividad seguacuten el

caso

Figura (c) Distribucioacuten de las resistividades en un intervalo saturado de agua

En la figura (d) se representa las situaciones despueacutes de la invasioacuten

cuando la arenisca estaacute saturada parcialmente de petroacuteleo previa a la

invasioacuten Tambieacuten aquiacute se forma una zona completamente inundada (Zona

lavada) pero en este caso la zona contiene algo de petroacuteleo residual Debido

a eso la resistividad de Rxo es maacutes alta de lo que era en el caso anterior La

resistividad Rt es tambieacuten bastante alta por la presencia del petroacuteleo y en

11

muchos casos es auacuten mayor que Rxo Durante la invasioacuten la tendencia es

que el filtrado de lodo vaya empujando delante de siacute el agua de formacioacuten

conjuntamente con el petroacuteleo Si la saturacioacuten de petroacuteleo es alta tendraacute

una permeabilidad relativa mayor que el agua y ser retiraraacute maacutes

raacutepidamente Esto da como resultado un incremento de la saturacioacuten del

agua de formacioacuten directamente en frente del filtrado de lodo lo que

ocasiona el desarrollo de un banco de agua de formacioacuten La movilidad del

agua de formacioacuten en ese banco es del mismo orden que la movilidad del

petroacuteleo

12

Figura (d) Distribucioacuten de la resistividades en una formacioacuten petroliacutefera

Este banco conforma la denominada zona anular que contiene agua y

petroacuteleo pero con una mayor saturacioacuten de agua y una menor resistividad

que la formacioacuten no invadida Esto genera un perfil de resistividad que pasa

por una disminucioacuten de la resistividad entre Rxo y Rt La existencia de esta

zona anular ha sido determinada tanto en el campo como en el laboratorio

Aun cuando el conocimiento de los factores que intervienen en su desarrollo

es aun incompleto se pueden no obstante adelantar algunas conclusiones

13

El miacutenimo que ocurre en el valor de la resistividad en la zona anularse hace

menos pronunciado en la medida en que aumenta la saturacioacuten de agua

connata en la zona no invadida y se desaparece casi totalmente cuando la

saturacioacuten de agua estaacute por encima de 60 El espesor del banco de agua

que comprende el anillo estaacute entre el 15 y el 25 por ciento del diaacutemetro de

invasioacuten Di Esto significa que el anillo se expande gradualmente en la

medida en que aumenta el diaacutemetro de invasioacuten La presencia del anillo no

afecta significativamente a la mayoriacutea de los registros de resistividad Sin

embargo su presencia si afecta notoriamente a la lectura de los registros de

Induccioacuten Esto es debido a que este tipo de dispositivo se basa en el

principio de circulacioacuten de una corriente inducida por el espacio donde se

desarrolla precisamente la zona anular Si esta zona tiene un miacutenimo que es

anormal en su resistividad este miacutenimo afectariacutea en la lectura del dispositivo

Profundidad de la invasioacuten en el momento del registro

Depende fundamentalmente de cuatro factores

Tiempo

Presioacuten diferencial entre el lodo y los fluidos de la formacioacuten

Caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo

Porosidad de la formacioacuten

El factor tiempo es importante porque mientras mayor sea el tiempo de

exposicioacuten de la formacioacuten mayor seraacute la profundidad de la invasioacuten

La caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo tiene importancia pues el

revoque es el factor que controla el movimiento del filtrado de lodo hacia el

interior de la formacioacuten Cualquier formacioacuten capaz de producir cantidades

comerciales de hidrocarburos posee una permeabilidad mayor que 1 md

14

pudiendo llegar hasta varios darcys La permeabilidad del revoque formada

por el lodo con baja peacuterdida da agua puede ser de 001 md Esto significa

que el revoque constituye una importante barrera a la penetracioacuten del filtrado

en la formacioacuten si la peacuterdida de agua del lodo es baja Si la peacuterdida de agua

del lodo es alta este formaraacute un revoque de mayor permeabilidad ademaacutes

de que aportaraacute una mayor cantidad de filtrado

Siendo el revoque el factor que controla la tasa volumeacutetrica de invasioacuten

de la formacioacuten la profundidad de la invasioacuten dependeraacute del tamantildeo del

espacio poroso disponible para contener el fluido invasor Por lo tanto a

mayor porosidad menor seraacute el diaacutemetro de invasioacuten (requiere menor

volumen de roca para alojar el filtrado) y viceversa

En realidad no es posible llegar a una definicioacuten exacta del diaacutemetro de

invasioacuten Di es el ldquodiaacutemetro eleacutectricamente equivalente de invasioacutenrdquo Este

corresponde al diaacutemetro de un cilindro cuya superficie se localiza a medio

camino entre la zona completamente lavada y el anillo (o la zona

contaminada en una arena acuiacutefera sin anillo) Por lo general en los caacutelculos

cuantitativos se usa un valor aproximado de Di

Para el propoacutesito de la interpretacioacuten de los registros se aproxima el valor

de Di entre 2d para las formaciones de alta porosidad y de 10d para las de

baja porosidad

- Perfiles resistivos e inductivos

Es un registro inducido La resistividad es la capacidad que tienen las

rocas de oponerse al paso de corriente eleacutectrica inducida y es el inverso de

la conductividad La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos

presentes en los poros de las rocas Proporciona evidencias del contenido de

15

fluidos en las rocas Si los poros de una formacioacuten contienen agua salada

presentaraacute alta conductividad y por lo tanto la resistividad seraacute baja pero si

estaacuten llenos de petroacuteleo o gas presentaraacute baja conductividad y por lo tanto la

resistividad seraacute alta Las rocas compactas poco porosas como las calizas

masivas poseen resistividades altas

TIPOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD

Existen dos tipos principales de perfiles resistivos el Perfil Lateral

(Laterolog) y el Perfil de Induccioacuten (Induction Log) El perfil lateral se utiliza

en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de induccioacuten se utiliza en lodos

resistivos (lodo fresco o base aceite)

Dentro de los Perfiles de Induccioacuten tenemos

a) SFL = Spherical Induction Log Para profundidades someras (05 ndash 15rsquo)

Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo)

b) MIL =LIM = Medium Induction Log Para distancias medias (15 ndash 30rsquo)

c) DIL =ILD = Deep Induction Log Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden

la resistividad de la formacioacuten (Rt)

Dentro de los Perfiles Laterales tenemos

a) MSFL = Microspheric Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo) Lee la

resistividad de la zona lavada (Rxo)

16

b) MLL = LLM = Micro Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo)

c) SLL =LL S = Someric Laterolog Para profundidades someras (05 y 15rsquo)

d) DLL =LL D = Deep Laterolog Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden

resistividad de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha en escala

logariacutetmica La unidad de medida es el ohm-m con un rango de valores que

va desde 02 hasta 2000 omh-m

Se lee de izquierda a derecha en escala logariacutetmica La unidad de

medida es el ohm-m con un rango de valores que va desde 02 hasta 2000

omh-m

El registro de resistividad tambieacuten se utiliza para estimar contactos

agua ndash petroacuteleo para calcular la resistividad del agua de formacioacuten (Rw) y la

resistividad verdadera de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha

- PERFIL POTENCIAL ESPONTANEA

Es un registro no inducido El SP de los materiales del subsuelo se

origina en las ceacutelulas electroquiacutemicas formadas por el contacto entre las

arcillas las arenas y el lodo de perforacioacuten y como consecuencia del efecto

electrocineacutetico de los fluidos que se mueven a traveacutes de la zona permeable

17

El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras

que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y

lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo

base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados

por el registro de GR

El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten

de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada

comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se

realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea

base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea

base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es

mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un

intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la

salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de

formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP

es negativo

Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen

registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros

SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la

salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio

ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a

las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto

el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)

18

El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables

(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas

(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)

para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de

formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad

- PERFILES DE POROSIDAD

Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son

los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas

Registro Neutroacutenico (CNL)

Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que

indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de

neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros

de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los

neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama

CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el

registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica

bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de

medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015

a 045 (ndash15 a 45 )

Registros de Densidad (FDC)

19

Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la

atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una

fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la

roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma

dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve

para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que

posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el

registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja

porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es

grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3

Registros Soacutenicos (BHC)

Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del

sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un

receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se

llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la

porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de

traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito

menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se

lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash

500) oacute el segpie (40 ndash 240)

COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS

20

1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE

RESISTIVIDAD

21

2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD

Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1

se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS

En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash

MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)

A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando

en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los

perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4

los perfiles especiales

22

- PERFILES DE POZOS ESPECIALES

Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto

costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo

estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR

Registro de Buzamiento (Dipmeter)

El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los

cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de

lecturas de resistividad

Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos

estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya

que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes

dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos

en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo

de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un

buzamiento estructural sobre una lutita

23

Falla Normal

24

Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)

El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos

petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas

complejas

Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos

magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten

cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos

magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos

naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La

herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios

estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute

muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos

25

Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se

deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m

(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos

poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima

de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros

grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten

de granos maacutes gruesos

De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y

reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una

discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo

de la superficie terrestre

En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los

datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad

cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos

finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior

de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por

ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para

este pozo

Registro de Imaacutegenes (FMI)

Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el

subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y

para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener

por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por

resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se

denomina FMI

26

27

Registro RFT

Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se

encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de

ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya

que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de

presioacuten

La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos

para calibrar contactos maacutes precisos

28

En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y

resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta

RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por

los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente

gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de

lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes

Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una

profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede

resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede

llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto

del pozo

Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)

Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y

la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder

determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea

homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y

verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la

roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas

heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las

resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en

este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea

29

Rv Rh ===gt Anisotropiacutea

Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras

porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla

laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada

El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que

estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas

(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de

intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor

30

CONCLUSIONES

bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in

situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del

pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes

herramientas geofiacutesicas

bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan

de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas

directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos

bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a

estudiar

bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es

necesario utilizar un conjunto de ellos

bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de

formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y

31

desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del

equipo y el tipo de informacioacuten deseada

bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los

registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos

bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad

medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten

supuesta de porosidad 100 llena de agua

bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de

las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de

no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes

precisos

bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar

la porosidad del yacimiento y su litologiacutea

bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten

es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m

32

RECOMENDACIONES

Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los

pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las

reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se

justifique la inversioacuten del pozo

Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la

ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no

presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista

demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos

Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar

la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y

desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)

33

Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea

del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor

al que se desea llegar

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos

qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1

httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf

httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload

httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf

34

muchos casos es auacuten mayor que Rxo Durante la invasioacuten la tendencia es

que el filtrado de lodo vaya empujando delante de siacute el agua de formacioacuten

conjuntamente con el petroacuteleo Si la saturacioacuten de petroacuteleo es alta tendraacute

una permeabilidad relativa mayor que el agua y ser retiraraacute maacutes

raacutepidamente Esto da como resultado un incremento de la saturacioacuten del

agua de formacioacuten directamente en frente del filtrado de lodo lo que

ocasiona el desarrollo de un banco de agua de formacioacuten La movilidad del

agua de formacioacuten en ese banco es del mismo orden que la movilidad del

petroacuteleo

12

Figura (d) Distribucioacuten de la resistividades en una formacioacuten petroliacutefera

Este banco conforma la denominada zona anular que contiene agua y

petroacuteleo pero con una mayor saturacioacuten de agua y una menor resistividad

que la formacioacuten no invadida Esto genera un perfil de resistividad que pasa

por una disminucioacuten de la resistividad entre Rxo y Rt La existencia de esta

zona anular ha sido determinada tanto en el campo como en el laboratorio

Aun cuando el conocimiento de los factores que intervienen en su desarrollo

es aun incompleto se pueden no obstante adelantar algunas conclusiones

13

El miacutenimo que ocurre en el valor de la resistividad en la zona anularse hace

menos pronunciado en la medida en que aumenta la saturacioacuten de agua

connata en la zona no invadida y se desaparece casi totalmente cuando la

saturacioacuten de agua estaacute por encima de 60 El espesor del banco de agua

que comprende el anillo estaacute entre el 15 y el 25 por ciento del diaacutemetro de

invasioacuten Di Esto significa que el anillo se expande gradualmente en la

medida en que aumenta el diaacutemetro de invasioacuten La presencia del anillo no

afecta significativamente a la mayoriacutea de los registros de resistividad Sin

embargo su presencia si afecta notoriamente a la lectura de los registros de

Induccioacuten Esto es debido a que este tipo de dispositivo se basa en el

principio de circulacioacuten de una corriente inducida por el espacio donde se

desarrolla precisamente la zona anular Si esta zona tiene un miacutenimo que es

anormal en su resistividad este miacutenimo afectariacutea en la lectura del dispositivo

Profundidad de la invasioacuten en el momento del registro

Depende fundamentalmente de cuatro factores

Tiempo

Presioacuten diferencial entre el lodo y los fluidos de la formacioacuten

Caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo

Porosidad de la formacioacuten

El factor tiempo es importante porque mientras mayor sea el tiempo de

exposicioacuten de la formacioacuten mayor seraacute la profundidad de la invasioacuten

La caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo tiene importancia pues el

revoque es el factor que controla el movimiento del filtrado de lodo hacia el

interior de la formacioacuten Cualquier formacioacuten capaz de producir cantidades

comerciales de hidrocarburos posee una permeabilidad mayor que 1 md

14

pudiendo llegar hasta varios darcys La permeabilidad del revoque formada

por el lodo con baja peacuterdida da agua puede ser de 001 md Esto significa

que el revoque constituye una importante barrera a la penetracioacuten del filtrado

en la formacioacuten si la peacuterdida de agua del lodo es baja Si la peacuterdida de agua

del lodo es alta este formaraacute un revoque de mayor permeabilidad ademaacutes

de que aportaraacute una mayor cantidad de filtrado

Siendo el revoque el factor que controla la tasa volumeacutetrica de invasioacuten

de la formacioacuten la profundidad de la invasioacuten dependeraacute del tamantildeo del

espacio poroso disponible para contener el fluido invasor Por lo tanto a

mayor porosidad menor seraacute el diaacutemetro de invasioacuten (requiere menor

volumen de roca para alojar el filtrado) y viceversa

En realidad no es posible llegar a una definicioacuten exacta del diaacutemetro de

invasioacuten Di es el ldquodiaacutemetro eleacutectricamente equivalente de invasioacutenrdquo Este

corresponde al diaacutemetro de un cilindro cuya superficie se localiza a medio

camino entre la zona completamente lavada y el anillo (o la zona

contaminada en una arena acuiacutefera sin anillo) Por lo general en los caacutelculos

cuantitativos se usa un valor aproximado de Di

Para el propoacutesito de la interpretacioacuten de los registros se aproxima el valor

de Di entre 2d para las formaciones de alta porosidad y de 10d para las de

baja porosidad

- Perfiles resistivos e inductivos

Es un registro inducido La resistividad es la capacidad que tienen las

rocas de oponerse al paso de corriente eleacutectrica inducida y es el inverso de

la conductividad La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos

presentes en los poros de las rocas Proporciona evidencias del contenido de

15

fluidos en las rocas Si los poros de una formacioacuten contienen agua salada

presentaraacute alta conductividad y por lo tanto la resistividad seraacute baja pero si

estaacuten llenos de petroacuteleo o gas presentaraacute baja conductividad y por lo tanto la

resistividad seraacute alta Las rocas compactas poco porosas como las calizas

masivas poseen resistividades altas

TIPOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD

Existen dos tipos principales de perfiles resistivos el Perfil Lateral

(Laterolog) y el Perfil de Induccioacuten (Induction Log) El perfil lateral se utiliza

en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de induccioacuten se utiliza en lodos

resistivos (lodo fresco o base aceite)

Dentro de los Perfiles de Induccioacuten tenemos

a) SFL = Spherical Induction Log Para profundidades someras (05 ndash 15rsquo)

Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo)

b) MIL =LIM = Medium Induction Log Para distancias medias (15 ndash 30rsquo)

c) DIL =ILD = Deep Induction Log Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden

la resistividad de la formacioacuten (Rt)

Dentro de los Perfiles Laterales tenemos

a) MSFL = Microspheric Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo) Lee la

resistividad de la zona lavada (Rxo)

16

b) MLL = LLM = Micro Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo)

c) SLL =LL S = Someric Laterolog Para profundidades someras (05 y 15rsquo)

d) DLL =LL D = Deep Laterolog Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden

resistividad de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha en escala

logariacutetmica La unidad de medida es el ohm-m con un rango de valores que

va desde 02 hasta 2000 omh-m

Se lee de izquierda a derecha en escala logariacutetmica La unidad de

medida es el ohm-m con un rango de valores que va desde 02 hasta 2000

omh-m

El registro de resistividad tambieacuten se utiliza para estimar contactos

agua ndash petroacuteleo para calcular la resistividad del agua de formacioacuten (Rw) y la

resistividad verdadera de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha

- PERFIL POTENCIAL ESPONTANEA

Es un registro no inducido El SP de los materiales del subsuelo se

origina en las ceacutelulas electroquiacutemicas formadas por el contacto entre las

arcillas las arenas y el lodo de perforacioacuten y como consecuencia del efecto

electrocineacutetico de los fluidos que se mueven a traveacutes de la zona permeable

17

El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras

que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y

lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo

base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados

por el registro de GR

El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten

de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada

comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se

realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea

base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea

base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es

mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un

intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la

salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de

formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP

es negativo

Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen

registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros

SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la

salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio

ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a

las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto

el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)

18

El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables

(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas

(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)

para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de

formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad

- PERFILES DE POROSIDAD

Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son

los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas

Registro Neutroacutenico (CNL)

Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que

indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de

neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros

de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los

neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama

CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el

registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica

bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de

medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015

a 045 (ndash15 a 45 )

Registros de Densidad (FDC)

19

Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la

atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una

fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la

roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma

dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve

para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que

posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el

registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja

porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es

grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3

Registros Soacutenicos (BHC)

Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del

sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un

receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se

llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la

porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de

traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito

menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se

lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash

500) oacute el segpie (40 ndash 240)

COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS

20

1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE

RESISTIVIDAD

21

2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD

Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1

se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS

En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash

MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)

A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando

en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los

perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4

los perfiles especiales

22

- PERFILES DE POZOS ESPECIALES

Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto

costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo

estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR

Registro de Buzamiento (Dipmeter)

El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los

cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de

lecturas de resistividad

Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos

estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya

que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes

dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos

en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo

de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un

buzamiento estructural sobre una lutita

23

Falla Normal

24

Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)

El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos

petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas

complejas

Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos

magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten

cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos

magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos

naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La

herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios

estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute

muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos

25

Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se

deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m

(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos

poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima

de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros

grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten

de granos maacutes gruesos

De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y

reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una

discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo

de la superficie terrestre

En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los

datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad

cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos

finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior

de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por

ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para

este pozo

Registro de Imaacutegenes (FMI)

Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el

subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y

para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener

por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por

resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se

denomina FMI

26

27

Registro RFT

Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se

encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de

ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya

que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de

presioacuten

La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos

para calibrar contactos maacutes precisos

28

En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y

resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta

RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por

los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente

gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de

lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes

Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una

profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede

resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede

llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto

del pozo

Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)

Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y

la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder

determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea

homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y

verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la

roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas

heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las

resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en

este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea

29

Rv Rh ===gt Anisotropiacutea

Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras

porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla

laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada

El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que

estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas

(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de

intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor

30

CONCLUSIONES

bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in

situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del

pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes

herramientas geofiacutesicas

bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan

de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas

directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos

bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a

estudiar

bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es

necesario utilizar un conjunto de ellos

bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de

formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y

31

desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del

equipo y el tipo de informacioacuten deseada

bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los

registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos

bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad

medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten

supuesta de porosidad 100 llena de agua

bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de

las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de

no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes

precisos

bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar

la porosidad del yacimiento y su litologiacutea

bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten

es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m

32

RECOMENDACIONES

Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los

pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las

reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se

justifique la inversioacuten del pozo

Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la

ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no

presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista

demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos

Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar

la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y

desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)

33

Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea

del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor

al que se desea llegar

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos

qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1

httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf

httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload

httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf

34

Figura (d) Distribucioacuten de la resistividades en una formacioacuten petroliacutefera

Este banco conforma la denominada zona anular que contiene agua y

petroacuteleo pero con una mayor saturacioacuten de agua y una menor resistividad

que la formacioacuten no invadida Esto genera un perfil de resistividad que pasa

por una disminucioacuten de la resistividad entre Rxo y Rt La existencia de esta

zona anular ha sido determinada tanto en el campo como en el laboratorio

Aun cuando el conocimiento de los factores que intervienen en su desarrollo

es aun incompleto se pueden no obstante adelantar algunas conclusiones

13

El miacutenimo que ocurre en el valor de la resistividad en la zona anularse hace

menos pronunciado en la medida en que aumenta la saturacioacuten de agua

connata en la zona no invadida y se desaparece casi totalmente cuando la

saturacioacuten de agua estaacute por encima de 60 El espesor del banco de agua

que comprende el anillo estaacute entre el 15 y el 25 por ciento del diaacutemetro de

invasioacuten Di Esto significa que el anillo se expande gradualmente en la

medida en que aumenta el diaacutemetro de invasioacuten La presencia del anillo no

afecta significativamente a la mayoriacutea de los registros de resistividad Sin

embargo su presencia si afecta notoriamente a la lectura de los registros de

Induccioacuten Esto es debido a que este tipo de dispositivo se basa en el

principio de circulacioacuten de una corriente inducida por el espacio donde se

desarrolla precisamente la zona anular Si esta zona tiene un miacutenimo que es

anormal en su resistividad este miacutenimo afectariacutea en la lectura del dispositivo

Profundidad de la invasioacuten en el momento del registro

Depende fundamentalmente de cuatro factores

Tiempo

Presioacuten diferencial entre el lodo y los fluidos de la formacioacuten

Caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo

Porosidad de la formacioacuten

El factor tiempo es importante porque mientras mayor sea el tiempo de

exposicioacuten de la formacioacuten mayor seraacute la profundidad de la invasioacuten

La caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo tiene importancia pues el

revoque es el factor que controla el movimiento del filtrado de lodo hacia el

interior de la formacioacuten Cualquier formacioacuten capaz de producir cantidades

comerciales de hidrocarburos posee una permeabilidad mayor que 1 md

14

pudiendo llegar hasta varios darcys La permeabilidad del revoque formada

por el lodo con baja peacuterdida da agua puede ser de 001 md Esto significa

que el revoque constituye una importante barrera a la penetracioacuten del filtrado

en la formacioacuten si la peacuterdida de agua del lodo es baja Si la peacuterdida de agua

del lodo es alta este formaraacute un revoque de mayor permeabilidad ademaacutes

de que aportaraacute una mayor cantidad de filtrado

Siendo el revoque el factor que controla la tasa volumeacutetrica de invasioacuten

de la formacioacuten la profundidad de la invasioacuten dependeraacute del tamantildeo del

espacio poroso disponible para contener el fluido invasor Por lo tanto a

mayor porosidad menor seraacute el diaacutemetro de invasioacuten (requiere menor

volumen de roca para alojar el filtrado) y viceversa

En realidad no es posible llegar a una definicioacuten exacta del diaacutemetro de

invasioacuten Di es el ldquodiaacutemetro eleacutectricamente equivalente de invasioacutenrdquo Este

corresponde al diaacutemetro de un cilindro cuya superficie se localiza a medio

camino entre la zona completamente lavada y el anillo (o la zona

contaminada en una arena acuiacutefera sin anillo) Por lo general en los caacutelculos

cuantitativos se usa un valor aproximado de Di

Para el propoacutesito de la interpretacioacuten de los registros se aproxima el valor

de Di entre 2d para las formaciones de alta porosidad y de 10d para las de

baja porosidad

- Perfiles resistivos e inductivos

Es un registro inducido La resistividad es la capacidad que tienen las

rocas de oponerse al paso de corriente eleacutectrica inducida y es el inverso de

la conductividad La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos

presentes en los poros de las rocas Proporciona evidencias del contenido de

15

fluidos en las rocas Si los poros de una formacioacuten contienen agua salada

presentaraacute alta conductividad y por lo tanto la resistividad seraacute baja pero si

estaacuten llenos de petroacuteleo o gas presentaraacute baja conductividad y por lo tanto la

resistividad seraacute alta Las rocas compactas poco porosas como las calizas

masivas poseen resistividades altas

TIPOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD

Existen dos tipos principales de perfiles resistivos el Perfil Lateral

(Laterolog) y el Perfil de Induccioacuten (Induction Log) El perfil lateral se utiliza

en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de induccioacuten se utiliza en lodos

resistivos (lodo fresco o base aceite)

Dentro de los Perfiles de Induccioacuten tenemos

a) SFL = Spherical Induction Log Para profundidades someras (05 ndash 15rsquo)

Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo)

b) MIL =LIM = Medium Induction Log Para distancias medias (15 ndash 30rsquo)

c) DIL =ILD = Deep Induction Log Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden

la resistividad de la formacioacuten (Rt)

Dentro de los Perfiles Laterales tenemos

a) MSFL = Microspheric Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo) Lee la

resistividad de la zona lavada (Rxo)

16

b) MLL = LLM = Micro Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo)

c) SLL =LL S = Someric Laterolog Para profundidades someras (05 y 15rsquo)

d) DLL =LL D = Deep Laterolog Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden

resistividad de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha en escala

logariacutetmica La unidad de medida es el ohm-m con un rango de valores que

va desde 02 hasta 2000 omh-m

Se lee de izquierda a derecha en escala logariacutetmica La unidad de

medida es el ohm-m con un rango de valores que va desde 02 hasta 2000

omh-m

El registro de resistividad tambieacuten se utiliza para estimar contactos

agua ndash petroacuteleo para calcular la resistividad del agua de formacioacuten (Rw) y la

resistividad verdadera de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha

- PERFIL POTENCIAL ESPONTANEA

Es un registro no inducido El SP de los materiales del subsuelo se

origina en las ceacutelulas electroquiacutemicas formadas por el contacto entre las

arcillas las arenas y el lodo de perforacioacuten y como consecuencia del efecto

electrocineacutetico de los fluidos que se mueven a traveacutes de la zona permeable

17

El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras

que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y

lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo

base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados

por el registro de GR

El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten

de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada

comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se

realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea

base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea

base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es

mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un

intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la

salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de

formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP

es negativo

Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen

registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros

SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la

salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio

ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a

las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto

el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)

18

El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables

(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas

(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)

para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de

formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad

- PERFILES DE POROSIDAD

Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son

los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas

Registro Neutroacutenico (CNL)

Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que

indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de

neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros

de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los

neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama

CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el

registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica

bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de

medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015

a 045 (ndash15 a 45 )

Registros de Densidad (FDC)

19

Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la

atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una

fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la

roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma

dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve

para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que

posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el

registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja

porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es

grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3

Registros Soacutenicos (BHC)

Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del

sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un

receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se

llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la

porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de

traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito

menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se

lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash

500) oacute el segpie (40 ndash 240)

COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS

20

1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE

RESISTIVIDAD

21

2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD

Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1

se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS

En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash

MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)

A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando

en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los

perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4

los perfiles especiales

22

- PERFILES DE POZOS ESPECIALES

Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto

costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo

estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR

Registro de Buzamiento (Dipmeter)

El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los

cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de

lecturas de resistividad

Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos

estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya

que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes

dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos

en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo

de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un

buzamiento estructural sobre una lutita

23

Falla Normal

24

Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)

El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos

petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas

complejas

Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos

magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten

cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos

magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos

naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La

herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios

estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute

muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos

25

Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se

deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m

(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos

poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima

de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros

grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten

de granos maacutes gruesos

De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y

reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una

discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo

de la superficie terrestre

En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los

datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad

cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos

finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior

de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por

ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para

este pozo

Registro de Imaacutegenes (FMI)

Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el

subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y

para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener

por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por

resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se

denomina FMI

26

27

Registro RFT

Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se

encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de

ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya

que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de

presioacuten

La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos

para calibrar contactos maacutes precisos

28

En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y

resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta

RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por

los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente

gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de

lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes

Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una

profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede

resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede

llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto

del pozo

Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)

Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y

la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder

determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea

homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y

verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la

roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas

heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las

resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en

este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea

29

Rv Rh ===gt Anisotropiacutea

Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras

porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla

laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada

El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que

estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas

(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de

intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor

30

CONCLUSIONES

bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in

situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del

pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes

herramientas geofiacutesicas

bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan

de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas

directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos

bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a

estudiar

bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es

necesario utilizar un conjunto de ellos

bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de

formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y

31

desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del

equipo y el tipo de informacioacuten deseada

bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los

registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos

bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad

medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten

supuesta de porosidad 100 llena de agua

bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de

las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de

no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes

precisos

bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar

la porosidad del yacimiento y su litologiacutea

bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten

es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m

32

RECOMENDACIONES

Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los

pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las

reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se

justifique la inversioacuten del pozo

Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la

ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no

presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista

demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos

Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar

la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y

desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)

33

Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea

del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor

al que se desea llegar

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos

qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1

httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf

httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload

httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf

34

El miacutenimo que ocurre en el valor de la resistividad en la zona anularse hace

menos pronunciado en la medida en que aumenta la saturacioacuten de agua

connata en la zona no invadida y se desaparece casi totalmente cuando la

saturacioacuten de agua estaacute por encima de 60 El espesor del banco de agua

que comprende el anillo estaacute entre el 15 y el 25 por ciento del diaacutemetro de

invasioacuten Di Esto significa que el anillo se expande gradualmente en la

medida en que aumenta el diaacutemetro de invasioacuten La presencia del anillo no

afecta significativamente a la mayoriacutea de los registros de resistividad Sin

embargo su presencia si afecta notoriamente a la lectura de los registros de

Induccioacuten Esto es debido a que este tipo de dispositivo se basa en el

principio de circulacioacuten de una corriente inducida por el espacio donde se

desarrolla precisamente la zona anular Si esta zona tiene un miacutenimo que es

anormal en su resistividad este miacutenimo afectariacutea en la lectura del dispositivo

Profundidad de la invasioacuten en el momento del registro

Depende fundamentalmente de cuatro factores

Tiempo

Presioacuten diferencial entre el lodo y los fluidos de la formacioacuten

Caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo

Porosidad de la formacioacuten

El factor tiempo es importante porque mientras mayor sea el tiempo de

exposicioacuten de la formacioacuten mayor seraacute la profundidad de la invasioacuten

La caracteriacutestica de peacuterdida de filtrado del lodo tiene importancia pues el

revoque es el factor que controla el movimiento del filtrado de lodo hacia el

interior de la formacioacuten Cualquier formacioacuten capaz de producir cantidades

comerciales de hidrocarburos posee una permeabilidad mayor que 1 md

14

pudiendo llegar hasta varios darcys La permeabilidad del revoque formada

por el lodo con baja peacuterdida da agua puede ser de 001 md Esto significa

que el revoque constituye una importante barrera a la penetracioacuten del filtrado

en la formacioacuten si la peacuterdida de agua del lodo es baja Si la peacuterdida de agua

del lodo es alta este formaraacute un revoque de mayor permeabilidad ademaacutes

de que aportaraacute una mayor cantidad de filtrado

Siendo el revoque el factor que controla la tasa volumeacutetrica de invasioacuten

de la formacioacuten la profundidad de la invasioacuten dependeraacute del tamantildeo del

espacio poroso disponible para contener el fluido invasor Por lo tanto a

mayor porosidad menor seraacute el diaacutemetro de invasioacuten (requiere menor

volumen de roca para alojar el filtrado) y viceversa

En realidad no es posible llegar a una definicioacuten exacta del diaacutemetro de

invasioacuten Di es el ldquodiaacutemetro eleacutectricamente equivalente de invasioacutenrdquo Este

corresponde al diaacutemetro de un cilindro cuya superficie se localiza a medio

camino entre la zona completamente lavada y el anillo (o la zona

contaminada en una arena acuiacutefera sin anillo) Por lo general en los caacutelculos

cuantitativos se usa un valor aproximado de Di

Para el propoacutesito de la interpretacioacuten de los registros se aproxima el valor

de Di entre 2d para las formaciones de alta porosidad y de 10d para las de

baja porosidad

- Perfiles resistivos e inductivos

Es un registro inducido La resistividad es la capacidad que tienen las

rocas de oponerse al paso de corriente eleacutectrica inducida y es el inverso de

la conductividad La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos

presentes en los poros de las rocas Proporciona evidencias del contenido de

15

fluidos en las rocas Si los poros de una formacioacuten contienen agua salada

presentaraacute alta conductividad y por lo tanto la resistividad seraacute baja pero si

estaacuten llenos de petroacuteleo o gas presentaraacute baja conductividad y por lo tanto la

resistividad seraacute alta Las rocas compactas poco porosas como las calizas

masivas poseen resistividades altas

TIPOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD

Existen dos tipos principales de perfiles resistivos el Perfil Lateral

(Laterolog) y el Perfil de Induccioacuten (Induction Log) El perfil lateral se utiliza

en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de induccioacuten se utiliza en lodos

resistivos (lodo fresco o base aceite)

Dentro de los Perfiles de Induccioacuten tenemos

a) SFL = Spherical Induction Log Para profundidades someras (05 ndash 15rsquo)

Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo)

b) MIL =LIM = Medium Induction Log Para distancias medias (15 ndash 30rsquo)

c) DIL =ILD = Deep Induction Log Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden

la resistividad de la formacioacuten (Rt)

Dentro de los Perfiles Laterales tenemos

a) MSFL = Microspheric Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo) Lee la

resistividad de la zona lavada (Rxo)

16

b) MLL = LLM = Micro Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo)

c) SLL =LL S = Someric Laterolog Para profundidades someras (05 y 15rsquo)

d) DLL =LL D = Deep Laterolog Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden

resistividad de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha en escala

logariacutetmica La unidad de medida es el ohm-m con un rango de valores que

va desde 02 hasta 2000 omh-m

Se lee de izquierda a derecha en escala logariacutetmica La unidad de

medida es el ohm-m con un rango de valores que va desde 02 hasta 2000

omh-m

El registro de resistividad tambieacuten se utiliza para estimar contactos

agua ndash petroacuteleo para calcular la resistividad del agua de formacioacuten (Rw) y la

resistividad verdadera de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha

- PERFIL POTENCIAL ESPONTANEA

Es un registro no inducido El SP de los materiales del subsuelo se

origina en las ceacutelulas electroquiacutemicas formadas por el contacto entre las

arcillas las arenas y el lodo de perforacioacuten y como consecuencia del efecto

electrocineacutetico de los fluidos que se mueven a traveacutes de la zona permeable

17

El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras

que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y

lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo

base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados

por el registro de GR

El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten

de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada

comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se

realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea

base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea

base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es

mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un

intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la

salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de

formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP

es negativo

Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen

registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros

SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la

salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio

ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a

las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto

el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)

18

El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables

(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas

(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)

para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de

formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad

- PERFILES DE POROSIDAD

Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son

los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas

Registro Neutroacutenico (CNL)

Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que

indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de

neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros

de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los

neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama

CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el

registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica

bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de

medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015

a 045 (ndash15 a 45 )

Registros de Densidad (FDC)

19

Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la

atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una

fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la

roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma

dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve

para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que

posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el

registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja

porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es

grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3

Registros Soacutenicos (BHC)

Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del

sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un

receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se

llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la

porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de

traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito

menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se

lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash

500) oacute el segpie (40 ndash 240)

COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS

20

1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE

RESISTIVIDAD

21

2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD

Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1

se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS

En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash

MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)

A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando

en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los

perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4

los perfiles especiales

22

- PERFILES DE POZOS ESPECIALES

Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto

costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo

estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR

Registro de Buzamiento (Dipmeter)

El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los

cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de

lecturas de resistividad

Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos

estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya

que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes

dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos

en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo

de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un

buzamiento estructural sobre una lutita

23

Falla Normal

24

Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)

El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos

petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas

complejas

Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos

magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten

cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos

magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos

naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La

herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios

estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute

muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos

25

Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se

deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m

(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos

poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima

de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros

grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten

de granos maacutes gruesos

De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y

reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una

discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo

de la superficie terrestre

En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los

datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad

cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos

finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior

de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por

ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para

este pozo

Registro de Imaacutegenes (FMI)

Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el

subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y

para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener

por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por

resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se

denomina FMI

26

27

Registro RFT

Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se

encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de

ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya

que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de

presioacuten

La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos

para calibrar contactos maacutes precisos

28

En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y

resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta

RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por

los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente

gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de

lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes

Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una

profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede

resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede

llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto

del pozo

Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)

Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y

la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder

determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea

homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y

verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la

roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas

heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las

resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en

este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea

29

Rv Rh ===gt Anisotropiacutea

Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras

porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla

laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada

El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que

estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas

(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de

intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor

30

CONCLUSIONES

bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in

situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del

pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes

herramientas geofiacutesicas

bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan

de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas

directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos

bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a

estudiar

bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es

necesario utilizar un conjunto de ellos

bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de

formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y

31

desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del

equipo y el tipo de informacioacuten deseada

bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los

registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos

bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad

medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten

supuesta de porosidad 100 llena de agua

bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de

las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de

no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes

precisos

bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar

la porosidad del yacimiento y su litologiacutea

bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten

es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m

32

RECOMENDACIONES

Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los

pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las

reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se

justifique la inversioacuten del pozo

Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la

ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no

presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista

demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos

Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar

la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y

desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)

33

Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea

del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor

al que se desea llegar

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos

qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1

httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf

httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload

httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf

34

pudiendo llegar hasta varios darcys La permeabilidad del revoque formada

por el lodo con baja peacuterdida da agua puede ser de 001 md Esto significa

que el revoque constituye una importante barrera a la penetracioacuten del filtrado

en la formacioacuten si la peacuterdida de agua del lodo es baja Si la peacuterdida de agua

del lodo es alta este formaraacute un revoque de mayor permeabilidad ademaacutes

de que aportaraacute una mayor cantidad de filtrado

Siendo el revoque el factor que controla la tasa volumeacutetrica de invasioacuten

de la formacioacuten la profundidad de la invasioacuten dependeraacute del tamantildeo del

espacio poroso disponible para contener el fluido invasor Por lo tanto a

mayor porosidad menor seraacute el diaacutemetro de invasioacuten (requiere menor

volumen de roca para alojar el filtrado) y viceversa

En realidad no es posible llegar a una definicioacuten exacta del diaacutemetro de

invasioacuten Di es el ldquodiaacutemetro eleacutectricamente equivalente de invasioacutenrdquo Este

corresponde al diaacutemetro de un cilindro cuya superficie se localiza a medio

camino entre la zona completamente lavada y el anillo (o la zona

contaminada en una arena acuiacutefera sin anillo) Por lo general en los caacutelculos

cuantitativos se usa un valor aproximado de Di

Para el propoacutesito de la interpretacioacuten de los registros se aproxima el valor

de Di entre 2d para las formaciones de alta porosidad y de 10d para las de

baja porosidad

- Perfiles resistivos e inductivos

Es un registro inducido La resistividad es la capacidad que tienen las

rocas de oponerse al paso de corriente eleacutectrica inducida y es el inverso de

la conductividad La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos

presentes en los poros de las rocas Proporciona evidencias del contenido de

15

fluidos en las rocas Si los poros de una formacioacuten contienen agua salada

presentaraacute alta conductividad y por lo tanto la resistividad seraacute baja pero si

estaacuten llenos de petroacuteleo o gas presentaraacute baja conductividad y por lo tanto la

resistividad seraacute alta Las rocas compactas poco porosas como las calizas

masivas poseen resistividades altas

TIPOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD

Existen dos tipos principales de perfiles resistivos el Perfil Lateral

(Laterolog) y el Perfil de Induccioacuten (Induction Log) El perfil lateral se utiliza

en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de induccioacuten se utiliza en lodos

resistivos (lodo fresco o base aceite)

Dentro de los Perfiles de Induccioacuten tenemos

a) SFL = Spherical Induction Log Para profundidades someras (05 ndash 15rsquo)

Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo)

b) MIL =LIM = Medium Induction Log Para distancias medias (15 ndash 30rsquo)

c) DIL =ILD = Deep Induction Log Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden

la resistividad de la formacioacuten (Rt)

Dentro de los Perfiles Laterales tenemos

a) MSFL = Microspheric Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo) Lee la

resistividad de la zona lavada (Rxo)

16

b) MLL = LLM = Micro Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo)

c) SLL =LL S = Someric Laterolog Para profundidades someras (05 y 15rsquo)

d) DLL =LL D = Deep Laterolog Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden

resistividad de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha en escala

logariacutetmica La unidad de medida es el ohm-m con un rango de valores que

va desde 02 hasta 2000 omh-m

Se lee de izquierda a derecha en escala logariacutetmica La unidad de

medida es el ohm-m con un rango de valores que va desde 02 hasta 2000

omh-m

El registro de resistividad tambieacuten se utiliza para estimar contactos

agua ndash petroacuteleo para calcular la resistividad del agua de formacioacuten (Rw) y la

resistividad verdadera de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha

- PERFIL POTENCIAL ESPONTANEA

Es un registro no inducido El SP de los materiales del subsuelo se

origina en las ceacutelulas electroquiacutemicas formadas por el contacto entre las

arcillas las arenas y el lodo de perforacioacuten y como consecuencia del efecto

electrocineacutetico de los fluidos que se mueven a traveacutes de la zona permeable

17

El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras

que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y

lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo

base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados

por el registro de GR

El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten

de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada

comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se

realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea

base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea

base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es

mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un

intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la

salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de

formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP

es negativo

Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen

registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros

SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la

salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio

ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a

las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto

el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)

18

El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables

(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas

(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)

para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de

formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad

- PERFILES DE POROSIDAD

Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son

los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas

Registro Neutroacutenico (CNL)

Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que

indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de

neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros

de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los

neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama

CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el

registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica

bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de

medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015

a 045 (ndash15 a 45 )

Registros de Densidad (FDC)

19

Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la

atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una

fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la

roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma

dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve

para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que

posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el

registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja

porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es

grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3

Registros Soacutenicos (BHC)

Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del

sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un

receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se

llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la

porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de

traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito

menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se

lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash

500) oacute el segpie (40 ndash 240)

COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS

20

1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE

RESISTIVIDAD

21

2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD

Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1

se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS

En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash

MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)

A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando

en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los

perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4

los perfiles especiales

22

- PERFILES DE POZOS ESPECIALES

Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto

costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo

estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR

Registro de Buzamiento (Dipmeter)

El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los

cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de

lecturas de resistividad

Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos

estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya

que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes

dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos

en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo

de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un

buzamiento estructural sobre una lutita

23

Falla Normal

24

Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)

El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos

petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas

complejas

Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos

magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten

cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos

magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos

naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La

herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios

estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute

muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos

25

Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se

deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m

(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos

poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima

de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros

grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten

de granos maacutes gruesos

De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y

reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una

discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo

de la superficie terrestre

En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los

datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad

cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos

finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior

de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por

ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para

este pozo

Registro de Imaacutegenes (FMI)

Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el

subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y

para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener

por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por

resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se

denomina FMI

26

27

Registro RFT

Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se

encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de

ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya

que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de

presioacuten

La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos

para calibrar contactos maacutes precisos

28

En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y

resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta

RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por

los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente

gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de

lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes

Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una

profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede

resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede

llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto

del pozo

Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)

Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y

la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder

determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea

homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y

verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la

roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas

heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las

resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en

este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea

29

Rv Rh ===gt Anisotropiacutea

Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras

porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla

laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada

El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que

estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas

(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de

intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor

30

CONCLUSIONES

bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in

situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del

pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes

herramientas geofiacutesicas

bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan

de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas

directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos

bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a

estudiar

bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es

necesario utilizar un conjunto de ellos

bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de

formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y

31

desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del

equipo y el tipo de informacioacuten deseada

bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los

registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos

bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad

medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten

supuesta de porosidad 100 llena de agua

bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de

las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de

no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes

precisos

bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar

la porosidad del yacimiento y su litologiacutea

bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten

es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m

32

RECOMENDACIONES

Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los

pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las

reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se

justifique la inversioacuten del pozo

Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la

ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no

presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista

demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos

Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar

la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y

desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)

33

Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea

del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor

al que se desea llegar

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos

qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1

httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf

httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload

httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf

34

fluidos en las rocas Si los poros de una formacioacuten contienen agua salada

presentaraacute alta conductividad y por lo tanto la resistividad seraacute baja pero si

estaacuten llenos de petroacuteleo o gas presentaraacute baja conductividad y por lo tanto la

resistividad seraacute alta Las rocas compactas poco porosas como las calizas

masivas poseen resistividades altas

TIPOS DE PERFILES DE RESISTIVIDAD

Existen dos tipos principales de perfiles resistivos el Perfil Lateral

(Laterolog) y el Perfil de Induccioacuten (Induction Log) El perfil lateral se utiliza

en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de induccioacuten se utiliza en lodos

resistivos (lodo fresco o base aceite)

Dentro de los Perfiles de Induccioacuten tenemos

a) SFL = Spherical Induction Log Para profundidades someras (05 ndash 15rsquo)

Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo)

b) MIL =LIM = Medium Induction Log Para distancias medias (15 ndash 30rsquo)

c) DIL =ILD = Deep Induction Log Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden

la resistividad de la formacioacuten (Rt)

Dentro de los Perfiles Laterales tenemos

a) MSFL = Microspheric Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo) Lee la

resistividad de la zona lavada (Rxo)

16

b) MLL = LLM = Micro Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo)

c) SLL =LL S = Someric Laterolog Para profundidades someras (05 y 15rsquo)

d) DLL =LL D = Deep Laterolog Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden

resistividad de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha en escala

logariacutetmica La unidad de medida es el ohm-m con un rango de valores que

va desde 02 hasta 2000 omh-m

Se lee de izquierda a derecha en escala logariacutetmica La unidad de

medida es el ohm-m con un rango de valores que va desde 02 hasta 2000

omh-m

El registro de resistividad tambieacuten se utiliza para estimar contactos

agua ndash petroacuteleo para calcular la resistividad del agua de formacioacuten (Rw) y la

resistividad verdadera de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha

- PERFIL POTENCIAL ESPONTANEA

Es un registro no inducido El SP de los materiales del subsuelo se

origina en las ceacutelulas electroquiacutemicas formadas por el contacto entre las

arcillas las arenas y el lodo de perforacioacuten y como consecuencia del efecto

electrocineacutetico de los fluidos que se mueven a traveacutes de la zona permeable

17

El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras

que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y

lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo

base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados

por el registro de GR

El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten

de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada

comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se

realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea

base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea

base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es

mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un

intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la

salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de

formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP

es negativo

Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen

registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros

SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la

salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio

ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a

las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto

el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)

18

El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables

(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas

(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)

para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de

formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad

- PERFILES DE POROSIDAD

Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son

los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas

Registro Neutroacutenico (CNL)

Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que

indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de

neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros

de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los

neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama

CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el

registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica

bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de

medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015

a 045 (ndash15 a 45 )

Registros de Densidad (FDC)

19

Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la

atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una

fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la

roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma

dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve

para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que

posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el

registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja

porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es

grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3

Registros Soacutenicos (BHC)

Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del

sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un

receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se

llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la

porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de

traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito

menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se

lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash

500) oacute el segpie (40 ndash 240)

COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS

20

1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE

RESISTIVIDAD

21

2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD

Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1

se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS

En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash

MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)

A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando

en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los

perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4

los perfiles especiales

22

- PERFILES DE POZOS ESPECIALES

Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto

costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo

estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR

Registro de Buzamiento (Dipmeter)

El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los

cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de

lecturas de resistividad

Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos

estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya

que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes

dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos

en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo

de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un

buzamiento estructural sobre una lutita

23

Falla Normal

24

Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)

El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos

petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas

complejas

Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos

magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten

cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos

magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos

naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La

herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios

estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute

muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos

25

Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se

deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m

(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos

poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima

de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros

grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten

de granos maacutes gruesos

De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y

reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una

discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo

de la superficie terrestre

En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los

datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad

cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos

finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior

de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por

ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para

este pozo

Registro de Imaacutegenes (FMI)

Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el

subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y

para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener

por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por

resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se

denomina FMI

26

27

Registro RFT

Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se

encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de

ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya

que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de

presioacuten

La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos

para calibrar contactos maacutes precisos

28

En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y

resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta

RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por

los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente

gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de

lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes

Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una

profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede

resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede

llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto

del pozo

Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)

Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y

la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder

determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea

homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y

verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la

roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas

heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las

resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en

este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea

29

Rv Rh ===gt Anisotropiacutea

Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras

porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla

laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada

El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que

estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas

(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de

intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor

30

CONCLUSIONES

bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in

situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del

pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes

herramientas geofiacutesicas

bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan

de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas

directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos

bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a

estudiar

bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es

necesario utilizar un conjunto de ellos

bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de

formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y

31

desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del

equipo y el tipo de informacioacuten deseada

bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los

registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos

bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad

medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten

supuesta de porosidad 100 llena de agua

bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de

las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de

no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes

precisos

bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar

la porosidad del yacimiento y su litologiacutea

bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten

es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m

32

RECOMENDACIONES

Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los

pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las

reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se

justifique la inversioacuten del pozo

Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la

ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no

presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista

demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos

Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar

la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y

desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)

33

Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea

del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor

al que se desea llegar

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos

qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1

httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf

httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload

httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf

34

b) MLL = LLM = Micro Laterolog Para las proximidades (10 y 60rsquorsquo)

c) SLL =LL S = Someric Laterolog Para profundidades someras (05 y 15rsquo)

d) DLL =LL D = Deep Laterolog Para profundidades de maacutes de 30rsquo Miden

resistividad de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha en escala

logariacutetmica La unidad de medida es el ohm-m con un rango de valores que

va desde 02 hasta 2000 omh-m

Se lee de izquierda a derecha en escala logariacutetmica La unidad de

medida es el ohm-m con un rango de valores que va desde 02 hasta 2000

omh-m

El registro de resistividad tambieacuten se utiliza para estimar contactos

agua ndash petroacuteleo para calcular la resistividad del agua de formacioacuten (Rw) y la

resistividad verdadera de la formacioacuten (Rt) Se lee de izquierda a derecha

- PERFIL POTENCIAL ESPONTANEA

Es un registro no inducido El SP de los materiales del subsuelo se

origina en las ceacutelulas electroquiacutemicas formadas por el contacto entre las

arcillas las arenas y el lodo de perforacioacuten y como consecuencia del efecto

electrocineacutetico de los fluidos que se mueven a traveacutes de la zona permeable

17

El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras

que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y

lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo

base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados

por el registro de GR

El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten

de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada

comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se

realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea

base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea

base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es

mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un

intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la

salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de

formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP

es negativo

Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen

registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros

SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la

salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio

ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a

las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto

el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)

18

El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables

(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas

(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)

para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de

formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad

- PERFILES DE POROSIDAD

Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son

los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas

Registro Neutroacutenico (CNL)

Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que

indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de

neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros

de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los

neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama

CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el

registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica

bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de

medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015

a 045 (ndash15 a 45 )

Registros de Densidad (FDC)

19

Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la

atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una

fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la

roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma

dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve

para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que

posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el

registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja

porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es

grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3

Registros Soacutenicos (BHC)

Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del

sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un

receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se

llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la

porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de

traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito

menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se

lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash

500) oacute el segpie (40 ndash 240)

COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS

20

1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE

RESISTIVIDAD

21

2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD

Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1

se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS

En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash

MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)

A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando

en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los

perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4

los perfiles especiales

22

- PERFILES DE POZOS ESPECIALES

Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto

costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo

estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR

Registro de Buzamiento (Dipmeter)

El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los

cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de

lecturas de resistividad

Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos

estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya

que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes

dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos

en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo

de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un

buzamiento estructural sobre una lutita

23

Falla Normal

24

Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)

El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos

petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas

complejas

Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos

magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten

cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos

magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos

naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La

herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios

estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute

muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos

25

Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se

deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m

(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos

poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima

de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros

grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten

de granos maacutes gruesos

De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y

reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una

discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo

de la superficie terrestre

En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los

datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad

cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos

finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior

de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por

ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para

este pozo

Registro de Imaacutegenes (FMI)

Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el

subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y

para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener

por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por

resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se

denomina FMI

26

27

Registro RFT

Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se

encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de

ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya

que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de

presioacuten

La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos

para calibrar contactos maacutes precisos

28

En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y

resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta

RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por

los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente

gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de

lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes

Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una

profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede

resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede

llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto

del pozo

Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)

Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y

la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder

determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea

homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y

verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la

roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas

heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las

resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en

este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea

29

Rv Rh ===gt Anisotropiacutea

Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras

porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla

laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada

El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que

estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas

(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de

intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor

30

CONCLUSIONES

bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in

situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del

pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes

herramientas geofiacutesicas

bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan

de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas

directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos

bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a

estudiar

bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es

necesario utilizar un conjunto de ellos

bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de

formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y

31

desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del

equipo y el tipo de informacioacuten deseada

bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los

registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos

bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad

medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten

supuesta de porosidad 100 llena de agua

bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de

las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de

no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes

precisos

bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar

la porosidad del yacimiento y su litologiacutea

bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten

es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m

32

RECOMENDACIONES

Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los

pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las

reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se

justifique la inversioacuten del pozo

Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la

ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no

presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista

demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos

Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar

la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y

desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)

33

Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea

del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor

al que se desea llegar

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos

qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1

httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf

httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload

httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf

34

El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar mientras

que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y

lleno de lodo de perforacioacuten Se toman a hoyo desnudo No funciona en lodo

base aceite Debido a su baja resolucioacuten actualmente han sido desplazados

por el registro de GR

El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla La unioacuten

de todos los puntos con SP nulo permite trazar una liacutenea llamada

comuacutenmente Liacutenea Base de las Arcillas Por convenio los registros se

realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la liacutenea

base se consideran negativas y las desviaciones hacia la derecha le la liacutenea

base se consideran positivas Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es

mayor que la salinidad del agua de formacioacuten entonces se produce un

intercambio ioacutenico del pozo hacia la formacioacuten y el SP es positivo Cuando la

salinidad del lodo de perforacioacuten es menor que la salinidad del agua de

formacioacuten se produce un intercambio ioacutenico de la formacioacuten al pozo y el SP

es negativo

Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen

registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros

SP negativos Cuando la salinidad del lodo de perforacioacuten es similar a la

salinidad del agua de formacioacuten entonces no se produce ninguacuten intercambio

ioacutenico y el SP es neutro En estos casos el SP no sirve de mucho Frente a

las capas de lutitas no se produce intercambio ioacutenico evidente y por lo tanto

el SP es neutro Se mide en milivoltios (mV)

18

El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables

(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas

(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)

para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de

formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad

- PERFILES DE POROSIDAD

Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son

los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas

Registro Neutroacutenico (CNL)

Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que

indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de

neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros

de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los

neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama

CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el

registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica

bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de

medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015

a 045 (ndash15 a 45 )

Registros de Densidad (FDC)

19

Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la

atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una

fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la

roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma

dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve

para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que

posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el

registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja

porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es

grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3

Registros Soacutenicos (BHC)

Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del

sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un

receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se

llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la

porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de

traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito

menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se

lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash

500) oacute el segpie (40 ndash 240)

COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS

20

1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE

RESISTIVIDAD

21

2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD

Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1

se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS

En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash

MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)

A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando

en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los

perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4

los perfiles especiales

22

- PERFILES DE POZOS ESPECIALES

Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto

costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo

estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR

Registro de Buzamiento (Dipmeter)

El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los

cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de

lecturas de resistividad

Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos

estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya

que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes

dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos

en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo

de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un

buzamiento estructural sobre una lutita

23

Falla Normal

24

Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)

El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos

petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas

complejas

Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos

magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten

cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos

magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos

naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La

herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios

estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute

muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos

25

Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se

deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m

(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos

poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima

de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros

grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten

de granos maacutes gruesos

De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y

reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una

discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo

de la superficie terrestre

En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los

datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad

cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos

finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior

de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por

ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para

este pozo

Registro de Imaacutegenes (FMI)

Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el

subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y

para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener

por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por

resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se

denomina FMI

26

27

Registro RFT

Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se

encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de

ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya

que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de

presioacuten

La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos

para calibrar contactos maacutes precisos

28

En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y

resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta

RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por

los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente

gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de

lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes

Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una

profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede

resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede

llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto

del pozo

Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)

Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y

la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder

determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea

homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y

verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la

roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas

heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las

resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en

este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea

29

Rv Rh ===gt Anisotropiacutea

Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras

porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla

laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada

El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que

estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas

(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de

intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor

30

CONCLUSIONES

bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in

situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del

pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes

herramientas geofiacutesicas

bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan

de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas

directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos

bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a

estudiar

bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es

necesario utilizar un conjunto de ellos

bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de

formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y

31

desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del

equipo y el tipo de informacioacuten deseada

bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los

registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos

bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad

medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten

supuesta de porosidad 100 llena de agua

bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de

las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de

no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes

precisos

bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar

la porosidad del yacimiento y su litologiacutea

bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten

es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m

32

RECOMENDACIONES

Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los

pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las

reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se

justifique la inversioacuten del pozo

Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la

ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no

presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista

demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos

Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar

la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y

desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)

33

Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea

del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor

al que se desea llegar

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos

qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1

httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf

httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload

httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf

34

El SP se utiliza para identificar zonas porosas ndash permeables

(deflexiones de la curva hacia la izquierda) correlacioacuten de litologiacuteas

(ubicacioacuten de topes y bases de las formaciones estimacioacuten de espesores)

para calcular la salinidad del agua de formacioacuten y la resistividad del agua de

formacioacuten (Rw) y determinar la arcillosidad

- PERFILES DE POROSIDAD

Proporcionan informacioacuten acerca de la porosidad del yacimiento Son

los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas

Registro Neutroacutenico (CNL)

Se basa en la medicioacuten de concentraciones de hidroacutegenos lo que

indica la presencia de agua o petroacuteleo de la roca Posee una fuente de

neutrones los cuales colisionan con los hidroacutegenos presentes en los poros

de la roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los

neutrones dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama

CNL Sirve para estimar la porosidad neutroacutenica de las rocas (NPHI) Si el

registro neutroacutenico es alto indica alta iacutendice de neutrones y si es bajo indica

bajo iacutendice de neutrones Se lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de

medida es en fraccioacuten o en con un rango de valores que va desde ndash 015

a 045 (ndash15 a 45 )

Registros de Densidad (FDC)

19

Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la

atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una

fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la

roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma

dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve

para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que

posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el

registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja

porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es

grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3

Registros Soacutenicos (BHC)

Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del

sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un

receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se

llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la

porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de

traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito

menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se

lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash

500) oacute el segpie (40 ndash 240)

COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS

20

1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE

RESISTIVIDAD

21

2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD

Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1

se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS

En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash

MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)

A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando

en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los

perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4

los perfiles especiales

22

- PERFILES DE POZOS ESPECIALES

Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto

costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo

estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR

Registro de Buzamiento (Dipmeter)

El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los

cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de

lecturas de resistividad

Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos

estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya

que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes

dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos

en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo

de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un

buzamiento estructural sobre una lutita

23

Falla Normal

24

Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)

El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos

petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas

complejas

Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos

magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten

cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos

magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos

naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La

herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios

estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute

muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos

25

Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se

deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m

(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos

poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima

de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros

grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten

de granos maacutes gruesos

De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y

reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una

discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo

de la superficie terrestre

En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los

datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad

cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos

finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior

de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por

ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para

este pozo

Registro de Imaacutegenes (FMI)

Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el

subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y

para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener

por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por

resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se

denomina FMI

26

27

Registro RFT

Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se

encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de

ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya

que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de

presioacuten

La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos

para calibrar contactos maacutes precisos

28

En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y

resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta

RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por

los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente

gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de

lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes

Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una

profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede

resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede

llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto

del pozo

Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)

Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y

la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder

determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea

homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y

verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la

roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas

heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las

resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en

este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea

29

Rv Rh ===gt Anisotropiacutea

Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras

porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla

laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada

El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que

estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas

(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de

intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor

30

CONCLUSIONES

bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in

situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del

pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes

herramientas geofiacutesicas

bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan

de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas

directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos

bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a

estudiar

bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es

necesario utilizar un conjunto de ellos

bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de

formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y

31

desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del

equipo y el tipo de informacioacuten deseada

bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los

registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos

bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad

medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten

supuesta de porosidad 100 llena de agua

bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de

las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de

no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes

precisos

bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar

la porosidad del yacimiento y su litologiacutea

bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten

es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m

32

RECOMENDACIONES

Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los

pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las

reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se

justifique la inversioacuten del pozo

Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la

ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no

presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista

demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos

Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar

la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y

desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)

33

Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea

del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor

al que se desea llegar

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos

qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1

httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf

httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload

httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf

34

Se basa en la medicioacuten de la densidad de la formacioacuten por medio de la

atenuacioacuten de rayos gamma entre una fuente y un receptor Posee una

fuente de rayos gamma los cuales colisionan con los aacutetomos presentes en la

roca La herramienta tambieacuten posee un receptor que mide los rayos gamma

dispersos liberados en las colisiones La herramienta se llama FDC Sirve

para estimar la densidad del sistema roca ndash fluido (RHOB) que

posteriormente serviraacute para calcular la porosidad por densidad (DPHI) Si el

registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja

porosidad Se lee de izquierda a derecha (1048576) La unidad de medida es

grcm3 con un rango de valores que va desde 196 a 296 grcm3

Registros Soacutenicos (BHC)

Utiliza el mismo principio del meacutetodo siacutesmico mide la velocidad del

sonido en las ondas penetradas por el pozo Posee un emisor de ondas y un

receptor Se mide el tiempo de traacutensito de dichas ondas La herramienta se

llama BHC El objetivo principal del perfil soacutenico es la determinacioacuten de la

porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de

traacutensito de las ondas Mientras mayor es el tiempo de traacutensito

menor es la velocidad y por lo tanto mayor es la porosidad de la roca Se

lee de derecha a izquierda ( ) La unidad de medida es el segm (100 ndash

500) oacute el segpie (40 ndash 240)

COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS

20

1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE

RESISTIVIDAD

21

2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD

Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1

se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS

En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash

MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)

A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando

en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los

perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4

los perfiles especiales

22

- PERFILES DE POZOS ESPECIALES

Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto

costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo

estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR

Registro de Buzamiento (Dipmeter)

El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los

cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de

lecturas de resistividad

Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos

estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya

que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes

dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos

en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo

de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un

buzamiento estructural sobre una lutita

23

Falla Normal

24

Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)

El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos

petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas

complejas

Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos

magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten

cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos

magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos

naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La

herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios

estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute

muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos

25

Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se

deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m

(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos

poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima

de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros

grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten

de granos maacutes gruesos

De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y

reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una

discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo

de la superficie terrestre

En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los

datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad

cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos

finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior

de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por

ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para

este pozo

Registro de Imaacutegenes (FMI)

Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el

subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y

para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener

por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por

resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se

denomina FMI

26

27

Registro RFT

Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se

encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de

ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya

que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de

presioacuten

La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos

para calibrar contactos maacutes precisos

28

En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y

resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta

RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por

los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente

gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de

lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes

Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una

profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede

resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede

llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto

del pozo

Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)

Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y

la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder

determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea

homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y

verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la

roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas

heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las

resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en

este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea

29

Rv Rh ===gt Anisotropiacutea

Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras

porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla

laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada

El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que

estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas

(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de

intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor

30

CONCLUSIONES

bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in

situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del

pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes

herramientas geofiacutesicas

bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan

de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas

directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos

bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a

estudiar

bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es

necesario utilizar un conjunto de ellos

bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de

formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y

31

desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del

equipo y el tipo de informacioacuten deseada

bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los

registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos

bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad

medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten

supuesta de porosidad 100 llena de agua

bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de

las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de

no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes

precisos

bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar

la porosidad del yacimiento y su litologiacutea

bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten

es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m

32

RECOMENDACIONES

Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los

pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las

reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se

justifique la inversioacuten del pozo

Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la

ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no

presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista

demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos

Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar

la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y

desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)

33

Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea

del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor

al que se desea llegar

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos

qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1

httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf

httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload

httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf

34

1 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE

RESISTIVIDAD

21

2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD

Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1

se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS

En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash

MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)

A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando

en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los

perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4

los perfiles especiales

22

- PERFILES DE POZOS ESPECIALES

Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto

costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo

estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR

Registro de Buzamiento (Dipmeter)

El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los

cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de

lecturas de resistividad

Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos

estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya

que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes

dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos

en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo

de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un

buzamiento estructural sobre una lutita

23

Falla Normal

24

Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)

El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos

petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas

complejas

Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos

magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten

cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos

magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos

naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La

herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios

estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute

muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos

25

Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se

deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m

(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos

poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima

de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros

grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten

de granos maacutes gruesos

De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y

reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una

discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo

de la superficie terrestre

En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los

datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad

cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos

finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior

de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por

ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para

este pozo

Registro de Imaacutegenes (FMI)

Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el

subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y

para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener

por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por

resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se

denomina FMI

26

27

Registro RFT

Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se

encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de

ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya

que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de

presioacuten

La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos

para calibrar contactos maacutes precisos

28

En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y

resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta

RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por

los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente

gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de

lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes

Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una

profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede

resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede

llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto

del pozo

Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)

Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y

la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder

determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea

homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y

verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la

roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas

heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las

resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en

este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea

29

Rv Rh ===gt Anisotropiacutea

Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras

porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla

laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada

El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que

estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas

(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de

intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor

30

CONCLUSIONES

bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in

situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del

pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes

herramientas geofiacutesicas

bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan

de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas

directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos

bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a

estudiar

bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es

necesario utilizar un conjunto de ellos

bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de

formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y

31

desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del

equipo y el tipo de informacioacuten deseada

bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los

registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos

bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad

medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten

supuesta de porosidad 100 llena de agua

bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de

las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de

no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes

precisos

bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar

la porosidad del yacimiento y su litologiacutea

bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten

es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m

32

RECOMENDACIONES

Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los

pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las

reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se

justifique la inversioacuten del pozo

Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la

ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no

presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista

demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos

Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar

la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y

desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)

33

Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea

del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor

al que se desea llegar

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos

qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1

httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf

httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload

httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf

34

2 COMBINACIOacuteN DE PERFIL GR oacute SP CON PERFILES DE POROSIDAD

Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera En la pista 1

se colocan los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo GR o SP CALI y BS

En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD ndash SFL o LLD ndash

MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC CNL y BHC)

A veces los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas quedando

en la pista 1 los perfiles de litologiacutea y diaacutemetro de hoyo en la pista 2 los

perfiles de resistividad en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4

los perfiles especiales

22

- PERFILES DE POZOS ESPECIALES

Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto

costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo

estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR

Registro de Buzamiento (Dipmeter)

El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los

cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de

lecturas de resistividad

Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos

estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya

que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes

dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos

en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo

de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un

buzamiento estructural sobre una lutita

23

Falla Normal

24

Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)

El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos

petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas

complejas

Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos

magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten

cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos

magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos

naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La

herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios

estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute

muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos

25

Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se

deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m

(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos

poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima

de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros

grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten

de granos maacutes gruesos

De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y

reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una

discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo

de la superficie terrestre

En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los

datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad

cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos

finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior

de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por

ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para

este pozo

Registro de Imaacutegenes (FMI)

Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el

subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y

para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener

por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por

resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se

denomina FMI

26

27

Registro RFT

Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se

encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de

ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya

que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de

presioacuten

La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos

para calibrar contactos maacutes precisos

28

En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y

resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta

RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por

los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente

gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de

lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes

Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una

profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede

resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede

llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto

del pozo

Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)

Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y

la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder

determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea

homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y

verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la

roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas

heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las

resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en

este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea

29

Rv Rh ===gt Anisotropiacutea

Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras

porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla

laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada

El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que

estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas

(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de

intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor

30

CONCLUSIONES

bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in

situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del

pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes

herramientas geofiacutesicas

bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan

de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas

directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos

bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a

estudiar

bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es

necesario utilizar un conjunto de ellos

bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de

formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y

31

desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del

equipo y el tipo de informacioacuten deseada

bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los

registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos

bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad

medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten

supuesta de porosidad 100 llena de agua

bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de

las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de

no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes

precisos

bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar

la porosidad del yacimiento y su litologiacutea

bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten

es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m

32

RECOMENDACIONES

Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los

pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las

reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se

justifique la inversioacuten del pozo

Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la

ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no

presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista

demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos

Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar

la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y

desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)

33

Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea

del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor

al que se desea llegar

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos

qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1

httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf

httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload

httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf

34

- PERFILES DE POZOS ESPECIALES

Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto

costo) sino cuando el aacuterea presenta complicaciones litoloacutegicas yo

estructurales Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR

Registro de Buzamiento (Dipmeter)

El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90ordm los

cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos por medio de

lecturas de resistividad

Debe utilizarse junto con un GR debido a que los buzamientos

estructurales se miden sobre los planos de estratificacioacuten de loas lutitas ya

que las arenas poseen buzamientos estratigraacuteficos dentro de los paquetes

dentro de los cuales pueden haber estratificacioacuten cruzada Si no tomamos

en cuenta la litologiacutea sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo

de medir un buzamiento estratigraacutefico dentro de una arena y no un

buzamiento estructural sobre una lutita

23

Falla Normal

24

Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)

El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos

petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas

complejas

Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos

magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten

cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos

magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos

naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La

herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios

estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute

muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos

25

Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se

deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m

(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos

poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima

de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros

grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten

de granos maacutes gruesos

De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y

reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una

discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo

de la superficie terrestre

En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los

datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad

cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos

finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior

de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por

ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para

este pozo

Registro de Imaacutegenes (FMI)

Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el

subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y

para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener

por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por

resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se

denomina FMI

26

27

Registro RFT

Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se

encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de

ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya

que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de

presioacuten

La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos

para calibrar contactos maacutes precisos

28

En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y

resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta

RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por

los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente

gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de

lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes

Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una

profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede

resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede

llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto

del pozo

Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)

Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y

la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder

determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea

homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y

verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la

roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas

heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las

resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en

este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea

29

Rv Rh ===gt Anisotropiacutea

Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras

porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla

laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada

El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que

estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas

(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de

intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor

30

CONCLUSIONES

bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in

situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del

pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes

herramientas geofiacutesicas

bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan

de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas

directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos

bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a

estudiar

bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es

necesario utilizar un conjunto de ellos

bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de

formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y

31

desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del

equipo y el tipo de informacioacuten deseada

bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los

registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos

bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad

medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten

supuesta de porosidad 100 llena de agua

bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de

las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de

no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes

precisos

bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar

la porosidad del yacimiento y su litologiacutea

bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten

es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m

32

RECOMENDACIONES

Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los

pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las

reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se

justifique la inversioacuten del pozo

Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la

ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no

presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista

demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos

Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar

la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y

desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)

33

Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea

del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor

al que se desea llegar

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos

qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1

httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf

httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload

httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf

34

Falla Normal

24

Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)

El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos

petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas

complejas

Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos

magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten

cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos

magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos

naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La

herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios

estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute

muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos

25

Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se

deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m

(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos

poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima

de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros

grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten

de granos maacutes gruesos

De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y

reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una

discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo

de la superficie terrestre

En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los

datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad

cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos

finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior

de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por

ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para

este pozo

Registro de Imaacutegenes (FMI)

Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el

subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y

para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener

por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por

resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se

denomina FMI

26

27

Registro RFT

Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se

encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de

ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya

que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de

presioacuten

La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos

para calibrar contactos maacutes precisos

28

En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y

resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta

RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por

los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente

gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de

lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes

Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una

profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede

resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede

llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto

del pozo

Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)

Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y

la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder

determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea

homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y

verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la

roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas

heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las

resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en

este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea

29

Rv Rh ===gt Anisotropiacutea

Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras

porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla

laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada

El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que

estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas

(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de

intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor

30

CONCLUSIONES

bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in

situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del

pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes

herramientas geofiacutesicas

bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan

de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas

directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos

bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a

estudiar

bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es

necesario utilizar un conjunto de ellos

bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de

formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y

31

desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del

equipo y el tipo de informacioacuten deseada

bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los

registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos

bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad

medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten

supuesta de porosidad 100 llena de agua

bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de

las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de

no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes

precisos

bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar

la porosidad del yacimiento y su litologiacutea

bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten

es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m

32

RECOMENDACIONES

Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los

pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las

reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se

justifique la inversioacuten del pozo

Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la

ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no

presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista

demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos

Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar

la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y

desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)

33

Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea

del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor

al que se desea llegar

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos

qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1

httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf

httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload

httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf

34

Registro de Resonancia Magneacutetica (CMR)

El perfil de Resonancia Magneacutetica Nuclear permite adquirir nuevos datos

petrofiacutesicos que contribuyen a la interpretacioacuten en especial de las zonas

complejas

Es una herramienta nueva que se basa en la medicioacuten de los momentos

magneacuteticos que se producen en los hidroacutegenos que contiene la formacioacuten

cuando se induce sobre ellos un campo magneacutetico Utiliza dos campos

magneacuteticos con la finalidad de polarizar los aacutetomos de hidroacutegeno (dipolos

naturales) y conseguir una medida del tiempo de relajacioacuten T2 La

herramienta se llama CMR Se utiliza para determinar porosidades Varios

estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR estaacute

muy proacutexima a la porosidad medida en los nuacutecleos

25

Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se

deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m

(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos

poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima

de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros

grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten

de granos maacutes gruesos

De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y

reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una

discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo

de la superficie terrestre

En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los

datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad

cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos

finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior

de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por

ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para

este pozo

Registro de Imaacutegenes (FMI)

Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el

subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y

para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener

por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por

resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se

denomina FMI

26

27

Registro RFT

Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se

encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de

ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya

que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de

presioacuten

La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos

para calibrar contactos maacutes precisos

28

En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y

resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta

RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por

los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente

gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de

lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes

Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una

profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede

resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede

llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto

del pozo

Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)

Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y

la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder

determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea

homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y

verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la

roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas

heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las

resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en

este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea

29

Rv Rh ===gt Anisotropiacutea

Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras

porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla

laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada

El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que

estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas

(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de

intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor

30

CONCLUSIONES

bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in

situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del

pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes

herramientas geofiacutesicas

bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan

de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas

directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos

bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a

estudiar

bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es

necesario utilizar un conjunto de ellos

bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de

formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y

31

desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del

equipo y el tipo de informacioacuten deseada

bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los

registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos

bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad

medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten

supuesta de porosidad 100 llena de agua

bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de

las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de

no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes

precisos

bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar

la porosidad del yacimiento y su litologiacutea

bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten

es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m

32

RECOMENDACIONES

Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los

pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las

reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se

justifique la inversioacuten del pozo

Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la

ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no

presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista

demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos

Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar

la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y

desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)

33

Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea

del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor

al que se desea llegar

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos

qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1

httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf

httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload

httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf

34

Este graacutefico ilustra la distribucioacuten del tamantildeo de poros seguacuten se

deduce de las mediciones de RMN En la pista E por debajo de los 19537 m

(6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequentildeos

poros como muestra el pico verde a la izquierda de la liacutenea roja Por encima

de los 19537 m (6410 pies) el peso predominante se halla en poros

grandes como muestra un pico verde a la derecha que indica una formacioacuten

de granos maacutes gruesos

De este modo un geoacutelogo puede observar los datos de RMN y

reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una

discordancia en una formacioacuten que se encuentra a maacutes de una milla debajo

de la superficie terrestre

En la tercera seccioacuten a partir de la izquierda (pista C) se muestran los

datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN La permeabilidad

cambia por oacuterdenes de magnitud en esta seccioacuten En la formacioacuten de granos

finos la permeabilidad es insignificante en tanto que en la seccioacuten superior

de granos gruesos es sustancial Estos resultados fueron empleados por

ingenieros en petroacuteleo para iniciar un programa de produccioacuten eficiente para

este pozo

Registro de Imaacutegenes (FMI)

Existen herramientas que proporcionan imaacutegenes de las rocas en el

subsuelo que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y

para estudiar estructuras sedimentarias Las imaacutegenes se pueden obtener

por varios meacutetodos imaacutegenes resistivas imaacutegenes acuacutesticas o imaacutegenes por

resonancia magneacutetica La herramienta para obtener imaacutegenes resistivas se

denomina FMI

26

27

Registro RFT

Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se

encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de

ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya

que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de

presioacuten

La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos

para calibrar contactos maacutes precisos

28

En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y

resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta

RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por

los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente

gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de

lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes

Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una

profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede

resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede

llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto

del pozo

Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)

Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y

la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder

determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea

homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y

verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la

roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas

heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las

resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en

este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea

29

Rv Rh ===gt Anisotropiacutea

Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras

porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla

laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada

El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que

estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas

(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de

intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor

30

CONCLUSIONES

bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in

situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del

pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes

herramientas geofiacutesicas

bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan

de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas

directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos

bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a

estudiar

bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es

necesario utilizar un conjunto de ellos

bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de

formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y

31

desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del

equipo y el tipo de informacioacuten deseada

bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los

registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos

bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad

medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten

supuesta de porosidad 100 llena de agua

bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de

las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de

no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes

precisos

bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar

la porosidad del yacimiento y su litologiacutea

bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten

es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m

32

RECOMENDACIONES

Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los

pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las

reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se

justifique la inversioacuten del pozo

Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la

ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no

presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista

demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos

Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar

la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y

desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)

33

Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea

del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor

al que se desea llegar

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos

qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1

httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf

httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload

httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf

34

27

Registro RFT

Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se

encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de

ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya

que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de

presioacuten

La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos

para calibrar contactos maacutes precisos

28

En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y

resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta

RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por

los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente

gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de

lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes

Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una

profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede

resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede

llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto

del pozo

Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)

Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y

la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder

determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea

homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y

verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la

roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas

heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las

resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en

este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea

29

Rv Rh ===gt Anisotropiacutea

Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras

porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla

laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada

El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que

estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas

(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de

intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor

30

CONCLUSIONES

bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in

situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del

pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes

herramientas geofiacutesicas

bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan

de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas

directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos

bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a

estudiar

bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es

necesario utilizar un conjunto de ellos

bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de

formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y

31

desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del

equipo y el tipo de informacioacuten deseada

bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los

registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos

bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad

medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten

supuesta de porosidad 100 llena de agua

bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de

las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de

no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes

precisos

bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar

la porosidad del yacimiento y su litologiacutea

bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten

es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m

32

RECOMENDACIONES

Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los

pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las

reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se

justifique la inversioacuten del pozo

Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la

ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no

presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista

demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos

Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar

la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y

desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)

33

Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea

del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor

al que se desea llegar

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos

qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1

httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf

httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload

httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf

34

Registro RFT

Esta herramienta mide el gradiente de presioacuten de los fluidos que se

encuentran dentro de las formaciones esto es de mucha utilidad a la hora de

ubicar CAP (contactos aguandashpetroacuteleo) y CPG (contactos petroacuteleondashgas) ya

que los fluidos (gas petroacuteleo y agua) poseen diferentes gradientes de

presioacuten

La herramienta RFT tambieacuten sirve para combinarse con perfiles de pozos

para calibrar contactos maacutes precisos

28

En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y

resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta

RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por

los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente

gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de

lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes

Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una

profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede

resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede

llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto

del pozo

Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)

Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y

la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder

determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea

homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y

verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la

roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas

heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las

resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en

este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea

29

Rv Rh ===gt Anisotropiacutea

Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras

porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla

laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada

El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que

estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas

(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de

intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor

30

CONCLUSIONES

bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in

situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del

pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes

herramientas geofiacutesicas

bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan

de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas

directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos

bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a

estudiar

bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es

necesario utilizar un conjunto de ellos

bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de

formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y

31

desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del

equipo y el tipo de informacioacuten deseada

bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los

registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos

bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad

medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten

supuesta de porosidad 100 llena de agua

bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de

las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de

no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes

precisos

bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar

la porosidad del yacimiento y su litologiacutea

bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten

es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m

32

RECOMENDACIONES

Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los

pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las

reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se

justifique la inversioacuten del pozo

Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la

ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no

presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista

demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos

Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar

la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y

desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)

33

Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea

del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor

al que se desea llegar

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos

qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1

httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf

httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload

httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf

34

En el ejemplo tenemos cuatro registros GR neutroacutenico densidad y

resistividad junto con un diagrama de gradiente de presioacuten de la herramienta

RFT El Contacto Gas ndash Petroacuteleo (CGP) queda perfectamente delimitado por

los perfiles neutroacutenico y densidad puede observarse ademaacutes que el lente

gasiacutefero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de

lutita El Contacto Agua ndash Petroacuteleo (CAP) presenta algunos inconvenientes

Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una

profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT Esto puede

resultar riesgoso porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede

llevar a una terminacioacuten del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto

del pozo

Registro de Induccioacuten 3D (3DEX)

Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y

la resistividad vertical (Rv) de una formacioacuten siliciclaacutestica para asiacute poder

determinar su grado de anisotropiacutea Cuando la formacioacuten posee una litologiacutea

homogeacutenea (90 de arena oacute 90 de lutita) las resistividades horizontales y

verticales poseen valores muy similares en este caso la anisotropiacutea de la

roca es baja Pero en cambio en formaciones que poseen litologiacuteas

heterogeacuteneas (50 de arena y 50 de lutita) de forma intercaladas las

resistividades horizontal y vertical alcanzan su maacuteximo valor de diferencia en

este caso se dice que la roca posee una alta anisotropiacutea

29

Rv Rh ===gt Anisotropiacutea

Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras

porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla

laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada

El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que

estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas

(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de

intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor

30

CONCLUSIONES

bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in

situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del

pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes

herramientas geofiacutesicas

bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan

de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas

directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos

bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a

estudiar

bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es

necesario utilizar un conjunto de ellos

bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de

formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y

31

desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del

equipo y el tipo de informacioacuten deseada

bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los

registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos

bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad

medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten

supuesta de porosidad 100 llena de agua

bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de

las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de

no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes

precisos

bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar

la porosidad del yacimiento y su litologiacutea

bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten

es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m

32

RECOMENDACIONES

Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los

pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las

reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se

justifique la inversioacuten del pozo

Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la

ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no

presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista

demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos

Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar

la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y

desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)

33

Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea

del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor

al que se desea llegar

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos

qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1

httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf

httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload

httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf

34

Rv Rh ===gt Anisotropiacutea

Estos paquetes de arenandashlutita son unidades potencialmente productoras

porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla

laminar) su permeabilidad no se veraacute afectada

El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes es que

estos paquetes pasariacutean desapercibidas como lentes de lutitas o limolitas

(por su resolucioacuten vertical) El 3DEX puede detectar paquetes de

intercalaciones de arenandash lutita de hasta 2 mm de espesor

30

CONCLUSIONES

bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in

situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del

pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes

herramientas geofiacutesicas

bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan

de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas

directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos

bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a

estudiar

bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es

necesario utilizar un conjunto de ellos

bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de

formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y

31

desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del

equipo y el tipo de informacioacuten deseada

bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los

registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos

bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad

medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten

supuesta de porosidad 100 llena de agua

bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de

las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de

no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes

precisos

bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar

la porosidad del yacimiento y su litologiacutea

bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten

es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m

32

RECOMENDACIONES

Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los

pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las

reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se

justifique la inversioacuten del pozo

Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la

ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no

presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista

demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos

Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar

la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y

desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)

33

Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea

del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor

al que se desea llegar

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos

qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1

httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf

httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload

httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf

34

CONCLUSIONES

bull Los registros de pozos por ser teacutecnicas que evaluacutean las formaciones in

situ brindan mayor informacioacuten de los paraacutemetros fiacutesicos y geoloacutegicos del

pozo en comparacioacuten con la informacioacuten que brindan las demaacutes

herramientas geofiacutesicas

bull La porosidad la saturacioacuten de agua y la permeabilidad se determinan

de forma indirecta a partir de las caracteriacutesticas de la formacioacuten medidas

directamente con las herramientas de registros geofiacutesicos

bull La seleccioacuten del tipo de registro a utilizar depende del tipo de pozo a

estudiar

bull Para realizar una interpretacioacuten oacuteptima de los registros de pozos es

necesario utilizar un conjunto de ellos

bull La combinacioacuten de los registros depende del sistema de fluido tipo de

formacioacuten conocimiento previo del yacimiento tamantildeo del hoyo y

31

desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del

equipo y el tipo de informacioacuten deseada

bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los

registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos

bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad

medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten

supuesta de porosidad 100 llena de agua

bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de

las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de

no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes

precisos

bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar

la porosidad del yacimiento y su litologiacutea

bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten

es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m

32

RECOMENDACIONES

Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los

pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las

reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se

justifique la inversioacuten del pozo

Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la

ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no

presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista

demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos

Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar

la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y

desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)

33

Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea

del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor

al que se desea llegar

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos

qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1

httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf

httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload

httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf

34

desviacioacuten tiempo de costo del equipo de perforacioacuten disponibilidad del

equipo y el tipo de informacioacuten deseada

bull Las decisiones para taponar o terminar un pozo se basan en los

registros y un apropiado anaacutelisis de los mismos

bull La base para el anaacutelisis de registros es comparar la resistividad

medida de una formacioacuten con la resistividad calculada de aquella formacioacuten

supuesta de porosidad 100 llena de agua

bull El registro Gamma Ray sirve para calcular el contenido de arcilla de

las capas para estimar tamantildeo de grano y diferenciar litologiacuteas porosas de

no porosas y se usa en combinacioacuten con el SP para obtener datos maacutes

precisos

bull Los registros neutroacutenicos densidad y soacutenicos sirven para determinar

la porosidad del yacimiento y su litologiacutea

bull La herramienta de registro con la mayor profundidad de investigacioacuten

es el doble laterolog Su radio de investigacioacuten es del orden de 125 m

32

RECOMENDACIONES

Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los

pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las

reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se

justifique la inversioacuten del pozo

Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la

ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no

presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista

demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos

Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar

la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y

desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)

33

Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea

del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor

al que se desea llegar

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos

qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1

httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf

httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload

httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf

34

RECOMENDACIONES

Estudiar las reservas que contiene tanto el pozo escogido como los

pozos que le circundan para realizar un pozo siempre y cuando las

reservas sean categorizadas como probadas (P1) de esta manera se

justifique la inversioacuten del pozo

Realizar el disentildeo de perforacioacuten del pozo para que la apertura de la

ventana se efectuacutee en una Formacioacuten que geoloacutegicamente no

presente dificultades en el avance de su perforacioacuten y no se exista

demora en la duracioacuten de la operacioacuten que elevariacutea sus costos

Previo a correr un registro eleacutectrico en cualquier tipo de pozo realizar

la simulacioacuten de riesgos asociado a su estado fiacutesico (aacutengulo dogles y

desplazamiento) y quiacutemico (tipo de lodo utilizado y diaacutemetro de hoyo)

33

Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea

del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor

al que se desea llegar

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos

qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1

httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf

httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload

httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf

34

Antes de realizar un disentildeo de un pozo se debe confirmar la geologiacutea

del subsuelo para determinar de manera precisa el objetivo productor

al que se desea llegar

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

httpwwwslidesharenetvlades301126228291registrooperfilajedepozos

qid=97c92107-e97c-4b74-baa8-bf3aeb2defceampv=defaultampb=ampfrom_search=1

httpwwwoilproductionnetcms3filesapunte-perfilaje-espdf

httpsesscribdcomdoc43796647RegistroDePozodownload

httpcybertesisuniedupebitstreamuni4051espinoza_ojpdf

34

ANEXOS

35

RESUMEN DE LOS PERFILES MAacuteS IMPORTANTES

36

37

RESUMEN DE LOS PERFILES MAacuteS IMPORTANTES

36

37

37