Registros de Pozos

Universidad Mayor de San AndrésFacultad de IngenieríaCarrera Ingeniería Petrolera

Registro de Pozos (PET - 227)

INTERPRETACIÓN DE REGISTROS

OBJETIVOS

Objetivo General

Estudiar la interpretación de Registros de Pozo

Aprender a leer el encabezado de un registro de pozo.

Aprender a interpretar las variables ambientales y de perforación de un registro de pozo.

Objetivos Específicos

Conocer los diferentes registros de pozo.

Analizar las utilidades y aplicaciones de los registros de pozo.

Reconocer el comportamiento de los distintos registros de pozo para distintos casos.

Analizar combinaciones de perfiles de pozo.

INTRODUCCIÓN

Actualmente, los perfiles petrofísicos son una de las herramientas más útiles e importantes disponible para un geólogo del petróleo. Además de su uso tradicional en exploración para:

Correlacionar distintas zonas Ayudar a trazar estructuras Ayudar a trazar mapas isopáquicos

Los perfiles ayudan a definir las características físicas de las rocas, como ser:

La litología Porosidad Geometría del poro

1 Interpretación de Registros



Permeabilidad.

Los datos de perfilaje se usan para:

Identificar zonas productivas Determinar la profundidad Determinar espesor de zonas Distinguir entre hidrocarburo, gas, o agua en un depósito Estimar las reservas de hidrocarburo

De los distintos tipos de perfiles, los más frecuentemente usados en la exploración de hidrocarburos son los llamados perfiles de pozo abierto. El nombre deposó abierto se aplica porque estos perfiles se registran en la porción no entubada del pozo.

Pero antes de realizar las interpretaciones es necesario aclarar algunos conceptos básicos del análisis del perfil de un pozo.

Un pozo representa un sistema dinámico; el fluido usado en la perforación de un pozo afecta la roca que rodea el pozo, y, por consiguiente, también las propiedades del perfil. Además, la roca que rodea el pozo tiene ciertas propiedades que afectan el movimiento de los fluidos.

Los dos parámetros primarios determinados en las mediciones del perfilaje de un pozo son la porosidad, y el volumen de espacio poral lleno de fluidos. Los parámetros de interpretación del perfilaje son determinados directamente en ambos casos, o sé infieren indirectamente, por alguno de los tres tipos generales de perfiles:

1) Eléctrico2) Nuclear3) Acústico o sónico.

Los nombres se refieren a las fuentes de obtención de los datos. Las fuentes crean diferentes archivos (perfiles) que contienen una o más curvas relacionadas a alguna propiedad de la roca que rodea el pozo.

Las propiedades de las rocas, o características que afectan el perfilaje, en distinta medida son: la porosidad, permeabilidad, saturación de agua, y resistividad.




La porosidad puede definirse como el porcentaje de espacio vacío en el volumen total de la roca. Se mide como un valor porcentual, y se simboliza con la letra griega φ.

Porosidad (φ) = el volumen de poros / el volumen total de roca

La cantidad de espacio interior, o vacío, en un volumen dado de roca es una medida de la cantidad de fluidos que una roca podrá retener. La cantidad de espacio vacío que se interconecta, y capaz de permitir la migración de fluidos, se llama porosidad eficaz. Se excluyen los poros aislados. El volumen de poros ocupado por agua da una medida de la porosidad eficaz.

La permeabilidad es la propiedad que tiene una roca de permitir el tránsito de fluidos. Se relaciona a la porosidad pero no siempre es dependiente de ella. La permeabilidad es controlada por el tamaño de los pasajes (gargantas del poro o capilar) que unen los poros es medida en darcies o milidarcies, y se representa por el símbolo (K). La capacidad de una roca de transmitir un solo fluido, cuando esta 100% saturada con ese fluido, se llama permeabilidad absoluta. La permeabilidad eficaz se refiere a la presencia de dos fluidos en una roca, y es la capacidad de la roca de transmitir un fluido en presencia de otro fluido cuando los dos fluidos son inmiscibles. La presencia de agua de formación (agua connata en la formación) sostenida por presión del capilar en los poros de una roca inhibe la transmisión de hidrocarburos. Planteado de otro modo, el agua de la formación ocupa espacio tanto en los poros como en los pasajes que unen los poros. En consecuencia, puede bloquear o, puede reducir la capacidad de otros fluidos de moverse a través de la roca. La permeabilidad relativa es la proporción entre la permeabilidad eficaz de un fluido en saturación parcial, y la permeabilidad a 100% de saturación (permeabilidad absoluta). Cuando la permeabilidad relativa del agua de una formación es cero, entonces la formación producirá agua libre de hidrocarburos (ej. la permeabilidad relativa a los hidrocarburos es 100%). Cuando se incrementa la permeabilidad relativa en agua, la formación producirá cantidades crecientes de agua respecto a los hidrocarburos.

La saturación de agua es el porcentaje del volumen poral en una roca que está ocupado por agua de la formación. La saturación de agua es medida en valores porcentuales, y se simboliza como Sw.

La relación es:

Sw + So + Sg = 1




Agua de saturación (Sw) = agua de la formación que ocupa los poros entre el espacio poral total en la roca. La saturación de agua representa un importante concepto de interpretación de perfiles pues se puede determinar la saturación en hidrocarburo de un depósito sustrayendo la saturación de agua del valor uno (donde 1.0 = 100% saturación de agua).

Saturación de agua irreducible (o Swirr.): es el término que describe la saturación de agua, en la que toda el agua está entrampada entre granos en una roca, o se sostiene en los capilares a través de la presión capilar. La saturación de agua irreducible, corresponde al agua que no se moverá, y la permeabilidad relativa para el esta agua es igual a cero.

Resistividad es la propiedad inherente de todos los materiales de resistir el flujo de una corriente eléctrica (sin tener en cuenta su forma y tamaño). Materiales diferentes tienen diferente capacidad de resistir el flujo de electricidad. Resistividad es la medida de la resistencia; la recíproca de la resistividad es la conductividad. En la interpretación de los perfiles, los hidrocarburos, la roca, y el aguadulce actúan como aislantes y son, por consiguiente, no conductivos (resistivos al flujo eléctrico). El agua salada, sin embargo, es un conductor y tiene una resistividad baja. La unidad de medida usada para un conductor es un cubo de la formación de un metro longitud en cada lado. Las unidades medidas son ohm-metro2/metro, y se llama ohmmetro.La resistividad se puede expresar como:

R = (r ×A)/L

Donde:

R = la resistividad (en ohms-metro)r = la resistencia (ohms)A = superficie del material, de área perpendicular al flujo eléctrico que es medido (metro cuadrado)L = longitud de material medida (metro)

La resistividad es una medida básica de la saturación de fluido de un reservorio, y es una función de la porosidad, el tipo de fluido (hidrocarburos, agua dulce o salada), y del tipo de roca. Dado que la roca y los hidrocarburos actúan como aislantes, pero el agua salada es conductiva, es que se pueden usar las mediciones de la resistividad hechas por las herramientas de perfilaje para descubrir hidrocarburos y para estimar la porosidad de un reservorio.




Los experimentos de Archie mostraron que la resistividad de una formación llena de agua (Ro), y la resistividad del agua (Rw) pueden relacionarse por medio de un factor (F) de resistividad de la formación:

Ro = F ×Rw

Donde (F) el factor de resistividad de la formación es igual a la resistividad de la formación l00% saturada en agua (Ro) dividido por la resistividad del agua de la formación (Rw).

Los experimentos de Archie también revelaron que ese factor de formación podría relacionarse a la porosidad por la fórmula siguiente:

F = 1.0 / φm

Donde m es un exponente de la cementación, cuyo valor varía con el tamaño de grano, la distribución del tamaño de grano, y la complejidad de los caminos entre los poros (tortuosidad). A mayor valor de tortuosidad el valor de m es mayor.

La saturación de agua (Sw) es determinada de la resistividad de la formación llena de agua (Ro) y de la resistividad de la formación (Rt) por la relación siguiente:

Sw = (Ro / Rt)1/n

Donde n es el exponente de saturación cuyo el valor varía de l.8 a 2.5, pero normalmente es 2. Combinando las fórmulas, la fórmula de saturación de agua puede reescribirse de la siguiente forma:

Sw = ((F x Rw) / Rt)1/n

Ésta fórmula es normalmente llamada la ecuación de Archie para la saturación de agua (Sw). Y, de ella se derivan todos los métodos actuales de interpretación que involucran curvas de resistividad.

Ambiente de Investigación

Cuando se perfora un pozo en una formación, las características de la roca más los fluidos presentes en ella (el sistema roca - fluido) se alteran en la vecindad del pozo. El pozo y la roca que lo rodean son contaminados por el lodo perforación, y por lo tanto afecta las mediciones de la herramienta de perfilaje. Entonces se diferenciarían las siguientes zonas:

Zona lavada, es la zona donde el fluido de perforación ha desplazado al fluido completamente.




Zona de transición, es la zona donde el fluido del reservorio no ha sido desplazado completamente.

Zona virgen o no invadida, esta zona no presenta alteración alguna en sus características.

Es así, que nace la necesidad de tener parámetros para medir las propiedades del reservorio (sistema roca-fluido), gracias a los registros de pozo, se llega a este objetivo. Pero para este cometido se debe conocer cómo interpretar los mismos.

MARCO TEORICO

En sentido general, de acuerdo a los resultados obtenidos, los registros se pueden clasificar de diferentes maneras:

Porosidad: Neutrónicos, Densidad, Sónicos

Saturación: Laterolog , Inducción, Microlaterolog

Litología: Densidad, Rayos Gamma Natural y Espectral, Potencial espontáneo

Estructuro - faciales: Registros de imágenes

Los registros como indicadores de arcillosidad

Prácticamente todos los registros son sensibles a la presencia de lutita en la roca-almacén. A continuación se mencionan los efectos que la presencia de arcillosidad en la roca produce en los registros más frecuentemente utilizados:

Registro de SP: La separación entre la curva del registro y la línea-base de lutitas que se produce en las zonas permeables, medida en mv, disminuye al aumentar la arcillosidad.

Registro de GR: La lectura del registro es normalmente alta en lutitas o “shales”, debido a la radioactividad natural producida por el torio (Th), el potasio (K) y el uranio (U) que frecuentemente existen en estas rocas.

En contraposición, las rocas-almacén limpias presentan normalmente radioactividad baja. Al aumentar la arcillosidad en el yacimiento, aumenta la lectura del registro de GR.

Registro de densidad: Este registro es poco sensible a la presencia de lutitas o “shales” en el yacimiento, debido al pequeño contraste entre la densidad de las




lutitas y de las roca-almacén limpias. Cuando existe contraste, la densidad del registro aumenta o disminuye con relación

Registro sónico: Este registro también es poco sensible a la presencia de lutitas o “shales” en el yacimiento.

Al igual que en el registro de densidad, el efecto de la presencia de lutitas en el yacimiento dependerá del contraste entre los valores del registro sónico para la lutita y la roca-almacén.

Registro de neutrón: La lectura del registro en lutitas o “shales” es normalmente bastante alta, con frecuencia del orden de 40 pu. Siendo este valor mucho mayor que la lectura del registro en la roca-almacén limpia, el efecto de la presencia de lutita en el yacimiento es bastante notable; al aumentar la arcillosidad en el yacimiento, aumenta la lectura del registro de neutrón.

Registros de resistividad: La lectura de los registros de resistividad en lutitas o “shales” está normalmente en el rango de 1 a 20 Ω•m. La lectura de resistividad en las rocas-almacén es generalmente bastante alta, por lo que el efecto de la arcillosidad en el yacimiento será el de reducir las lecturas de los registros. Por otra parte, la lectura de los registros de resistividad en rocas limpias saturadas con agua salada es bastante baja, por lo que en estos casos no habrá un efecto notable en los registros por presencia de arcillosidad en el yacimiento.

Normalización de las Curvas La normalización de los perfiles es realizada por un petrofísico. El perfil que necesita ser normalizado con mayor frecuencia es la curva SP.

Digitalización de los Perfiles Existen perfiles de pozos antiguos que no se encuentran en formato digital. Estos pueden vectorizarse mediante un programa de vectorización.

Presentación moderna de los registros de pozo

Cualquiera que sea el tipo de registro, siendo moderno, debe tener las características mencionadas a continuación.

Encabezado

En el encabezado, generalmente colocado en la parte superior, al final del registro (normalmente el final del registro corresponde a la parte más somera de la sección registrada), se identifican los datos pertinentes al registro, tales como nombre y localización del pozo, fecha y tipo de registro, tipo de herramienta utilizado y datos




de calibración de la misma, nombre del responsable por el trabajo de registro y del observador, observaciones sobre particularidades ocurridas durante la operación, escala y tipo de trazo utilizado para cada curva.

Pistas (o carriles)

El registro en sí, está constituido por varias pistas, carriles o "tracks", uno de ellos dedicado a los números de profundidad. La presentación típica tiene tres pistas, conocidas como pista 1, 2 y 3 (de izquierda a derecha cuando el encabezado está para arriba). Algunas curvas pueden desplazarse fuera de su pista.




REGISTROS DE DIAMETRO

CALIPER

El caliper es una herramienta que mide el diámetro del pozo, el cual puede ser de mucha utilidad a la hora de diferenciar litologías resistentes de las poco resistentes.

Su principal funciones determinar el estado del hoyo (derrumbado o no derrumbado). Mientras mayor el diámetro del hoyo (CALI) en comparación con el diámetro de la mecha (BS), menor es la competencia de la roca perforada (hoyo derrumbado). Si el diámetro del hoyo es similar al diámetro de la mecha, indica que la roca es competente (hoyo no derrumbado).Si el diámetro del hoyo es menor que el diámetro de la mecha, puede indicar que se tratan de lutitas expansivas o que se formó un revoque muy grueso.




Aplicaciones

Determinación de las condiciones del pozo Determinación de cavernas Determinación de la formación de excesivo revoque, y con ello filtrado Determinación de derrumbes Indicios de hinchamiento de Lutitas

Comportamiento de las medidas en diferentes casos




IDENTIFICACIÓN DE LA LITOLOGÍA

Potencial Espontáneo

La curva de Potencial espontáneo (SP), es al igual que el Gamma Natural un registro de fenómenos físicos naturales que ocurren naturalmente en las rocas in situ. La curva de SP registra el potencial eléctrico (voltaje) producido por la interacción del agua de formación, el fluido de perforación y ciertas rocas selectivas de iones (lutitas y arcillas).

La curva de potencial espontáneo o SP (“Spontaneous-Potential”) representa la diferencia de potencial eléctrico entre un electrodo fijo en la superficie y otro móvil dentro del pozo, medida en mv (milivoltios). La escala de SP no tiene un valor cero absoluto; apenas se registran los cambios de potencial dentro del lodo al pasar la herramienta de registro frente a diferentes capas.El registro de SP puede aplicarse para:




Localizar los contactos entre capas Determinar la salinidad del agua de formación correlacionarlos con los otros

registros Estimar el espesor de las capas Detectar capas permeables Evaluar la arcillosidad de las capas

La curva de SP se presenta normalmente en la pista 1, de manera tal que indique zonas permeables Cuando está próxima del extremo inferior de la pista e indique las lutitas o “shales” cuando está próxima del extremo superior de la pista (con el encabezado a la izquierda del observador).




Interpretación

En los intervalos permeables, la curva de SP se separa de la línea-base de lutitas. El sentido (a la derecha o a la izquierda de la línea-base de lutitas) y la cantidad de mv de esta separación, depende del contraste entre las resistividades Rw y Rmf. Generalmente, el valor de Rmf es conocido, por lo tanto puede usarse el registro de SP para estimar el valor Rw de la resistividad del agua de formación; esta característica puede también ser utilizada para la determinación del volumen de lutita o arcillosidad Si las salinidades (por consecuencia, también las resistividades) del filtrado y del agua de formación son de valores aproximadamente iguales, la separación de la línea-base de lutitas será cero o de unos pocos mv, dificultando la interpretación de la curva de SP para detectar capas permeables o para estimar el espesor o la arcillosidad de las capas. Sin embargo, puede indicar que las salinidades son similares. Los potenciales eléctricos espontáneos que se generan dentro del pozo, tienen origen electroquímico y electrocinético.




SP positiva o negativa

Frecuentemente, en zonas permeables, el agua de formación es mas salada que el filtrado; la curva de SP se separa de la línea-base de lutitas hacia los valores más negativos de SP, configurando la ‘SP negativa’. Si el agua de formación es más dulce que el filtrado, la curva de SP se separa de la línea-base de lutitas hacia los valores más positivos de SP, configurando la ‘SP positiva’. Cuando en formaciones limpias y permeables la curva de SP no se separa de la línea-base de lutitas, debe sospecharse que las salinidades del filtrado y del agua de formación son similares; especialmente si existe evidencia de la formación del enjarre (consecuencia de la invasión).

Determinación del espesor de capa

La pendiente de la curva de SP (medida en mv por metro de pozo) es proporcional a la intensidad de las corrientes de SP dentro del pozo. El máximo de intensidad de corriente ocurre en el contacto entre capas, donde la pendiente alcanza su valor máximo (punto de inflexión o cambio del sentido de curvatura). Este es el punto que identifica la interface o contacto entre capas, independientemente que coincida o no con el punto medio del cambio de la línea-base de arena para la línea-base de lutitas, en la curva de SP. La diferencia de las profundidades en que ocurren estos contactos, en el tope y en la base de la formación en estudio, permiten obtener el espesor de la capa.

Rayos Gamma

Sus unidades están en unidades API ,se encuentran en el primer carril Los rayos gama son perfiles de litología Radioactividad de una formación El material radioactivo se encuentra más en las lutitas y por esta razón se

tiene altas lecturas de rayos gama .las areniscas no tienen valores altos como las lutitas

La curva de rayos gamma o GR (“Gamma-Ray”) representa la radioactividad natural de las formaciones y es presentada en unidades API. Al igual que la curva de SP, la de GR tiene su escala definida de manera tal que ambas curvas indican zonas permeables cuando están próximas del extremo inferior de la pista, y ambas indican lutitas o “shales” cuando están próximas del extremo superior de la pista (con el encabezado a la izquierda del observador).




Este registro es muy útil para identificar zonas permeables debido a que los elemento radioactivos mencionados tienden a concentrarse en las lutitas o “shales” (impermeables), siendo muy poco frecuente encontrarlos en areniscas o carbonatos (permeables).

El registro de GR puede aplicarse para:

Detectar capas permeables Determinar la arcillosidad de las capas Evaluar minerales radioactivos Definir los minerales radioactivos Correlación con registros a pozo revestido.

Correlación pozo a pozo

Espectrometría de Rayos Gamma Naturales (NGS)

Este perfil muestra la concentración individual de los elementos Uranio U, Torio Th, y Potasio K presentes en la formación. Estas concentraciones se pueden mostrar en porcentaje o ppm (partes por millón), además también este perfil se puede mostrar en forma de relaciones U/Th, Th/K y Th/U, además de las curvas individuales. Pero se debe tomar en cuenta que estos valores no indican relaciones de concentraciones, solo son valores registrados.


http://www.google.es/url?sa=i&rct=j&q=registros+rayos+gamma&source=images&cd=&cad=rja&docid=iWYwud-WgkHlCM&tbnid=itPHlF1vnQCMKM:&ved=0CAUQjRw&url=http://www.monografias.com/trabajos92/registros-geofisicos-aplicados-estratigrafia-secuencias/registros-geofisicos-aplicados-estratigrafia-secuencias.shtml&ei=PNLYUaLWJ5Ky9gSi74CYDA&bvm=bv.48705608,d.eWU&psig=AFQjCNE3FvZZahL283CxKVsCZOsPVqEmfA&ust=1373250475368992



Mide de manera continua la radioactividad natural de las formaciones, es decir las radiaciones emitidas espontáneamente por elementos radioactivos, como el Uranio, el Potasio y el Torio.

Interpretación

Comportamiento de los Rayos Gamma y Espectrografía de Rayos gamma según la mineralogía de la roca. La variación de la relación Th/K frente a los minerales de arcilla que comúnmente se encuentran en las lutitas atravesadas. Cabe señalar que se pueden obtener resultados ambiguos

Utilidades y aplicaciones

Identificación de litologías Correlación de detalle Valores confiables de arcillosidad Identifica distintos minerales de arcilla Identifica distintos minerales de arcilla en base a la relación Th/k

REGISTROS DE RESISTIVIDAD

Análisis de las características y respuesta de las herramientas de resistividad y micro resistividad. Definición de los efectos ambientales y de invasión. Evaluación




del diámetro de invasión y determinación de las verdaderas resistividades de la formación. Los registros de resistividad, por oposición a los de micro-resistividad, tienen gran profundidad de investigación y reducida resolución vertical; son los registros utilizados para determinar la verdadera resistividad de la zona virgen (para lo cual utilizan la información obtenida por los registros de micro resistividad) y se los denomina de ‘registros de resistividad profunda’. Existen dos tipos básicos de herramientas de resistividad profunda: las de inducción y las de laterolog.

Para medir la resistividad de los materiales se tienen Métodos de medición de la resistividad:

1) Método de conducción Laterolog (con lodo de perforación conductivo), este método mide la resistividad de los materiales.

2) Método de inducción (con cualquier tipo de lodo de perforación), este método es el que mide la conductividad de los materiales.

Los registros de resistividad profunda pueden ser utilizados para:

Detección rápida de hidrocarburos

Determinación de la saturación de agua

Determinación del diámetro de invasión

Determinación de la resistividad del agua

Determinación del espesor de capas

Correlación con otros registros/otros pozos

Registro de Inducción

El registro de inducción mide la conductividad de la formación

Tipos de perfiles

Perfil de doble inducción

Sistema de investigación profunda

Sistema de investigación medianamente profunda

Perfil enfocado. Sistema enfocado por electrodos laterales poco profundo







Registro de Laterolog

El registro de laterolog mide la resistividad de la formación en ohm-m2/m, simplificado para Ω·m (ohm-m), presentada generalmente en escala logarítmica en las pistas 2 y 3, en escala de 0.2 a 2,000 Ω·m.

Este perfil registra valores de resistividad. Bajo cierta condiciones, la resistividad aparente (Ra) registrada por el Laterolog, es igual a la resistividad real de la formación (Rt), o si no puede corregirse para obtener un valor real de la resistividad.

Según la disposición de los electrodos podemos tener diferentes tipos de perfiles, por lo tanto tenemos:

Disposición lateral

Disposición normal

Normal corta, espaciamiento de 16 pulgadas.

Normal larga, espaciamiento de 64 pulgadas.

Usos del perfil de resistividad por conducción:

Correlación y mapeo de subsuelo

Determinación de litologías

Determinación de espesores de capas

Localización de capas petrolíferas y determinación de contenido de petróleo

Determinación de salinidad de agua de formación

Localización de acuíferos de agua dulce y estimación de la cualidad del agua.







REGISTROS DE POROSIDAD

Las características de las herramientas de porosidad (sónico,densidad,neutrón y propagación electromagnética), de los principios físicos de cada medición y de la respuesta de los registros; corrección de efectos ambientales, efectos de hidrocarburos livianos y efectos de arcillosidad; interpretación de los registros de porosidad.

Registro sónico BHC

Determinación de SPHI (porosidad de las rocas penetradas al pozo )

Determinación de capas de gas

Este registro no ve fracturas solo reacciona a la porosidad primaria

El registro sónico compensado o BHC (“Bore-Hole-Compensated”) mide el tiempo de tránsito, también denominado de “slowness” y representado por Δt, de una onda acústica en la formación, en μs/ft (microsegpor pie), generalmente presentado en las pistas 2 y 3, en escala de 40 a 140 μs/ft,




En este registro se observa que en rocas compactas se tiene mayor porosidad que en rocas no compactas

Efectos ambientales

No existe necesidad de aplicar correcciones por efectos ambientales al registro sónico BHC; sin embargo, el registro puede estar afectado por alteración de la formación en las proximidades de la pared del pozo, lo que altera el valor del tiempo de tránsito Δt medido. Una herramienta de sónico con espaciamiento largo genera un registro prácticamente libre de este efecto

Registro Neutrónico (CNL)


NPHI porosidad neutrónica de las rocas

PHIE porosidad por densidad electrónica

El registro neutrónico es una medición de la radiación inducida en la formación, la cual se obtiene atacando la formación con neutrones que se mueven a gran velocidad.




Los neutrones son partículas eléctricamente neutras cuya masa se aproxima a la del núcleo del hidrógeno. Una fuente radioactiva en la sonda emite constantemente neutrones de alta energía, los cuales chocan con los materiales de la formación, con cada colisión el neutrón pierde algo de su energía.

La cantidad de energía perdida por colisión depende de la masa relativa del núcleo con el que choca el neutrón. La mayor pérdida de energía ocurre cuando el neutrón golpea un núcleo con una masa prácticamente igual (núcleo de hidrogeno).

Debido a las colisiones sucesivas, los neutrones habrán disminuido su velocidad a velocidades térmicas y se difunden aleatoriamente sin perder más energía, hasta que son capturados por los núcleos de átomos como cloro, hidrogeno o silicio. El núcleo que captura se excita intensamente y emite un rayo gamma de captura de alta energía.

Debido a la diferencia en la concentración de hidrogeno en petróleo a agua es mínima, los registros neutrónicos son una medición del volumen del fluido en los poros. Si se identifica un gran número de neutrones, ello indica una porosidad baja y viceversa.

Interpretación

En la interpretación de los registros de neutrón existen dos factores adicionales que deben tenerse en cuenta:

1ro. Las lutitas y zonas con un alto contenido en lutitas mostrarán una porosidad muy alta debido al agua asociada.

2do. Debido a la baja concentración de hidrógeno en el gas, las zonas ricas en gas mostraran una porosidad muy baja.

Estos dos factores constituyen una ventaja, pues la comparación de estas porosidades con las determinadas en los núcleos y con otros tipos de registros como el de densidad, suministran un método conveniente para la determinación de los volúmenes de lutita y la distinción entre zonas gaseosas de aquellas ricas en petróleo o agua.




Si la formación se encuentra saturada se gas, las mediciones de densidad (RHOB) serán bajas, debido a que una formación saturada de gas presenta densidades electrónicas menores que cuando se encuentran saturadas de agua. Por lo tanto la curva se desviará hacia la izquierda. Igualmente las mediciones de la herramienta neutrónica (NPHI) serán bajas, debido a que una formación saturada de agua presenta porosidades neutrónicas menores que cuando se encuentran saturadas de agua. Por lo tanto la curva se desviará fuertemente hacia la derecha.

Mide la porosidad en rocas calcáreas

Brinda valores razonables de porosidad a la presencia de gas

Registro de Densidad FDC

El perfil de densidad es un perfil de porosidad que mide la densidad de electrones de una formación. La densidad de electrones de una formación




está relacionada a la densidad en volumen de la formación (ρ b) en gm/cc. La densidad en volumen, a su vez, se puede relacionar con la porosidad de la formación.

Aplicaciones


RHOB densidad del sistema roca fluido

PHIE porosidad por densidad electrónica

DPHI porosidad por densidad

La densidad de la roca crece con la disminución de la porosidad

La densidad de la roca decrece con el incremento de la porosidad

REGISTROS ESPECIALES

Perfil Tipo de Pozo a ser Aplicado

Tipo de Lodo

AplicacionesAbreviacion

Nombre

Registros Radioactivos

DipmeterRegistro de Buzamiento

AbiertoCualquier tipo

Registran los cambios de buzamiento

CMR Registro de Abierto Cualquier Determinar porosidades




Resonancia Magnetica

tipo

FMIRegistro de Imagenes


Imágenes de las rocas en el subsueloDiferenciar capas de arena y arcilla y para estudiar estructuras sedimentarias

RFTRegistro de Gradiente de Presion


Mide el gradiente de Presion de los fluidos que se encuentran dentro de las formaciones, esto es de mucha utilidad a la fora de ubicar CAP y CPG (contactos agua-petroleo y gas -petroleo) poseen diferentes gradientes de presion.

3DEXRegistro de Induccion 3D

AbiertoCualquier Tipo

Determina la resistividad horizontal (Rh) y la resistividad vertical (Rv) de una formacion siliciclastica, para aeo poder determinar su grado de anisotropia.

Registro de buzamiento.

El perfil para medir el buzamiento es el DIPMETER

Este método de procesamiento, permite alcanzar una fina resolución vertical de buzamientos, esta ayuda a una interpretación estratigráfica-estructural más detallada del subsuelo

En pozos con lodos a base de petróleo o en pozos perforados con gas se puede hacer un Perfil de Buzamiento con una sonda especial siempre que se usen electrodos con cuchillos raspadores. Los resultados son generalmente erráticos debido al contacto eléctrico irregular con la pared del pozo. Cuando se desea obtener un Perfil de Buzamiento en pozos perforados con lodos a base de petróleo, es aconsejable colocar lodo a base de agua frente a la zona a perfilarse.

Control de la calidad de los perfiles

Se requiere la especificación de varios parámetros:

La misma escala de profundidad




El intervalo para el procesamiento, definido por la profundidad inicial y final.

La longitud del tramo de la correlación, en pies. Este es el largo de la ventana a través de la cual la computadora mira las curvas de micro-resistividad al correlacionarlas.

El ángulo de búsqueda. Este es un intervalo de profundidad que corresponde al buzamiento máximo que se espera encontrar.

Paso, expresa el porcentaje de la longitud de la correlación. La computadora calcula un coeficiente de correlación para cada desplazamiento incremental entre cada curva dentro del ángulo de búsqueda.

Presentación de los resultados

Normalmente la presentación es gráfica con flechas o renacuajos de símbolo que indican:

La profundidad, magnitud y azimut de los buzamientos. Se debe tener presentaciones auxiliares, normalmente procesadas por computadoras, para facilitar su comprensión.

Análisis del perfil de buzamiento

Refleja cuatro clases de deformaciones estructurales basados en métodos prácticos resultado de todos los fenómenos:

El buzamiento estructural

Buzamiento estructural con asociación a fallas y pliegues

Buzamientos que reflejan el modo de deposito

Discordancias, canales, arrecifes




Registro de Resonancia Magnética Nuclear

Estos factores mencionados, generan una gran incertidumbre en la determinación de porosidad, saturación de agua y productividad de los reservorios, con las herramientas más convencionales de registros de pozos.

La tecnología RMN (Resonancia Magnética Nuclear), con una cualidad importante para este tipo de reservorios: detección de hidrocarburos independientemente de la complejidad geológica del reservorio.

Interpretación de resultados

A continuación se resumen los principales puntos, con el fin de lograr un mejor aprovechamiento de la información que provee la tecnología RMN:

Como la mayoría de las herramientas de perfilaje, la sonda MRILR C/TP utilizada en zona muy probablemente invadida.

Debido al radio de investigación (aproximadamente4”), se asume que la permanencia de hidrocarburos residuales en la zona de lectura es indicativa de la existencia de hidrocarburos en la zona virgen.

Se acepta que la porosidad RMN es independiente de la mineralogía en un medio 100 % saturado en agua, debido a que detecta el fluido que contiene el espacio poral




En rocas con porosidad intergranular, 100 % saturadas con agua, la lectura del espectro en TE 1, 2 ms es indicativa de la distribución del tamaño poral

Aplicaciones

No afecta la salinidad variable en la toma de registro

Detección de petróleos en el rango de viscosidad de 1 a 50 cp.

Trabaja con cualquier tipo de fluidos.

No está afectado por la rugosidad y revoque de las paredes del pozo.

Distinción entre las capas de hidrocarburos y acuíferos, con una mayor efectividad en la discriminación de estas capas, evitando futuras y posibles cementaciones.

Debido a diferencias en tiempos de relajamiento y/o difusividad entre fluidos, los datos se pueden usar para distinguir agua asociada con la arcilla, agua capilar, agua movible, gas, petróleo liviano y petróleo viscoso.

Ayuda a definir la textura de los cambios de roca, eliminando problemas de zonas de alta saturación de agua, que no producen agua y zonas de buena porosidad, que no serán buenas productoras.

Mediante una comparación de la densidad RMN y la porosidad de densidad, podemos tener un primer indicador de gas. En caso de estimarse su presencia, se registra Neutrón compensado a pozo entubado para su confirmación.

Con la discriminación selectiva de capas a fracturar para su posterior producción, se reducen los costos de producción y menor número de acuíferas punzadas.

Registro de Imágenes

Utilidades

Miden la conductividad eléctrica

Miden el tiempo de viaje sónico mas la reflectancia acústica




Interpretaciones estructurales como ser sedimentología de los datos de pozo

Interpretación de fracturas en el yacimiento

Proporcionan informan sobre el espesor de los estratos perforados

Brindan imágenes de alta resolución de la roca y fluidos

Observar la textura de las rocas.

Permite realizar una evaluación de la porosidad secundaria (fracturamiento, barreras impermeables, disolución, entre otras)

Los registros de imágenes se clasifican en:

Registros de imagen resistivos Registros de imagen acústicos

Registro de Imagen Resistivos

Debido a la creciente demanda de combustibles fósiles, la exploración y el desarrollo de hidrocarburos de yacimientos convencionales y no convencionales están creciendo alrededor del mundo. Sin importar el tipo de hidrocarburos o de yacimiento, la necesidad de tener una evaluación detallada del yacimiento está llegando a ser cada vez más importante en fin de comprender y maximizar la producción de estos yacimientos. Además de las herramientas de evaluación como la sísmica, evaluación de núcleos y recortes, registros de lodo, registros básicos en hueco abierto, y pruebas de la formación, el rol de las imágenes de micro resistividad se está expandiendo y provee de información crítica para los geólogos e ingenieros igualmente. Numerosos ejemplos en los cuales las imágenes de micro resistividad han dado grandes beneficios para el entendimiento y el desarrollo de reservorios incluyen:

La identificación y caracterización de fracturas en yacimientos de gas profundos y no convencionales.

La identificación de intercalaciones de gas en yacimientos no convencionales de baja permeabilidad.

La identificación de esfuerzos característicos in‐situ que resultan cuando se perforan pozos cerca o sobre balance.




Aplicaciones en yacimientos de turbiditas cuando las estimaciones exactas de la proporción de las unidades de arenas finas en las secuencia es vital.

La caracterización de las fracciones de porosidad secundaria en yacimientos de carbonatos vugulares y fracturados.

En general las aplicaciones listadas arriba son también caracterizadas por su alto costo de exploración y desarrollo. A pesar de las recientes mejoras en perforaciones profundas, exploración, y técnicas de extracción (las cuales han mejorado el manejo económico de muchos yacimientos), la necesidad de entender estos yacimientos en extremo detalle puede ser a diferencia entre un prospecto económico o no económico. Por lo tanto una alta resolución en las imágenes resistivas puede jugar un rol crítico en el sucesivo desarrollo de estos yacimientos.

Aplicaciones De Los Registros De Imagen Resistivos

Varias aplicaciones han sido desarrolladas para transformar las características de la pared del pozo en información útil para caracterizar el yacimiento. Como muchas de estas características son geológicas en naturaleza (las rocas, las intersecciones entre las diferentes unidades de rocas, las fracturas, etc.) pueden ser utilizados en las siguientes aplicaciones:

Zonificación estructural (por análisis de buzamiento). Interpretación de límites estructurales. Integración del análisis de Curvatura con los registros y datos sísmicos. Caracterización de la fractura, la descripción de la fractura y su distribución. Análisis del régimen de esfuerzos y parámetros geomecánicos. Evaluación de la porosidad secundaria. Determinación del espesor de arena neta. Determinación de la dirección de las paleocorrientes.

También puede que otras características de la pared del pozo sean no geológicas, pero también pueden ser interpretadas a partir de un registro de imagen resistivo. Algunos son creados por las tensiones de la perforación, las alteraciones de la pared del pozo causadas por los fluidos de perforación y de extracción de muestras y por operaciones de registros. Un intérprete tiene que tener cuidado en estas situaciones para entender lo que las imágenes están retratando. Algunas de estas características no geológicas como ruptura y fracturas inducidas por la broca y por oleadas de lodo en el sistema en viajes dan una idea distorsionada de la compresión, tracción y las propiedades cortantes de las formaciones. Esta




información puede ser utilizada por los ingenieros de perforación para comprender mejor la estabilidad del pozo y por ingenieros de yacimientos para ayudar en la caracterización de yacimientos, y en la producción y la toma de decisión de la finalización.

Registro de Imágenes Acústicos

Los registros acústicos de imagen proporcionan información de la pared del hueco y permiten la descripción de varias propiedades del yacimiento por medio de la identificación de características estratigráficas, intervalos de fractura, orientaciones de las mismas, cambios en la porosidad de la roca, litofacies, estratos delgados, análisis estructural y orientación de esfuerzos locales en sitio.

Aplicaciones

La caracterización de los sistemas de fracturas Orientación de los esfuerzos Estructura sedimentaria Facies sedimentarias




Toma y análisis de núcleos

La toma de núcleo consiste en la remoción mecánica de material de formación de las inmediaciones de un pozo, con el menor grado de perturbación posible. La toma de núcleos es realizada durante las operaciones de perforación usando una gran variedad de equipos.

Según su forma de extracción, estas pueden ser de dos tipos:

Núcleos continuos Núcleos de pared




Núcleos Continuos

En formaciones suaves, no consolidadas se usa una manga de goma como barril para sostener con mayor seguridad el material nucleado, mientras que en formasiciones consolidadas, el barril puede ser de metal, fibra de vidrio o plástico.

Para aplicaciones especiales que requieren conservar las condiciones de presión del yacimiento en el núcleo se usa un barril presurizado, que son normalmente congelados en el pozo para su transporte.

Para conocer la orientación original del núcleo se usa un dispositivo en el barril que corta en forma continua una ranura en el núcleo mantenieno así la orientación original del núcleo con respecto al norte geográfico. Esta especificación es mantenida durante todas las operaciónes de corte de sección del núcleo.

Núcleos de Pared

Son muestras que se toman en la pared del pozo a las profundidades escogidas después de la perforación de este. Existen tres tipos de herramientas para tomar núcleos o muestras de pared: triangular, rotatorio y a percusión.

1. Triangular

Se baja una herramienta especial a una profundidad deseada, se corta una sección longitudinal de la formación mediantre cierras circulares que dispone la herramienta. Esta muestra tiene forma continua triangular.

2. Rotatorio

Esta herramienta usa una mecha rotatoria accionada con un motor electrico para perforar la pare del pozo sacando así la muestra de la formación. Co esta herramienta se pueden tomar hasta 30 muestras por viaje.

En formaciones consolidadas tarda aproximadamente de 5 a 10 minutis para tomar cada muestra, en cambio en ormaciones blandas toma mas tiempo.

Con este tipo de herrramientas la alteracion de la muestra es casi nula.

3. A percusión

Este tipo de muestras se toman con un cañon que baja al pozo, está equipado con balas metálicas huecas que se disparan individualmente mediante cargas explosivas introduciendose estas dentro de la formación.




Una vez que la bala se encuentra dentro de la formación se tensiona la herramienta para sacar la muestra de la pared y está queda dentro de la bala hueca. Esta herramienta tiene dispositivos de SP y Rayos Gamma que permiten correlacionar con los registros tomados para tomar las muestras las profundidades programadas.

Con esta herramienta se puede tomar hasta 60 muestras por viaje. La klongitud de la muestra depende de la potencia de la carga explosiva, del barril utilizado y de la dureza de la formación.

Ventajas y desventajas de los núcleos continuos y de pared

En comparación con los núcleos continuos los nucleós de paded tienen tienen la siguientes ventajas y desventajas:

Ventajas:

Se puede seleccionar los intervalos a muestrear Correlacionar los dipositivos SP y GR con los registros corridos y de esta

manera posicionar la herramienta en puntos programados a muestrear. El costo de las mustras de pared es inferior al de núcleos contínuos y el

tiempo de taladro es tambien menor por lo que también tiene un menor costo.

Desventajas:

Las muestras son demasiado pequeñas para efectuar análisis con muestras confiables, en especial cuando la recuperación de la muestra es incompleta.

Si la muestras son tomadas a percusión, las propiedades físicas como la porosidad, permeabilidad y las propiedades eléctricas de la muestra son alteradas por el impacto de la bala.

Las muestras son altamente invadidas por el filtrado del lodo ya que estas muestras son tomadas en la zona lavada y porque son tomadas despues de la perforación del pozo. Por lo que las formaciones han estado expuestas al proceso de invasión por un tiempo mucho mas prolongado.

Manejo y preservacion de los núcleos

Congelados con hielo seco (para núcleos presurizados) En bolsas plásticas Envueltos en papel aluminio




Sumergidos en agua (cuando el fluido de perforación es en base agua) Sumergidos en petróleo ( cuando el fluido de perforación es en base

petróleo o emulsión invertida) Enlatado En la misma goma pero con tapones en los extremos. Aislamiento para evitar quebraduras Los núcleos de pared son generalmente colocados en frascos pequeños y

sellados inmediatamente.

Análisis de núcleos

1. Análisis petrofísicos (convencionales) Porosidad Permeabilidad Saturación del fluido Densidad de los granos

2. Análisis para estudios geológicos: Descripción litológica Composición mineralógica Análisis petrográficos Distribución de los granos Tamaño de los cuellos porales Textura

3. Análisis especiales Permeabilidad relativa Presión capilar Mojabilidad Compresibilidad de la roca Propiedades eléctricas de la formación para determinar las

constantes a, m, n para la ecuación de Archie y la capacidad de cationes CEC

Métodos de análisis

Análisis de núcleo de diámetro completo

Son realizados en formaciones de naturaleza heterogénea, principalmente en formaciones de carbonatos.

Análisis de núcleos tipo tapón

Se realizan en formaciones razonablemente homogéneas como areniscas.




Análisis de núcleos de pared

Para muestras tomadas a percusión se usan equipo y técnicas especialmente diseñados para ellas. Las muestras tomadas con mecha rotatoria son tratadas como análisis de tapón.

Mud Logging

Son mediciones hechas en las operaciones de perforación. Consiste en un monitoreo continuo hecho durante la perforación de un pozo que incluyen mediciones relacionadas con la evaluación de las formaciones. Las mediciones como las propiedades del lodo, la velocidad rotatoria de la mecha, el torque, la velocidad de bombeo etc. Que son muy importantes para l ingeniero de perforación no ofrecen mayor interés para el evaluador de formaciones.

Las mediciones que son de interés para el evaluador d formaciones son:

Rata de penetración

Detección y análisis del gas en el lodo

Detección y análisis del gas presente en los cortes

Descripción y análisis de los cortes

En la descripción y análisis de los ripios se efectúa una inspección visual que normalmente determina lo siguiente:

Litología, algunas veces incluye una calcimetría para determinar la presencia y la relativa concentración de calcitas y dolomitas en las muestras.

Color

Textura

Tamaño de los gramos

Fósiles

Porosidad aproximada

Presencia de hidrocarburos (fluorescencia bajo los rayos ultravioleta)

Aplicaciones




1. Le proporciona al evaluador datos a tiempo real, en el mismo momento que la mecha está penetrando las distintas formaciones.

2. Una idea aproximada de la porosidad y del contenido de hidrocarburos antes del perfilaje.

3. Ayuda a tomar decisiones durante la perforación del pozo.

4. Debido a la limitación de información que normalmente ocurre en los exploratorios este método representa una gran ayuda.

Limitaciones

1. Tiene una gran dependencia de la calidad de los equipos y de la experiencia y habilidad de los operadores

2. Debido a la gran cantidad de factores que intervienen en las mediciones, la mayoría de los resultados deben ser considerados como aproximado

No existe un formato estándar para la presentación de las mediciones, pero sin embargo deben presentar los resultados basados en datos provenientes de tres fuentes principales:

a) Datos de perforación

b) Datos del lodo

c) Datos de ripios




Conclusiones

1. Este registro nos permite la localización precisa de fallas, discordancias, canales, arrecife




BIBLIOGRAFÍA

1. Universidad Nacional del Comahue. potencial espontáneo. NOLDOR® SRL.

Se la puede encontrar en:

http://www.noldor.com.ar/noldorweb/notas/notacore.htm

2. Gutiérrez, Marllel. Interpretación de perfiles. Republica Boliviana de

Venezuela. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería, Escuela de

Petróleos. Se la puede encontrar en:

http://www.authorstream.com/Presentation/aSGuest96956-994932-tema-ii-

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Documents

Registros de Pozos