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CONTENIDO A1.0 INTRODUCCIÓN A LA INTERPRETACIÓN DE REGISTROS A HUECO ABIERTO A.1 USOS DE LOS REGISTROS A.2 GEOLOGÍA BÁSICA DEL PETRÓLEO A.3 CONCEPTOS BÁSICOS DE INTERPRETACIÓN DE REGISTROS A.4 RESISTIVIDAD COMO UNA BASE PARA LA INTERPRETACIÓN. LA ECUACIÓN DE ARCHIE A.5 DEFINICIONES

a. Porosidad de la formación (PHI) b. Resistividad de la formación (R) c. Factor de la Formación (F) d. Saturación de Agua: Sw e. Saturación del Hidrocarburos (Shy) f. Formaciones Limpias g. Formaciones Arcillosas h. Fórmulas más importantes i. Símbolos importantes

A.6 ESCALAS Y PRESENTACIONES DE LOS REGISTROS

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A1.0 INTRODUCCIÓN PARA INTERPRETACIÓN DE REGISTROS DE

POZOS A HUECO ABIERTO A.1 USOS DE REGISTROS

Un conjunto de registros corridos en un pozo tendrá una significación diferente para cada una de las personas. Examinemos las preguntas planteadas y/o respuestas dadas por una variedad de personas:

El Geofísico: • Son los topes dónde usted inicialmente lo predijo de las líneas sísmicas? • Son las zonas potenciales porosas tal como usted asumió de los datos sísmicos? • ¿Qué muestra de la sección sísmica sintética?

El Geólogo:

• ¿A qué profundidades están los topes de las formaciones? • Es el ambiente conveniente para la acumulación de hidrocarburos? • Existe la evidencia de Hidrocarburo en este pozo? • ¿Qué tipo de Hidrocarburo está presente en este pozo? • Los Hidrocarburos se presentan en cantidades comerciales? • Cuán bueno es el pozo? • ¿Cuáles con las reservas? • Podría esta formación ser comercial en otros lugares cercanos a este pozo?

El Ingeniero de Perforación:

• ¿Cuál es el volumen del pozo para la cementación del casing? • Existen deformaciones del pozo (Dog legs) u otras deformaciones? • Dónde puedo localizar un buen lugar para asentar un packer para una prueba en el pozo?. • Dónde es el lugar mejor para poner herramienta de desviación?

El Ingeniero de Reservorios:

• Cuán potente es la zona de pago? • Cuán homogénea es la sección de pago? • Cuál es el volumen de hidrocarburos? • El pozo será económicamente rentable? • Cuánto tiempo se espera de producción?

El Ingeniero de la Producción: • Dónde debe completarse el pozo y en que zona(s)? • Qué tasa de producción puede esperarse? • Debe considerarse cualquier producción de agua? • Cómo debería ser completado el pozo? • Está la zona potencial hidráulicamente aislada? • El pozo requerirá de alguna estimulación? • Qué tipo de estimulación sería mejor?

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De esta manera, la evaluación de registros puede significar varias interpretaciones para las diferentes personas. Cada uno de los profesionales utilizará la información de los registros de una manera diferente para buscar sus propias respuestas. El ensayo más común es “leer” los registros y entender las diferentes reacciones producidas por las características propias de la formación sobre las herramientas de registración. Los factores que influyen en la medida del registro y la información que proporciona estas herramientas son lo que nosotros deseamos presentar a ustedes en este curso.

A.2 GEOLOGÍA BÁSICA DEL PETRÓLEO Para entender mejor las interpretaciones de los registros, nosotros debemos repasar primero los tipos de rocas que se encuentran en el pozo: Las rocas sedimentarias más comunes son: Arenisca, Limolita, Lutita, Caliza, Dolomita y Anhidrita

En general, las rocas sedimentarias se depositan ya sea como una secuencia clástica que contiene arenisca, limolita y lutitas o como una secuencia carbonática que contiene caliza, dolomita anhidrita y lutita. Depósitos Clásticos

Las rocas clásticas se forman de fragmentos de roca y partículas meteorizadas de rocas pre-existentes. Estos sedimentos son transportados por el viento y el agua y normalmente se depositan en ríos, lagos y océanos en formas bastante planas. La acción de las corrientes y olas clasifican los sedimentos, en ambientes de alta energía se depositan arenas de grano grueso, mientras en ambientes de baja energía se forman arenas de grano fino, limolitas y lutitas. La naturaleza de la depositación es tal que estructuras de estratificación cruzada, formas de canal y gradacionales son rocas muy comunes. En áreas de depositación de agua dulce, capas de carbón pueden estar presentes, lo que indican un ambiente de condiciones no marinas. Después de la deposición y con una profundización de la secuencia estratigráfica, la consolidación ocurre y los granos se cementan unos con otros para formar una roca sedimentaria consolidada.

Depósitos Carbonáticos

La depositación de carbonatos ocurre en condiciones marinas, por la precipitación de la caliza de los organismos como partículas finas, conchas o crecimientos masivos. Las calizas pueden depositarse ya sea como mantos planos en el fondo del océano o como gigantescos e irregulares arrecifes.

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Cadenas de barreras de arrecifes que crecen de esta manera, pueden formar cuencas oceánicas restringidas con dirección a tierra, en las cuales la dolomita y la anhidrita se precipitan por efecto de la evaporación del agua de mar. Cuando las calizas se forman cerca de la orilla, allí se pueden mezclarse con caliza y material clástico erosionado y en cuencas oceánicas profundas son muy comunes la mezcla de caliza y arcilla.

Después del depósito de los sedimentos, el entierro posterior de los mismos puede causar dolomitización de la caliza, lo que significa que cambia la composición actual de caliza a dolomita.

Debido a la naturaleza dura de la caliza comparada con otros sedimentos, las calizas tienden a fracturarse con deformación, lo que hace que aumenta la permeabilidad y ayuda al proceso de dolomitización.

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En varios lugares del mundo, múltiples secuencias de rocas clásticas yacen sobre secuencias carbonáticas más viejas. Entre cada una de las secuencias clásticas y carbonáticas son muy comunes la presencia de discordancias erosionales y la naturaleza de la depositación es única.

A.3 CONCEPTOS BÁSICOS DE LA INTERPRETACIÓN DE REGISTROS Cualquier formación rocosa dada, tiene numerosas y únicas propiedades físicas asociadas con ella. Solamente aquellas propiedades que pueden medirse y que sean útiles serán consideradas en este curso. Ellas son: a. Φ = La porosidad: Es el espacio vacío entre granos que está generalmente

lleno con líquidos o gases. b. Sw = Saturación de Agua: Es el porcentaje del espacio del poroso lleno de

agua (como opuesto al hidrocarburo o al aire. c. R = Resistividad: La resistencia a la corriente eléctrica presentado por un

volumen unitario de roca. d. Rw =La Resistividad del Agua de formación: La resistencia eléctrica del

agua que llena el espacio del poro en la roca. Este valor varía con salinidad del agua y la temperatura.

e. k = Permeabilidad: La habilidad de la roca de pasar fluidos a través de ella. Considere la unidad cúbica siguiente (Figura A2):

Cubo A:

Si la porosidad (Φ) está llena con agua, por definición, la saturación de agua Sw = 100%.

Cubo B:

Si la porosidad Φ es 70% lleno de agua y el 30% con hidrocarburo, entonces la Saturación de Agua es:

WATERWATER

HYDROCARBON

Cube ¨A¨ Porosity = water filled Φ

Sw = 100%

Cube ¨B¨ Porosity = Hydrocarbon and Water in Φ

Sw = 100%

Figure A2

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70

Sw = % = 70% 70 + 30

y la Saturación de Hidrocarburos (Shy) será:

Shyc = 1 - Sw = 30% Por consiguiente el volumen del porcentaje de saturación de agua

Vol Agua= Φ x Sw

Por ejemplo: sí Φ = 20% y Sw = 70%

Entonces: 14% del volumen son el agua y 70% del espacio del poro es lleno de agua.

A.4 RESISTIVIDAD COMO UNA BASE PARA LA INTERPRETACIÓN - LA ECUACIÓN DE ARCHIE En la sección anterior nosotros presentamos un número de parámetros utilizados para evaluar formaciones rocosas. Si pudiéramos construir sobre los efectos de la resistividad junto con los otros parámetros para desarrollar una relación matemática, nosotros tendríamos una herramienta sumamente útil para nuestro trabajo con zonas potenciales de hidrocarburos.

El resto de esta sección se dedicará a desarrollar dicha fórmula.

La utilidad de la registración de resistividad se basa en el hecho que:

- el agua es un conductor (baja resistividad) - los hidrocarburos y rocas son aislantes ( alta resistividad)

Consideremos la siguiente unidad cúbica (Figura A3):

Cubo C La resistividad Rt del cubo variará con la resistividad del agua Rw (ie: como Rw aumenta, Rt aumenta y viceversa.)

Por consiguiente: Rt α Rw (1)

Cubo D Reemplaza el 25% del cubo con roca (entonces Φ = 75%), pero mantiene constante el Rw, la Resistividad Rt aumenta cuando disminuye la porosidad Φ (ie: como Φ disminuye Rt aumenta.)

Por consiguiente: Rt α 1/Φ (2)

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Cubo E Reemplazamos el 30% de porosidad restante Φ con hidrocarburos. La Resistividad Rt aumenta cuando disminuye la saturación de agua Sw. (Ie. Cuando Sw disminuye Rt aumenta). Por consiguiente: Rt α 1/Sw (3)

Combinando las observaciones anteriores (1,2 y 3), nosotros podemos decir que:

Rt α Rw x 1 x 1

Φ Sw o

Rt α Rw (4) Φ Sw

Para resolver las constantes de proporcionalidad, primero limitemos la ecuación como sigue: Sí Sw =100% (ie: no hay hidrocarburos y la porosidad es 100% llena de agua) Entonces defina Ro = Rt (ie: Ro es la resistividad de la formación cuando está totalmente saturada de agua, Sw = 100%)

Ro α Rw (5) Φ

Ahora sí Φ =1, entonces Ro α Rw Luego si asumimos que F= Factor de formación ( constante de proporcionalidad) Entonces: Ro= F Rw

o F= Ro (6) Rw

WATERWATER

ROCK

WATER

ROCKHYDROCARBON

Cube "C" Conditions :

- Constant Current

- Porosity = 100%

- Sw = 100%

Cube "D" Conditions :

- Constant Current

- Porosity = 75%

- Sw = 100%

Cube "E" Conditions :

- Constant Current

- Porosity = 75%

- Sw = 70%

Figure A3

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Regresando a la ecuación 5 e introduciendo la porosidad como una variable, esto es claro que:

F α 1 Φ

Esto es intuitivamente obvio que la relación entre Ro y Rw se relaciona a ese cubo unitario de roca y a sus características de porosidad.

A través de medidas empíricas, se ha determinado que: F = a

Φm (7)

donde :

a = constante m = el factor de cementación

El factor de cementación “m” se relaciona al tipo de porosidad y cómo transmitirá corriente eléctrica a la roca actual (a veces se llama tortuosidad). Usando las ecuaciones anteriores

Llamamos Ro = FRw (Ecuación 6) aRw Rt = Ro =________cuando Sw = 100%

Φm si Sw no es igual a 100%, entonces, Rt α aRw x 1 Φm Sw

o Rt α Ro x 1 Sw o Sw α Ro (8) Rt A través de las medidas de laboratorio, se encontró que esta relación (8) es dependiente del exponente de saturación “n” como

Sw

n = Ro

Rt

o Swn = FRw

Rt

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O Swn = a Rw (9)

Φm Rt

La ecuación 9, forma la relación de Archie que es la base para todas las técnicas convencionales de interpretación. Mejoramientos y refinamientos se pueden hacer a la fórmula de Archie para diferentes tipos de las rocas más complicadas.

El resto de este curso esta dedicado a mediciones y a evaluaciones utilizando la porosidad y la resistividad para calcular la saturación de agua y por consiguiente reservas de hidrocarburos utilizando los conceptos de esta ecuación.

A.5 DEFINICIONES

a) Porosidad de la Formación (Φ)

Definido como la fracción del volumen total ocupado por poros o vacíos, donde:

Φ = Volumen poroso x 100%

Volumen total Cuando el espacio poroso es intergranular este es conocido como porosidad primaria. Cuando la porosidad se debe a la presencia de espacios vacíos creados después de la depositación, como por ejemplo cavidades o fracturas en carbonatos, en este la porosidad es conocida como porosidad secundaria. Cuando la lutita está presente, el espacio poroso ocupado por el agua en la arcilla esta incluido con el espacio poroso de la roca para dar la Porosidad Total (ΦT). Si únicamente es considerado el espacio poroso en una formación arcillosa, este espacio poroso es conocido como Porosidad Efectiva (Φe).

b) Resistividad de la Formación (R)

Se define como la resistencia que presenta una formación al flujo de la corriente eléctrica. Se expresa en ohm-metro2 /metro.

Nosotros utilizamos varios términos para describir la resistividad de la formación bajo varias circunstancias de contenido de fluido.

Rt : Describe la resistividad de una formación en la zona virgen o no afectada por el proceso de perforación Ro: Describe una forma especial de Rt. Es la resistividad de una formación limpia cuando todo el espacio poroso está lleno de agua connata (Rw). Rw: Es el símbolo para la resistividad del agua de formación (connata).

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c) Factor de la Formación (F) Para Resistividad: Una importante relación existe entre la resistividad de una formación totalmente saturada de agua (Ro) y la resistividad propia del agua contenida (Rw). La relación de estos dos valores se denomina Factor de Resistividad de la Formación (o más normalmente conocida como Factor de Formación) donde:

F = Ro Rw

F es una constante de la formación bajo consideración. El valor de F para cualquier formación en particular depende en delante de:

- porosidad de la formación - distribución de los poros - tamaño del poro - estructura del poro

Para la Porosidad En 1942 un trabajo de Gus Archie propuso que la relación entre el factor de formación y porosidad podría ser descrita por la fórmula:

F = a Φm donde:

a = constante empírica. m = factor de cementación.

Algunos autores recomendaron utilizar las relaciones de F y Φ así:

F = 0.62 (Fórmula de Humble para arenas no consolidadas)

Φ2.15

F = 0.81 (para arenas compactas) Φ2

F = 1.0 (para carbonatos)

Φ2

La Carta Por-1 en el libro de cartas de interpretación de Schlumberger se basa en varias y diferentes relaciones de F- Φ.

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d) Saturación de Agua: Sw Se define como la fracción del espacio poroso lleno de agua donde:

Sw = Agua del Volumen del Poro x 100%

Volumen Poroso Total

e) Saturación del Hidrocarburo (Shy) Se lo define como la fracción del espacio poroso lleno de hidrocarburos donde: Shy = Volumen Poroso lleno de Hidrocarburo x 100%

Volumen Poroso Total

o Shy = 1 - Sw

f) Formaciones Limpias El término Formaciones Limpias se refiere a todas aquellas formaciones sin presencia de Arcilla. g) Formaciones Arcillosas

Este término describe a aquellas formaciones donde alguna de los espacios vacíos (porosidad) están llenos de arcilla. Se considera que la distribución de la arcilla se presenta en varias formas:

- Laminada: La formación está constituida de laminaciones delgadas de arena y lutita. - Dispersa: Las partículas de arcilla se encuentran dispersas en el espacio del poro. - Estructural: La arcilla forma parte de la matriz como un grano más.

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Porosity

Por

Formation Resistivity Factor Versus Porosity

2.5 5 10 20 50 100 200 500 1000 2000 5000 10,000

2.5 5 10 20 50 100 200 500 1000 2000 5000 10,00050

40

3025

20

15

1098765

4

3

2

1

FR, formation resistivity factor

φ, p

oros

ity (p

.u.)

1.4

1.6

1.82.0

2.2

2.5

2.8

FR = 0.81φ2

FR = 1φ2

FR = 0.62φ2.15

FR = 1φm

m

Vugs orspherical pores

Fractures

© Schlumberger

This chart gives a variety of formation resistivity factor-to-porosity conversions. The proper choice is best determined bylaboratory measurement or experience in the area. In the absenceof this knowledge, recommended relationships are the following:For soft formations (Humble formula):

For hard formations:

with appropriate cementation factor, m.

Example: φ = 6% in a carbonate in which a cementation factor,m, of 2 is appropriate

Therefore, from chart,FR = 280

FR m=1φ

,

F FR R= =0 62 0 812 15 2. , . ..φ φ

or

Figure A4

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A.6 REGISTROS, ESCALAS Y PRESENTACIONES

a. Los Registros de pozos proporcionan un gráfico continuo de los parámetros

de la formación versus la profundidad. Las escalas de profundidad normales son: - 1:200. 1 pie de registro por 200 pies de profundidad medido. Cada línea

representa dos pies. Una línea mas gruesa cada 50 pies para la facilidad de lectura. Se indican profundidades cada 100 pies (Figura A5 y A6).

- 1:500. 1 pie de registro por 500 pies de profundidad medida. Cada línea representa diez pies. Una línea mas gruesa cada 50 pies para la facilidad de lectura. Se indican profundidades cada 100 pies (Figura A7).

- Otras escalas también están disponibles. Éstos incluyen 1:1000, 1:40, 1:5. - Las mallas del registro pueden ser logarítmicas (Registros de Resistividad -

Figura A6) o lineales (para los registros de Porosidad - Figura A5).

b. Si un calibrador está presente o el registro generado es de tipo sónico, se pondrán marcadores en los dos lados de la pista de profundidad que indican el volumen integrado del pozo y el tiempo del tránsito integrado.

1) Volumen Integrado del Pozo - Requiere dispositivo del calibrador (Figura A5) - Las marcas se localiza en el lado izquierdo de la pista de Profundidad. - Las marcas pequeñas indican 10 pies3 mientras las marcas grandes

representan 100 pies3.

2) Volumen Integrado de Cemento - Requiere dispositivo del calibrador más el tamaño del casing a bajarse. - Las marcas se localiza en el lado derecho de la pista de Profundidad en caso

no exista la presencia del sónico. - Las marcas pequeñas indican 10 pies3 mientras las marcas grandes

representan 100 pies3.

3) Tiempo de Tránsito Integrado - Requiere de la herramienta sónica (Figura A5)

- Se localiza en el lado derecho de la pista de profundidad - Las marcas pequeñas indican 1 milisegundo mientras las marcas grandes

representan 10 milisegundos de tiempo.

Si el registro es obtenido con la modalidad Logging-While-Drilling (LWD), los marcadores en ambos lados de la pista de profundidad (Figura A6) representan la conversión de un muestreo basado en el tiempo a una presentación basada en profundidad. Los marcadores indican el número de muestras de los datos por unidad de profundidad. En otras palabras, una mayor concentración de marcadores sobre un intervalo de profundidad, el mayor el número de muestras de los datos para hacer el registro.

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c. Los registros también tienen cabezales e inserciones - Los cabezales del registro proporcionan información como la profundidad

del pozo, profundidad del casing, parámetros del lodo, temperatura máxima y otros comentarios pertinentes para la evaluación de datos del registro (Figura A8 y A9).

- Las inserciones proporcionan informaciones tales como escalas de las curvas, códigos, fecha y hora de la adquisición, puntos de las primeras lecturas de los registros y constantes pertinentes a la corrida. Cuando son combinadas dos o más medidas, los códigos de las curvas indican a la medida primaria y más profunda con una línea larga entrecortada, la medida primaria más somera con una línea sólida (Figura A 10).

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Figure A8: Log Heading

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198198

10150

10163

10050

849.7

848.2

831.2

SEEROIL

TEST 1

WILDCAT

ECUADOR

Figure A9: Log Heading (page 2) and Log Tail

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CONTENIDO

B1.0 LA RESISTIVIDAD DE LA FORMACIÓN

B1.1 INTRODUCCIÓN B1.2 RESISTIVIDAD DEL AGUA DE LA FORMACIÓN RW B1.3 MEDIDAS DE RESISTIVIDAD EN LA FORMACION

Carta Gen - 9: Resistividad de Soluciones de NaCl B1.4 RESUMEN B1.5 EL PROCESO DE PERFORACIÓN Y LAS CAPAS PERMEABLES

Perfiles de la invasión Carta Gen -3: los Símbolos Usados en Interpretación de Registros

B1.6 CURVA DEL POTENCIAL ESPONTÁNEO (SP) Carta SP-1: Rweq Determinación desde ESSP (Formaciones Limpias) Carta SP-2: RW versus Rueca y La Temperatura de la Formación

B2.0 MEDIDA DE RT POR PRINCIPIOS DE INDUCCIÓN

B2.1 PRINCIPIOS DE LAS MEDIDAS DE INDUCCIÓN S2.2 PRINCIPIOS DE LOS REGISTROS DE ENFOQUE ESFERICOS B2.3 REGISTRO DE DOBLE INDUCCIÓN Y DE ENFOQUE ESFERICO B2.4 NUEVOS REGISTROS DE INDUCCIÓN

B3.0 MEDIDA DE Rt POR PRINCIPIOS DEL REGISTRO LATEROLOG

B3.1 DUAL-LATEROLOG B4.0 MEDIDA DE RX0 POR PRINCIPIOS DE REGISTROS MICRORESITIVOS B4.1 INTRODUCCIÓN

B4.2 MICROLOG B4.3 REGISTRO DE ENFOQUE MICRO - ESFÉRICO

B5.0 SESIÓN de TRABAJO

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B1.O RESISTIVIDAD DE LA FORMACIÓN

B1.1 INTRODUCCIÓN La resistividad de una formación es un parámetro importante para determinar la saturación de hidrocarburos. La corriente eléctrica puede atravesar una formación solamente debido a la conductividad del agua que contiene la misma. Con muy pocas y raras excepciones tales como elementos metálicos sulfuros a grafitos, las rocas secas son muy buenos aislantes de la electricidad. Es más, las rocas absolutamente secas muy raramente son encontradas en la naturaleza. Por consiguiente, las formaciones del subsuelo tienen resistividades finitas y medibles debido al agua en sus poros o al agua absorbida en su arcilla intersticial.

Para los propósitos de nuestras discusiones nosotros dividiremos las substancias en dos categorías generales, conductores o aislantes.

Conductores son aquellas substancias que pasan la corriente eléctrica, por ejemplo el agua, las arcillas o el lodo de perforación. Los aislantes, son substancias que no permiten el flujo de la corriente eléctrica, como por ejemplo los hidrocarburos o la matriz de la roca.

La resistividad medida de una formación depende fundamentalmente de:

- Resistividad del agua de la formación - La cantidad del agua presente - La geometría de la estructura del poro.

La resistividad (resistencia específica) de una sustancia es la resistencia medida entre las caras opuestas de un cubo unitario de esa sustancia a una temperatura específica. El metro es la unidad de longitud y el ohm es la unidad de resistencia eléctrica. En forma abreviada, la resistividad es:

R = r A/L, Donde: R es la resistividad en ohm-metros, r es la resistencia en ohm, A es el área en metros cuadrados, y L es longitud en metros. (Vea Figura B1)

Las unidades de resistividad son ohm-metros cuadrados por metro, o simplemente los ohm-metros (ohm-m).

La conductividad es el recíproco de la resistividad y se expresa en Mohs por metro. Para evitar fracciones decimales, se expresa normalmente conductividad en millimhos por metro (mmho / m), donde 1000 mmho/m = 1 mho/m:

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C = 1000 / R. Las resistividades de la formación normalmente son de 0.2 a 1000 ohm-m. Resistividades más alto que 1000 ohm-m es raro en formaciones permeables pero se observa en formaciones de Porosidad impenetrables, muy bajas (e.g., evaporitas).

B1.2 RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN (RW) Como previamente se indicó, las matrices de la formación son aisladores de la corriente eléctrica; por lo tanto la habilidad de una formación para conducir la electricidad es una función del agua connota de la formación. Varios factores deben considerarse: - el volumen del agua (porosidad) - los arreglos del espacio poroso (tipo de porosidad) - la temperatura de la formación - la salinidad del agua. a) La Salinidad de Agua

Cuando aumenta la salinidad significa que más iones están disponibles para conducir la electricidad por lo tanto Rw (resistividad de agua) disminuye.

b) La Temperatura del Agua

Cuando la temperatura de agua se eleva, la movilidad iónica aumenta y disminuye la resistividad. La carta Gen-9 (Figura B2) ilustra estas relaciones.

c) El Volumen de Agua

Cuando el agua en el espacio poroso de una roca aumenta, la resistividad disminuye. Si algún volumen de agua es desplazado por hidrocarburos (aislante), la saturación de agua disminuye y por lo tanto la resistividad aumenta.

B1.3 MEDIDAS DE RESISTIVIDAD DE LA FORMACIÓN

Si nosotros consideramos una formación cuyo espacio poroso contiene sólo agua, su resistividad verdadera se llama Ro. Nosotros Sabemos que una relación importante existe entre la resistividad de la formación y la resistividad del agua que satura la formación – Rw. La proporción de estos dos valores, F, se llama Factor de Resistividad de la Formación, o más normalmente Factor de Formación que es una constante; donde:

F = Ro / Rw

Por ejemplo, si la salinidad del agua connata aumenta, Rw disminuirá. Esto permitirá a su vez que la corriente fluya más fácilmente a través de la formación

By: E. Cruz 21

y bajará R0 y mantendrá así F a un valor constante. Esto es lo que nosotros debemos esperar de F como una característica inherente de cada formación.

El factor de formación puede relacionarse a la porosidad de la formación por la fórmula general:

F = a / Φm

Donde: a = constante m = el factor de la cementación

By: E. Cruz 22

V

A

V

A

V

A

R =raL

R = resistividad

L = longitud a = area

r = resistencia

OHM METROS2

METRO

RESISTANCE INCREASES WITH LENGHT, DECREASES AS CROSS- SECTIONAL AREA INCREASES

NEDD TO BE MORE SPECIFIC AND ELIMINATE THE SIZE VARIABLE. USE SPECIFIC RESISTANCE OR RESISTIVITY WHICH IS RESISTANCE OF A SPECIFIC VOLUME, SUCH

THAT.

FIGURE B1: Principles of Resistance and Resistivity

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Basic Material

Resistivity of NaCl Solutions

¡F 50 75 100 125 150 200 250 300 350 400¡C 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 120 140 160 180 200

Temperature (¡F or ¡C)

Res

istiv

ity o

f sol

utio

n (o

hm-m

)

ppm

10

8

65

4

3

2

1

0.8

0.60.5

0.4

0.3

0.2

0.1

0.08

0.060.05

0.04

0.03

0.02

0.01

200

300

400

50060070080010001200140017002000

3000

4000500060007000800010,00012,00014,00017,00020,000

30,00040,00050,00060,00070,00080,000100,000120,000140,000170,000200,000250,000280,000

Conversion approximated by R2 = R1 [(T1 + 6.77)/(T2 + 6.77)]¡F or R2 = R1 [(T1 + 21.5)/(T2 + 21.5)]¡C

300,000

NaC

l con

cent

ratio

n (p

pm o

r gra

ins/

gal)

Gra

ins/

gal a

t 75 ¡

F

10

15

20

25

30

40

50

100

150

200

250

300

400

500

1000

1500

2000

25003000

4000

5000

10,000

15,000

20,000

Figure B2

By: E. Cruz 24

Gen

Basic Material

1-1

dhHole

diameter

didj

h

∆rj

(Invasion diameters)

Adjacent bed

Zone of transition

or annulus

Flushed zone

Adjacent bed

(Bedthickness)

Mud

hmc

dh

Rm

Rs

Rs

Resistivity of the zoneResistivity of the water in the zoneWater saturation in the zone

Rmc

Mudcake

Rmf

Sxo

Rxo

Rw

Sw

Rt

Uninvadedzone

© Schlumberger

Figure B3

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B1.4 RESUMEN

1. Formaciones de rocas secas son aislantes. 2. Las formaciones conducen corriente debido al agua en los espacios porosos.

3. Conocimiento de la resistividad del agua de formación (RW) es esencial para la interpretación de registros. 4. Resistividad utilizada en lugar de la resistencia. 5. Factor de Resistividad de la Formación (F) es una característica de cada formación 6. Relaciones:

a. F = (Rt / Rw) = (Ro / Rw)

Cuando la porosidad esta saturada 100% de agua b. F = a / Φm

7. Símbolos:

Rw - Resistividad del agua connata. Rt – Resistividad verdadera de la formación. Rxo – Resistividad de la zona lavada a – Constante “a”. m - Factor de cementación.

B1.5 EL PROCESO DE PERFORACIÓN Y LAS CAPAS PERMEABLES

Antes de proceder a una discusión sobre los métodos para obtener la resistividad de la formación, examinemos lo que pasa a una formación permeable cuando es penetrada por una broca de perforación. (Ver la carta Gen-3). Bajo condiciones normales, la cabeza hidrostática de la columna de lodo es mayor que la presión de la formación, este diferencial de presión forza que filtrado de lodo entre a los espacios porosos de la formación, dejando partículas sólidas o formando una costra en la pared del pozo. Eventualmente, esta costra de lodo sellará para evitar futuras invasiones, siempre y cuando ésta no sea removida por algún efecto mecánico, como por ejemplo cuando se esta cambiando de broca.

El espesor de la costra de lodo se simboliza por hmc

Perfiles de la invasión:

l. Zona invadida. Muy cerca de las paredes del pozo, el proceso de invasión lava y empuja el agua original y algo de hidrocarburos si estuvieren presentes. La resistividad de esta zona se lo denomina como Rxo y la saturación de agua se llama SXO.

donde:

By: E. Cruz 26

SXO2 = FRmf (solo para formaciones limpias)

Rxo

Dibujando Rx0 como una función de profundidad radial en la formación se obtiene el obtenido en la Figura B4.

2. Zona de la transición. Más allá de las paredes del pozo, la acción del lavado del

filtrado de lodo crea una variedad de situaciones. Si el proceso de lavado tiene presenta un frente uniforme, nosotros llamamos a este perfil como “Step Profile” (Figura B5a). Si la entremezcla de fluidos de la formación es muy gradual, nosotros llamaríamos este una zona de la transición (Figura B5b). Algunas veces en formaciones gasíferas o petrolíferas donde la movilidad de hidrocarburos es mayor que el agua con nata, el gas o el petróleo se mueven de tal manera que dejan una zona anular con agua con nata (Figura B5c). Si Rmf > Rw, entonces la zona anular tendrá una resistividad menor que Rxo y Rt y puede causar un cálculo de saturación pesimista.

3. Zona virgen o no afectada. Esta es la zona en la cual nosotros queremos analizar.

Esta es la parte de la formación no afectada por la perforación. Su resistividad de denomina como Rt, la resistividad del agua de formación como Rw y la saturación de agua como Sw. Si graficamos Rxo, Ri y Rt obtendremos un perfil de invasión.

Rxo

R

Di

RiRt

Case 1Step Profile

(a)

Case 2

(b)

TransitionProfile

Rxo

R

Di

RiRt

Rxo

R

Di

RiRt

D2

Caso 3AnnulusProfile

(c)

Figure B5

Rxo

Resistivity

radial depthintoformation

Distance of complete flushing

(Diameter de invasion, Di)

Figure B4: Invasion Process

By: E. Cruz 27

B1.6 LA CURVA DEL POTENCIAL ESPONTÁNEO (SP)

a) Introducción La curva de SP es una grabación continua , versus profundidad, de la diferencia de potencial entre un electrodo móvil en el agujero y un electrodo fijo (cero) en la superficie. Las unidades utilizadas son milivoltios. El SP realmente fue descubierto por accidente en los inicios de la registración eléctrica. En algunos de los primeros pozos de prueba registrados por Schlumberger utilizando la técnica del punto-por-punto, se observó que un potencial natural pequeño estaba presente en el pozo aún cuando la fuente se apagaba. Este potencial espontáneo se debe a una combinación de dos fenómenos: un potencial Electrocinético normalmente despreciable, y un potencial Electroquímico compuesto de una potencial de membrana y un potencial generado por la unión de líquidos. El potencial de la membrana es aproximadamente cinco veces más grande que el potencial de unión de líquidos. b) Potencial Electrocinético Si una solución es forzada por presión diferencial a fluir a través de una membrana, un potencial eléctrico aparecerá a través de la membrana, (Figura B6). Una situación similar ocurre cuando los flujos de filtrado de lodo fluyen a través de la costra de lodo debido al diferencial de presión entre la columna de lodo y la formación. Este potencial Electrocinético (Ekmc) generalmente es muy pequeño. En una formación de muy baja permeabilidad, donde la costra de lodo sólo se construye parcialmente, este potencial Electrocinético puede ser tan alto como 20 mV. Esta situación es, sin embargo, muy rara y en general el potencial Electrocinético puede ser despreciable.

c) El Potencial Electroquímico

Este potencial es creado por el contacto de dos soluciones de salinidad diferente, o por un contacto directo o a través de una membrana semi-permeable como las lutitas.

1) Potencial de la Membrana

Una membrana catiónica ideal, debido a su composición físico-químico, es permeable solo a los iones positivos (cationes). Las lutitas son membranas ideales debido a que ellas son, ni demasiado arenosas ni demasiadas limosas. En un pozo, una sección arcillosa separa normalmente agua salada (generalmente el agua connata de la zona de la virgen) de un líquido menos salado (generalmente el lodo) (Figura B7). Existe migración de los iones positivos (Na+) del agua salada (formación) al agua menos salada (lodo). Cuando un equilibrio se alcanza:

By: E. Cruz 28

- Iones positivos que ya han cruzado la membrana de la arcilla ejercen una fuerza rechazando en los iones positivos en el lodo.

- Iones negativos dejados atrás de la formación ejercen una fuerza atractiva en los iones positivos que no pueden viajar más en la arcilla.

La diferencia de potencial que aparece entre las dos soluciones es dada por la fórmula:

Em = K Log amf aw

donde: amf y aw son las actividades electro-químico de filtrado de lodo y del agua connata.

By: E. Cruz 29

Figure B9: The SP Circuit Path

By: E. Cruz 30

2) Potencial de Contacto de líquidos El potencial de Contacto de líquidos, tiene lugar al límite entre la zona lavada y la zona virgen. No existe ninguna lutita que separe a las dos soluciones. Aniones así como cationes pueden transferirse de una solución a la otra (Figura B8), debido a la salinidad más alta del agua de la formación, tanto los cationes Na+ como los aniones de Cl- migrarán hacia el filtrado de lodo. El Ion de Na+ es comparativamente más grande y arrastra 4.5 moléculas de agua. El ión Cl - es más pequeño y arrastra sólo 2.5 moléculas de agua. Por lo tanto el anión Cl - migrará más fácilmente que los iones de Na+.

El resultado es un aumento de cargas positivos dejado atrás en el agua de la formación. Estas cargas positivas restringen la migración del Cl- hacia la zona lavada. Una diferencia de potencial aparece al límite entre las dos soluciones:

Ej = K ' Log amf

aw d) El Potencial Espontáneo Estático o SSP El potencial total de la cadena entera es así la suma algebraica de: Em + Ej que también se llama el Potencial Espontáneo Estático o SSP. El potencial Electrocinético es despreciado. El SP es la caída de potencial medido de las líneas de corriente en el pozo. A lo largo de su trayectoria la corriente del SP tiene que forzar su camino a través de una serie de resistencias, tanto en la formación como en el lodo (Figura B9). Esto significa que la caída de potencial total (qué es igual al SSP) esta dividida entre las diferentes formaciones y el lodo en proporción a las resistencias encontradas por la corriente en cada medio respectivo. El SP que es la medida de la caída de potencial en el lodo del pozo es sólo parte del SSP. En general, esta es una porción grande porque la resistencia eléctrica ofrecida por el pozo es, en general, mucho mayor que la ofrecida por las formaciones.

SP = SSP = (K + K') Log amf

aw

La curva del SP generalmente se presenta en la pista 1 del registro y normalmente se registra con las herramientas de resistividad asumiendo un lodo conductivo en el pozo.

En formaciones permeables, la curva del SP muestra deflexiones desde la línea base de arcillas. En capas gruesas y limpias la deflexión de la curva del SP tiende a alcanzar una desviación esencialmente constante que define una línea de arenas limpias.

La deflexión de la curva puede ser a la izquierda (negativa) o a la derecha (positiva), dependiendo principalmente de la resistividad relativa del agua de formación y del filtrado de lodo (Figura B10).

By: E. Cruz 31

La magnitud de la deflexión del SP es siempre medida desde la línea de lutitas a una línea de formación limpia, formaciones acuíferas que contienen una solución de cloruro de sodio, se da por:

SSP = -K log(Rmfe / Rwe)

K, es una constante que depende de la temperatura y del tipo de sal en el agua de formación. K = 71 @ 77 grados Fahrenheit para NaCl

En la práctica, el SP está afectado por varios factores, todos ellos tienden a reducir su magnitud.

El máximo SP disponible en una zona acuífera, potente y limpia se denomina como Potencial Espontáneo Estático, o SSP (Figura B10).

El SP es reducido por la arcilla en una zona arcillosa y la desviación se llama Pseudo estática Potencial Espontáneo, o PSP.

La relación de estos dos valores, denominado como Alfa = PSP/SSP, se utiliza de vez en cuando como un indicador de arcilla en arenas arcillosas. Una aproximación del SSP en una arena arcillosas es SSP = PSP / (1 - VSh) donde el volumen de arcilla (VSh) se estima de la curva de Rayos Gamma, la cual se discutirá más tarde.

e) Aplicaciones de la Curva del SP

El SP puede utilizarse para: - detectar capas permeables ( solo una indicación cualitativa). - determinar Rw, resistividad del agua de formación, - obtener una indicación de volumen de arcilla en una zona. - indicar el ambiente de depositación.

f) Factores que Afectan las lecturas del SP

- Espesor de Capa: SP disminuye proporcional al espesor de la capa. - Invasión: Reduce el valor SP - Arcillosidad: la presencia de arcilla en la formación reduce el SP - Hidrocarburos: los Hidrocarburos en formaciones arcillosas reducirán

ligeramente el SSP - Filtrado de lodo: La magnitud y dirección de la deflexión del SP desde la

línea base arcilla, depende de las resistividades relativas del filtrado de lodo y del agua de la formación.

- Lodo Dulce - SP negativo (Figura 8). Rmf > Rw - Lodo salino - SP positivo (Figura 8). Rw > Rmf

Rw = Rmf - cero SP, no existe deflexión (Figura 8).

By: E. Cruz 32

g) Cálculo del Rw a partir de la curva del SP Debido a la dependencia de Rmf y Rw, la magnitud de la deflexión de la curva del SP nos permite calcular el valor de Rw de la formación cuando el valor de Rmf es conocido. Este método, cuando se aplica en formaciones limpias, es generalmente exacto.

1. Del cabezal del registro obtener Rmf a temperatura de la

superficie 2. Convertir Rmf a temperatura de la formación utilizando Gen-9

(Figura B12). 3. Convertir Rmf a la temperatura de la formación a Rmfe que usa:

Rmfe = .85 x Rmf (aproximación). Si Rmf es menor que 0.03 ohm-m o mayor que 1.5 ohm-m a temperatura de formación, utilizar carta SP-2 (Figura B12) para obtener Rmfe.

4. Calcular el SP Estático (SSP) del registro frente a la zona de interés.

5. Entre en la carta SP-1 (figura B11) con el SP Estático, temperatura de la formación y Rmfe para conseguir Rwe a la temperatura de formación.

6. Entre en la carta SP-2 (Figura B12) con Rwe y temperatura de la formación para conseguir Rw.

By: E. Cruz 33

Gamma Ray and Spontaneous Potential

SP

0.01

0.02

0.040.06

0.1

0.2

0.40.6

1

2

46

10

20

4060 100

0.001

0.005

0.01

0.02

0.05

0.1

0.2

0.5

1.0

2.0

Rmfeq(ohm-m)

Rmfeq /Rweq

a w/a

mf or

Rm

fe /R

we

Rweq(ohm-m)

+50 0 –50 –100 –150 –200

ESSP, static spontaneous potential (mV)

250°C200°C150°C

100°C

50°C0°C

500°F400°F300°F

200°F

100°F

Formationtemperature

0.3

0.4

0.6

0.8

1

2

4

6

8

10

20

40

0.3

0.4

0.50.6

0.8

1

2

3

4

6

810

20

30

40

50

5

Rweq Determination from ESSPClean for mations

This chart and nomograph calculate the equivalent forma-tion water resistivity, R weq, from the static spontaneouspotential, ESSP, measurement in clean formations.

Enter the nomograph with ESSP in mV, turning throughthe reservoir temperature in °F or °C to def ne theRmfeq/Rweq ratio. From this value, pass through the Rmfeqvalue to def ne Rweq.

For predominantly NaCl muds, determine Rmfeq asfollows:

a. If Rmf at 75°F (24°C) is greater than 0.1 ohm-m,correct Rmf to formation temperature using ChartGen-9, and use Rmfeq = 0.85 Rmf.

b. If Rmf at 75°F (24°C) is less than 0.1 ohm-m, useChart SP-2 to derive a value of Rmfeq at formationtemperature.

Example: SSP = 100 mV at 250°FRmf = 0.70 ohm-m at 100°F or 0.33 ohm-m at 250°F

Therefore, Rmfeq = 0.85 × 0.33 = 0.28 ohm-m at 250°F

Rweq = 0.025 ohm-m at 250°FESSP = – Kc log(Rmfeq/Rweq)KC = 61 + 0.133 T°F

KC = 65 + 0.24 T°C

Figure B11

By: E. Cruz 34

Gamma Ray and Spontaneous PotentialSchlumberger

SP

Rw versus Rweq and Formation Temperature

0.005 0.01 0.02 0.03 0.05 0.1 0.2 0.3 0.5 1.0 2 3 4 5

0.001

0.002

0.005

0.01

0.02

0.05

0.1

0.2

0.5

1.0

2.0

Rw or Rmf (ohm-m)

Rw

eq o

r Rm

feq (o

hm-m

)

500°F400°F

300°F

200°F

150°F

100°F

75°F

Saturation

400°F300°F200°F150°F100°F75°F

500°F

NaCl at 75°F

These charts convert equivalent water resistivity, Rweq, fromChart SP-1 to actual water resistivity, Rw. They may also be usedto convert Rmf to Rmfeq in saline muds.

Use the solid lines for predominantly NaCl waters. Thedashed lines are approximate for “average” fresh formationwaters (where effects of salts other than NaCl become signif-cant). The dashed portions may also be used for gyp-base mudf ltrates.

Example: Rweq = 0.025 ohm-m at 120°CFrom chart, Rw = 0.031 ohm-m at 120°C

Special procedures for muds containing Ca or Mg in solutionare discussed in Reference 3. Lime-base muds usually have anegligible amount of Ca in solution; they may be treated asregular mud types.

Figure B12

By: E. Cruz 35

B2.O MEDIDAS DE RT POR LOS PRINCIPIOS DE INDUCCIÓN

Nosotros tenemos dos diferentes tipos o clases de herramientas diseñadas para los dos ambientes más comunes del pozo:

1.Pozos No Conductivos

- Incluyen Sistemas de lodo en base de agua dulce, Sistemas de lodo Inversos

y pozos llenos de aire.

a. Dual Inducción - SFL ( Fuera de servicio) b. Phasor la Inducción Dual–SFL c. Inducción de Arreglos de Imágenes, tipo AIT

2. Pozos Conductivos

- Incluyen Lodos salinos a Lodos saturados de Sal

a) Dual Laterolog

B2.1 PRINCIPIOS DEL REGISTRO DE INDUCCION Las medidas de inducción fueron originalmente desarrolladas para medir la resistividad de la formación en pozos con lodos en base de petróleo y para pozos llenos de aire. Las herramientas de electrodos no pueden trabajar en este tipo de ambiente de lodos no conductivos. Anteriormente se intentó utilizar unos sistemas de rascadores para que los electrodos trabajen, pero los esfuerzos no fueron satisfactorios.

La experiencia demostró muy pronto que el registro de inducción tenía también muchas ventajas cuando se lo utiliza en pozos perforados con lodos en base de agua. Diseñado para una investigación profunda, los registros de inducción pueden enfocarse para minimizar las influencias del pozo, de las formaciones adyacentes y de la zona invadida. Principio Las herramientas de inducción de hoy día tienen muchas bobinas transmisoras y receptoras. Sin embargo, el principio puede ser entendido considerando solo una bobina transmisora y una receptora, (vea Figura B13). Se envía una corriente alterna de alta frecuencia y de intensidad constante a través de la bobina transmisora. Se crea un campo magnético alterno que induce corriente hacia la formación alrededor del agujero. Dichas corrientes fluyen en anillos de forma circular que son coaxiales con la bobina de transmisión y crean a su vez un campo magnético que induce un voltaje en la bobina receptora. Ya que la corriente alterna en la bobina de transmisión es de amplitud y frecuencia constantes, las corrientes de anillos son directamente proporcionales a la conductividad de la formación. El voltaje inducido en la bobina receptora es proporcional a las corrientes de anillo y así a la conductividad de la formación.

By: E. Cruz 36

También hay un acoplamiento directo entre las bobinas transmisora y receptora. La señal que se origina de este acoplamiento se elimina con el uso de bobinas “compensadoras”. La herramienta de inducción funciona mejor cuando el fluido del pozo es aislante, incluso aire o gas. La herramienta también trabaja bien cuando el pozo contiene lodo conductivo, amenos que éste sea demasiado salado, las formaciones muy resistivas o el diámetro muy grande. B2.2 PRINCIPIOS DEL REGISTRO DE ENFOQUE ESFERICO La herramienta SFL mide la resistividad de la formación cerca de la pared del pozo y proporciona la medida somera de investigación para evaluar los efectos de la invasión de las medidas mas profundas de resistividad. Esta es una herramienta de espaciamiento corto utilizada en la herramienta anterior del Phasor Inducción-SFL. El sistema de SFL difiere de anteriores herramientas enfocadas. Mientras los sistemas intentan enfocar la corriente en discos planares, el sistema SFL establece esencialmente corazas de potencial constante alrededor del electrodo de corriente. La herramienta del SFL es hábil para mantener la distribución potencial esférica en la formación sobre un rango amplio de agujeros variables aún cuando un agujero conductivo este presente. Para acompañar a este arreglo, la herramienta del SFL esta compuesto de dos sistemas de corriente separados e independientes ( Figura B14). El sistema de corriente de remolino sirve para taponar el agujero y establecer las esferas equipotenciales. El sistema de corriente de registración la causa una corriente independiente para fluir a través del volumen de investigación, la intensidad de esta corriente es proporcional a la conductividad de la formación. La herramienta del SFL consiste de electrodos de corriente-emisión, electrodos de corriente-retorno y electrodos de medida. Dos esferas equipotenciales alrededor de la fuente de corriente de la herramienta son establecidas. La primera esfera es de alrededor 9 pulgadas del electrodo de corriente y el otro esta a 50 pulgadas de distancia. Un potencial constante de 2.5 mV se mantiene entre estas dos superficies esféricas. Por cuanto el volumen de formación entre estas dos superficies es constante (espaciamiento de electrodos es fijo) y la caída de voltaje es constante (2.5 mV), la resistividad de este volumen de formación puede ser determinada midiendo el flujo de corriente.

B2.3 REGISTRO DE INDUCCIÓN DOBLE – ENFOQUE ESFERICO Éste es el más básico de los dispositivos de inducción y fue la medida de referencia de la inducción por mas de 20 años hasta su retiro del mercado en 1990. La herramienta proporciona tres curvas de resistividades enfocadas: dos de Inducción y una Curva somera de enfoque esférico más el Potencial Espontáneo. Cada curva tiene una profundidad diferente de investigación (Figura B 15).

By: E. Cruz 37

Registro de Enfoque Esférico - un dispositivo de lectura poco profundo afectado principalmente por la zona lavada (Rxo). (Distancia radial = 30 cm o 12 pulgadas)

Inducción Media (ILM) - dependiendo del diámetro del perfil de invasión, el ILM puede estar influenciado por la zonas Rxo o Rt … o ambas. (Distancia radial = 60-80 cm. 24-32 pulgadas) . Inducción profunda (ILD) - está principalmente afectada por Rt , a menos que la invasión sea muy profunda. Cada curva de inducción o las dos pueden estar influenciadas si un anulo está presente. (Distancia radial = 1.2-1.5 m.)

By: E. Cruz 38

Correlation

GR

0 150API

SP

-100 20MV

CALI

6 16IN

Depth Resistivity

SFLU

0.2 2000OHMM

ILM

0.2 2000OHMM

ILD

0.2 2000OHMM9300

9350

9400

Figure B15

By: E. Cruz 39

a) Presentación del Registro

a. Logarítmico: En una escala 1:200 se presentan curvas de la resistividad en una escala logarítmica. Esta es la presentación preferida para los Analistas de Registros (Figura B15)

b. Log-Lineal: Aquí la escala 1:200 presenta dos curvas de resistividad, la curva SFL promediada y la curva de ILD sobre una escala de resistividad lineal. También esta incluida la curva equivalente al ILD que es la curva de conductividad. Esta presentación es principalmente útil para propósitos de correlación. Se registran ambas presentaciones simultáneamente.

b) Características de la Herramienta y Aplicaciones

- La herramienta de Inducción Doble-SFL, es muy efectiva cuando se la

utiliza en agujeros perforados con lodos moderadamente conductivos, por ejemplo cuando Rmf/Rw >2.5.

- El enfoque vertical es bueno, valores confiables de Rt se pueden obtener donde el espesor de la capa es mayor a 12 pies.

- Por cuanto la herramienta actualmente mide la conductividad de la formación y luego lo convierte a valores de resistividad, los resultados son más precisos en zonas de baja resistividad.

- La registración de tres curvas que investigan cantidades diferentes de volumen de la formación, nos permite estudiar los perfiles de invasión y donde la invasión es profunda para hacer las correcciones para obtener Rt.

- Puesto que los dos dispositivos de Inducción producen sus señales induciendo un campo magnético en la formación, ellos pueden correrse en pozos perforados con aire o en pozos perforados con lodos no conductivos. (El SFL requiere un camino conductivo a través del lodo de perforación y no puede estar presente en estos casos). Una curva de Rayos Gamma normalmente registrada en lugar del SP. Las cartas de corrección están disponibles por cada compañía que registra para corregir por la influencia de:

- Agujero (diámetro y resistividad del lodo). - espesor de la capa - invasión

c) Limitaciones - La registración en pozos de diámetros grandes perforados con lodos salinos,

debería ser evitada en particular en formaciones de alta resistividad. Señales de agujeros grandes se agregarán a las señales de la formación produciendo bajas señales aparentes de resistividad.

- En zonas de alta resistividad (conductibilidad baja), e.g. más de 250 ohmm, pueden ocurrir errores en las medidas.

Los problemas anteriores a veces pueden ser minimizados por un sistema de calibración en el fondo del pozo. Una zona gruesa de porosidad cero, como por ejemplo caliza, o anhidrita son ideal para este propósito. Por lo tanto si se espera

By: E. Cruz 40

dificultades en obtener una buena medida del DIL, esto es a menudo una ventaje para correr un registro de porosidad con caliper antes del registro DIL. (Esto también debería ser anotado que estos cambios fueron hechos únicamente a los registros DIL y también anotado en la sección de observaciones de la cabeza del registro).

d) Las respuestas del Registro (Figura B 16)

Para pozos perforados con lodos frescos (Rmf / Rw > 2.5, Rxo / Rt > 2.5) las conclusiones generales siguientes pueden ser sacadas por inspección del registro: - Cuando SFL = ILM = ILD; Rt = ILD, esto indica cero o la invasión muy

poco profunda. - Cuando SFL > ILM = ILD; Rt = ILD, esto indica invasión moderada. - Cuando SFL > ILM > ILD, y si Rxo = SFL, entonces Rt < ILD, este indica

invasión profunda. Cuando SFL = ILM > ILD, y si Rxo = SFL, nosotros debemos utilizar la carta de Schlumberger Rint–2c (Figura B17) para obtener Rt. Esta respuesta indica invasión muy profunda. En general, lo más cerca de la curva media es para el SFL, lo más profundo de la invasión. El resultado de corregir por invasión es obtener un Rt que sea más bajo que ILD. Por lo tanto utilizando las lecturas del ILD sin la corrección, obtendremos una Sw optimista.

e)Resumen

Beneficios: - El registro de Inducción Doble (Dual Induction)-SFL, puede usarse mas

Efectivamente en agujeros llenos de lodo ligeramente conductivo, lodos no-conductivos y pozos perforados con aire.

- El enfoque vertical es bueno y da valores confiables de Rt, para capas más gruesas que 12 pies.

- Mide bajas resistividades en forma precisa (menos de diez ohm-metros). - Registración de 3 medidas de resistividad enfocada, las cuales investigan

diferentes volúmenes de formación, nos permite estudiar el perfil de invasión en el caso de invasión profunda. Los Cartas de corrección están disponibles por cada compañía de Servicios:

- Agujero - Espesor de la capa - Invasión

Desventajas:

- No confiable para el resistividades > 250 ohm-m (utilizar un registro Dual

Laterolog).

By: E. Cruz 41

- Agujeros grandes y lodos salinos producen señales grandes las cuales dan

una resistividad aparente muy baja (en este caso es recomendable utilizar el DLL).

By: E. Cruz 42

Resistivity

Rint

DIL* Dual Induction–SFL* Spherically Focused Resistivity LogID–IM–SFL

RIM/RID

RSFL/RID

Thick beds, 8-in. [203-mm] hole, skin-effect corrected,DIS-EA or equivalent

1.0 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.7 1.9

20

10

9

8

7

6

5

4

3

2

1

4050

60

70

80

90

15

20

0.38

0.50

0.63

1.27 1.521.78

10

25

3030

25

15

70.75

di (m) 1.01

5

3

2

0.95 0.850.75

1.0

20

d i (in.)

Rt

RD

Rxo/Rm » 20

Rxo

Rt

Figure B17

By: E. Cruz 43

B2.4 HERRAMIENTA DE INDUCCIÓN DE FASORES Y SFL

La herramienta de Inducción de Fasores (Phasor Induction) y SFL (Figura B18), utiliza un arreglo convencional de Dual Induction-SFL para registrar datos de resistividad a tres profundidades de investigación (ver Carta B1). Además de la medida usual de inducción (señal-R), la herramienta realiza una medida de alta calidad de la señal de cuadratura de inducción (señal-X). Estas medidas se combinan con nuevos adelantos en procesamiento de las señales para proporcionar un registro de inducción de alta resolución para capas delgadas menores a 2 pies. Correcciones totales para estos ambientes distorsionados son realizadas tanto por efecto de agujero como por capas adyacentes. Desde su introducción en el mercado a inicios de los años 60, la herramienta Dual Inducción ha evolucionado hasta convertirse la registración primaria para la evaluación de formación en pozos con lodos frescos (agua dulce) y pozos en base de aceite. Las herramientas anteriores, sin embargo, han producido registros con limitaciones en las respuestas. Estas limitaciones normalmente han requerido correcciones manuales tediosas. En casos extremos las limitaciones de la respuesta de la herramienta han producido formas en los registros que estaban equivocados para estructuras geológicas. No obstante que las distorsiones de la resistividad de la formación causada por efecto de la resolución y por efecto de capas adyacentes son totalmente predecibles desde la teoría electromagnética, los algoritmos de

By: E. Cruz 44

corrección automática no tuvieron éxito anteriormente, debido a la medida no lineal de la señal-R la cual fue la única medida realizada en las herramientas antiguas.

Nuevos desarrollos en tecnología de la electrónica, trabajan en computar la respuesta de la herramienta de inducción en modelos de formación reales, y la moderna teoría de procesamiento de señales ha combinado para permitir el desarrollo de una herramienta más nueva que puede superar las limitaciones de herramientas anteriores. En los últimos años la tecnología a avanzado mucho más con el desarrollo de nuevos modelos de herramientas, mayor numero de medidas y alto procesamiento hasta llegar a imágenes de resistividad como es el caso de la herramienta AIT de la compañía Schlumberger. Punto central a este desarrollo es una técnica de deconvolución no lineal que corrige el registro de inducción en tiempo real por efecto de capas adyacentes y mejora la resolución de capas delgadas sobre un amplio rango de conductividades de la formación. Este algoritmo, llamado procesamiento Phasor, requiere el uso de la señal de cuadratura de inducción, o señal-X la cual mide directamente la señal no lineal. El procesamiento Phasor corrige por efecto de capas adyacentes y proporciona resolución para capas delgadas a través de procesamiento mejorado hasta detectar capas de 60 cm en muchos casos. Agregando medidas como la geometría del agujero en la misma configuración de las herramientas, se pueden corregir en tiempo real los efectos causados por el agujero. Eliminados estos efectos ambientales, se puede realizar en tiempo real una inversión de la información para obtener un modelo de tres parámetros de invasión.

El diseño del Phasor Inducción proporciona varias ventajas adicionales sobre las herramientas existentes. Éstas incluyen mejoras en el sistema de la calibración, estabilidad en el error causado por la herramienta, respuesta del SFL, una reducción de la señal y ruido del cable. Cada uno de estas mejoras contribuye a proporcionar medidas de resistividad de la formación más exactas sobre un rango más amplio de resistividad y condiciones del agujero.

By: E. Cruz 45

a) Formas y Descripción de la Herramienta Phasor La herramienta de Inducción Phasor SFL, se puede combinarse con otras herramientas de telemetría de cable. Las medidas que regresan a la superficie incluyen señales-R profundas (ID), medias (IM); señales-X ID e IM; voltaje y corriente SFL, corriente de enfoque SFL; potencial espontáneo SP, voltaje Armor del SP y un arreglo de temperatura. Todas las medidas excepto el SP son digitalizadas en el fondo del pozo con convertidores de alta resolución analógicos-a-digitales y todos los canales de medida sé recalibran cada 6 pulgadas (15 cm) durante el registro. La frecuencia de operación de los arreglos de inducción se puede seleccionar en 10 Khz, 20 Khz o 40 Khz, con una frecuencia predefinida de 20 Khz. La herramienta también proporciona medidas de importantes señales analógicas y monitoreo continuo de las señales digitales como una ayuda para detectar y analizar alguna caída de la herramienta. Profundidades de investigación y la resolución vertical de las medidas son listadas.

b) La Presentación del Registro El mismo formato de presentación es utilizado para ambas generaciones de herramientas de la inducción. Los dos registros pueden ser identificados por las siguientes diferencias (Figura B19).

a. Inducción Profunda (IDPH) - el registro utiliza la sigla de IDPH para identificar proceso de Phasor.

b. Inducción Media (IMPH) - el registro utiliza la sigla de IMPH para identificar proceso de Phasor.

c. Hay una marca de picadillo al lado correcto de la pista de profundidad.

c) Características de la Herramienta, Mejoras, y Aplicaciones - Phasor Induction – SFL, puede usarse efectivamente en agujeros llenos de

lodo ligeramente conductivo, lodos no conductivos y pozos en base de aire. - El enfoque vertical es bueno y da valores confiables de Rt, por las capas más

gruesas que miden hasta 7.5 pies sin correcciones por efecto de capas adyacentes.

- Mide con precisión bajas resistividades. - Registración de tres medidas de enfoque que investiga volúmenes diferentes

de formación. - Confiable para resistividades hasta 1000 ohm-m contra 250 ohm-m con

herramienta de la Inducción normal. - Da lecturas exactas en pozos de hasta 21 pulgadas de diámetro (Rt / Rm <

1000). - Opera a frecuencias variables del transmisor para mejorar la relación señal-

ruido. - Utiliza técnicas de transmisión digitales para mejorar la exactitud de

calibración y de medida.

By: E. Cruz 46

Las cartas de corrección están disponibles para: - Agujero - Espesor de capa - Invasión (Carta Rint 11 a)

Phasor Induction - SFL

Median Depth of Investigation

1.- Metres Feet / Inches

Above 100 ohm -m ID 1,58 62 inches Homogeneous IM 0,79 31 inches

formation SFL 0,41 16 inches

2.-

At 0.1 ohm-m ID 1,22 48 inches homogeneous IM 0,66 26 inches

formation SFL 0,41 16 inches

Phasor Induction - SFL Vertical Resolution

Vertical resolution IDPH 2,46 8 feet bed thickness for full IMPH 1,85 6 feet

Rt determination IDER* 0,92 3 feet no invasion IMER 0,92 3 feet

IDVR# 0,61 2 feet IMVR 0,61 2 feet SFL 0,61 2 feet

* ER - Enhanced Resolution Phasor # VR - Very Enhanced Resolution Phasor

Chart B1

By: E. Cruz 47

Correlation

GR(N/A)

0 150

SP

-180 80MV

CALI(N/A)

6 16

Depth Resistivity

ResS(SFLU)

0.2 2000OHMM

ResM(IMPH)

0.2 2000OHMM

ResD(IDPH)

0.2 2000OHMM9400

9450

9500

Figure B19 PHASOR-SFL

By: E. Cruz 48

B3.O Medida de Rt por Principios de Laterolog

B3.1 DUAL LATEROLOG

Hablando ampliamente, los fluidos del pozo durante las operaciones de perforación son separados en categorías de conductivos y no conductivos. Cada uno propone un desafío particular cuando se mide la resistividad de la formación. El Dual Laterolog es un dispositivo de emisión de corriente de electrodo que se mide mejor en lodos salinos (i.e. donde Rt / Rm>> > 100, Rmf / Rw < 2.5). Está diseñado para obtener Rt, midiendo la resistividad con varios arreglos con diferentes profundidades de investigación.

Las medidas responden a tres profundidades de investigación apropiadamente escogidas, normalmente aproximadas el perfil de invasión del pozo para determinar Rt. Para una mejor exactitud de la interpretación, el sistema debería cumplir con los siguientes requerimientos:

- Los efectos del pozo deberían ser pequeños y/o corregibles. - Las resoluciones verticales deben ser similares. - Las investigaciones radiales deberían ser bien distribuidas; i.e., una lectura

debería ser profunda, una somera y la tercera entre las dos anteriores.

a) Descripción y Características

Como resultado se desarrolló la herramienta del MicroSFL- Dual Laterolog con grabaciones simultáneas. La Figura B21 ilustra el enfoque usado por el dispositivo del Laterolog profundo (izquierdo) y por el dispositivo de Laterolog somero (derecho). Ambos usan los mismos electrodos y tiene el mismo espesor del espectro de la corriente, pero tienen diferentes enfoques para proporcionar diferentes características en las profundidades de investigación.

By: E. Cruz 49

La herramienta DLL tiene un rango de respuesta de 0.2 a 40,000 ohm-m, rango que es mucho más ancho que el cubierto por dispositivos de Laterolog anteriores. Para lograr una mejor exactitud tanto en bajas y altas resistividades una constante de poder de medida del sistema es empleado. En este sistema ambas medidas de corriente (io) y medida de voltaje (Vo) son variados y medidos, pero el producto de las dos, (i.e., poder) VoIo, es mantenida constante.

Las medidas de profundidad del latero log (LLD) o de la herramienta DLL, tienen una mayor profundidad de investigación que anteriores herramientas de latero log, extendiendo el rango en las condiciones de la formación, hacen que las determinaciones de Rt sean más confiables. Para lograrlo, se necesitan electrodos de guardia muy largos; la distancia entre los extremos de los electrodos de la herramienta de DLL-Rxo es de aproximadamente 8.5 metros (28 pies). El espesor de espectro nominal de 60 cm (2 pies), asegurando una buena resolución vertical. La investigación radial es de 1.2 a 1.5 metros (4-5 pies). La medida del Laterolog poco profunda (LSS) tiene la misma resolución vertical como el del dispositivo del Laterolog profundo 60 cm (2 pies), pero responde más intensamente a aquella región alrededor del pozo normalmente afectada por la invasión. Usa un tipo de enfoque llamado pseudolaterolog, en donde la corriente enfocada retorna a los electrodos cercanos en lugar de los electrodos

By: E. Cruz 50

distantes. Esto causa que la medida de la corriente retorne más rápidamente una vez que ha entrado en la formación, así produciendo una profundidad de investigación relativamente corta de 50 a 60 centímetros (20 a 24 pulgadas). b) Presentación del Registro La presentación de DLL-MSFL es muy similar a la del Phasor Induction. Las diferencias incluyen: escalas expandidas de resistividad (0.2 - 200,000 ohm-m) y la adición del Gamma Ray y el Caliper (si MSFL es usado). Vea el registro en la Figura B23.

c) Características y aplicaciones de la herramienta

1. El Dual Laterolog es más efectivo en lodos salinos (alto Rt/Rm) o donde Rmf / Rw < 2.5. (Figura B22) . 2. La herramienta tiene un excelente rango de resistividad, de 0.2 a 40,000 ohm-m es posible.

Figure B19

LATEROLOGPREFERRED

(%)

POROS ITY

USE BOTH LOGSBellow appropriate Rw curve

INDUCTION LOGPREFERRED

ABOVE APPROPRIATERw CURVE

30

25

20

15

10

5

0.5 .7 1. 2. 3. 4. 5. 7 10. 20 30

Rmf / Rw

Figure B22: Preferred ranges of applications of Induction logs and laterologs

Rw = 0.1 Ω - M

Rw = 0.1 Ω - M

Rw = 0.01 Ω - M

By: E. Cruz 51

Correlation

GR

0 150API

SP(N/A)

-100 50

CALI

6 16IN

Depth Resistivity

ResS(MSFL)

0.2 2000OHMM

ResM(LLS)

0.2 2000OHMM

ResD(LLD)

0.2 2000OHMM9600

9650

9700

Figure B23

By: E. Cruz 52

3. La resolución vertical es excelente, Rt puede obtenerse en capas tan delgadas como de 60 cm ( 2 pies).

4. El LLD tiene muy pequeños efectos por pozo en agujeros largos. 5. Cuando es combinado con una medida de Rxo, las curvas del LLd, y del LLs pueden ser usadas para estudiar perfiles de invasión y computar un valor de Rt más exacto. Vea Carta Rint-9 (Figura B24).

6. Asumiendo que las condiciones de pozo son adecuadas, la separación entre las curvas LLS y LLD pueden ser usadas para dar una mirada rápida de indicación de hidrocarburos; particularmente en lodos salinos. En lodos salinos la relación Rxo / Rt será menor a uno para una mejor zona, mientras mayor la separación entre LLs y LLd.

d)Limitaciones

1. Las herramientas no deberían usarse en lodos frescos (Rmf / Rw > 2.5.) 2. Las herramientas requieren de una buena centralización para minimizar

las influencias del pozo en el LLs. 3. Si la invasión es profunda, un valor bueno de Rxo (e.g. de un registro

Micro-esféricamente Enfocado) se requiere corregir LLd por la influencia de la invasión para obtener un valor exacto de Rt.

Las cartas de corrección están disponibles por la influencia de: - el pozo (diámetro y resistividad del lodo). - la invasión. (Carta Rint-9b) - el espesor de capa.

By: E. Cruz 53

Resistivity

Rint

Dual Laterolog–Rxo DeviceDLT-D/E LLD–LLS–R xo device

1.11.2

1.3 1.41.6

1.8

100

80

60

40

30

20

15

10

8

6

4

3

2

1.5

1

0.8

0.6

0.4

0.3

0.2

RLLD/Rxo

RLLD/RLLS

Thick beds, 8-in. [203-mm] hole,no annulus, no transition zone, Rxo/Rm = 50,

use data corrected for borehole effect

20 30

80

100

120

0.500.75 1.01 1.27 1.52

2.03

3.04

40 50 60100

70

50

30

20

15

10

7

5

3

1.52

0.4

0.2

10060

403020

2.54

1.52

1.010.75

0.50

0.4 0.6 0.8 1.0 1.5 2 3 4 6 8 10 15 20 30 40 50

di (in.)

di (m)

di (in.)

di (m)

Rt

Rxo

Rt

Rxo

Rt

RLLD

Figure B24

By: E. Cruz 54

B4.0 Medida de Rxo por Principios de Micro-Resistividad

B4.1 INTRODUCCIÓN

Como se ha mencionado, una medida de resistividad de la zona invadida, Rxo, es un importante parámetro al intentar definir el diámetro de invasión. Puesto que la zona invadida se extiende solo unos pocos centímetros desde el pozo, un dispositivo de lectura poco profundo es requerido. Tales herramientas son el Microlog, Microlaterolog, Proximity Log y el Micro-Spherically Focused Log. Todos son dispositivos de tipo de almohadilla que se aprietan contra la pared del pozo para hacer sus medidas.

Hoy, el Microlog y Micro-Spherically Focused Log son completamente combinables con todos los principales servicios de perfilaje de registros. Se han discontinuado el Microlaterolog y el Proximity Log debido a las Limitaciones en su diseño. Otro servicio, la Herramienta de Propagación Electromagnética, también proporciona una excelente medida de Rxo. Este servicio es un dispositivo avanzado y no será discutido en este manual.

Para medir Rxo, la herramienta debe tener una muy pequeña profundidad de investigación. Puesto que la lectura debería ser afectada por el pozo tan poco como sea posible, una herramienta de almohadilla de pared es usada.

Las corrientes de los electrodos en la almohadilla deben atravesar la costra para alcanzar la zona invadida. Por consiguiente, las lecturas de microresistividad son afectadas por la costra; el efecto depende de la resistividad de la costra, Rmc, y del grosor de la costra hmc. Es más, las costras pueden ser anisotrópicas, con resistividades paralelas a la pared del pozo menos que por la costra. Costras anisotrópicas incrementan los efectos de costra en las lecturas de microresistividad así que el grosor efectivo o eléctrico de costra es mayor que el indicado por el Caliper.

B4.2 REGISTRO DEL MICROLOG Con la herramienta del Microlog, dos dispositivos de corto espaciamiento de diferentes profundidades de investigación proporcionan medidas de resistividad de un volumen muy pequeño de costra y formación que unen inmediatamente al pozo. La comparación de las lecturas de las dos curvas identifica costras con indicativos de invasión y por lo tanto de formaciones permeables.

b)Principio

La almohadilla de caucho del Microlog se aprieta contra la pared del pozo por brazos y resortes (Figura B25). La cara de la almohadilla tiene tres pequeños electrodos espaciados en línea, separados por 1 pulgada (2.5 centímetros). Con estos electrodos se obtienen medidas de microinversa (R1”x1”) de 1 por 1 pulgada y micronormal de 2 pulgadas (5.1 centímetros) siendo registradas simultáneamente.

By: E. Cruz 55

Las corrientes emitidas de estos electrodos son totalmente no enfocados fluyendo por el camino de menor resistencia (Figura B26).

En cuanto el fluido de perforación entra en la formación permeable, los sólidos del lodo se acumulan en la pared del agujero y forman una costra. Normalmente, la resistividad de la costra es ligeramente mayor que la resistividad del lodo y considerablemente menor que la resistividad de la zona invadida cerca del pozo.

El dispositivo micronormal de 2 pulgada tiene una mayor profundidad de investigación que la microinversa. Por consiguiente, es menos influenciado por la costra y lee una resistividad más alta produciendo una separación positiva de la curva. En la presencia de costra de baja resistividad, ambos dispositivos miden resistividades moderadas y normalmente van de 2 a 10 veces Rm.

En formaciones impermeables, las dos curvas leen casi iguales lecturas o exhiben alguna separación negativa. Aquí las resistividades normalmente son mucho mayores que en formaciones permeables. (Vea Figura B27 - Microlog). Bajo circunstancias favorables el Microlog puede usarse para obtener Rxo pero generalmente es considerado un buen indicador cualitativo de permeabilidad, en lugar de una medida de Rxo b) las Limitaciones de Microlog

- Rxo / Rmc deben ser aproximadamente menores que 15. - Espesor de la costra < 1.2 cm - Profundidad de Invasión > 10 cm, por otra parte las lecturas del Microlog

son afectadas por Rt

B4.3 REGISTROS MICRO-ESFÉRICAMENTE ENFOCADOS (MSFL) El MicroSFL es un dispositivo de registro esféricamente enfocado, montado en una almohadilla que ha reemplazado a los Microlaterolog y a las herramientas de Proximidad (Proximity). Tiene dos ventajas distintas sobre los otros dispositivos de Rxo. El primero es su poder de combinarse con otras herramientas de registros, tales como Phasor Inducción, Array Induction y Dual Laterolog.

By: E. Cruz 56

Esto elimina la necesidad de una carrera adicional de registro para obtener la información de Rxo. Vea Figura B23 para un ejemplo del registro de MSFL con Laterolog Dual. La segunda mejora está en la respuesta de la herramienta para zonas Rxo poco profundo con presencia de costra de lodo. La limitación principal de la medida de Microlaterolog fue su sensibilidad a la costra. Cuando el espesor de la costra excedía aproximadamente los 3/8 de pulgada, las lecturas del registro se influenciaban severamente a los altos contrastes de Rxo / Rmc. El registro de Proximidad, por otro lado, era relativamente insensible a la costra, pero requería de un diámetro de la zona invadida de aproximadamente 100 cm (39 pulgadas)para proporcionar aproximaciones directas de Rxo. La solución se encontró en una adaptación del principio de enfocar esféricamente en un dispositivo del almohadilla de contacto de pared del pozo. Por una selección cuidadosa del espaciamiento de electrodos y controles de corriente de remolino ,las medidas del MicroSFL fueron diseñadas para minimizar el efecto de costra por cualquier aumento indebido en la profundidad de investigación. Figure B28 ilustra, esquemáticamente, los modelos actuales (izquierdo) y el arreglo del electrodo (derecho) de la herramienta de MicroSFL. Forzando para que la corriente fluya directamente a la formación, el efecto de la resistividad de la costra es minimizada; todavía así la herramienta tiene una profundidad muy somera de investigación.

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También pueden computarse curvas del Microlog sintéticas de los parámetros del MicroSFL. Es posible obtener matemáticamente las curvas de Micronormal y Microinversa ya que la medida de corriente mira principalmente la zona invadida y la corriente de remolino mira principalmente la costra. a)Limitaciones de MicroSFL

- la profundidad de invasión > 4.7” (12cm). - el espesor de la costra de lodo < 0.04” (1.2 cm). - 4” (10cm) de investigación radial.

b) Aplicaciones del MicroSFL

- Identificación de zonas permeables. - Un valor excelente de Rxo del MSFL, proporciona una mirada rápida de la

técnica de sobre posición para la comparación de una curva de Rt después de ser normalizada en una zona del 100% de Sw. Después de la normalización cuando las curvas se separan es un indicativo de hidrocarburo móvil.

- Determinación de la Sw usando los valores de Rxo y de Rt proporcionan un

chequeo libre litológico e independiente de otros métodos. Debe notarse que el uso de este sistema en lodos frescos donde la invasión profunda está presente, debería aproximarse con cautela.

- Una medida de Rxo es otro método de encontrar Rw cuando una zona

acuífera está disponible. F se calcula de Rxo y Rmf; Ro es determinado obteniendo RLLD y RLLS de los registros y luego corregidos por efectos de invasión y del agujero. Se resuelve Rw = Ro / F.

También, conociendo F , la Ф puede ser calculada. Recuerde la relación para encontrar Rw es permitirle resolver Sw

2 = F Rw / Rt, en una posible zona de pago en cualquier sitio del pozo. Cartas de corrección están disponibles para las influencias de:

- Costra (Carta Rxo-3) (Figura B29).

By: E. Cruz 58

Rxo

MicroSFL* Mudcake Correction

Example: RMLL = 9.0 ohm-mRmc = 0.15 ohm-m at formation temperaturehmc = 9.5 mm

giving RMLL/Rmc = 9.0/0.15 = 60Therefore, RMLLcor/RMLL = 2and RMLLcor = 2(9.0) = 18 ohm-m

RMSFL/Rmc

RM

SFL

cor/R

MS

FL

Standard MicroSFLMSFL version III mudcake correction, 8-in. borehole

1 2 5 10 20 50 100

3.0

2.5

2.0

1.5

1.00.90.80.70.6

1 in. [25.4 mm]

3/4 in. [19 mm]

1/4 in. [6.4 mm]

1/8 in. [3.2 mm]

1/2 in. [12.7 mm]

hmc

0 in.

RM

SFL

cor/R

MSF

L

RMSFL/Rmc

Slimhole MicroSFLSlim MSFL mudcake correction, 8-in. borehole

1 2 5 10 20 50 100

3.0

2.5

2.0

1.5

1.00.90.80.70.6

1 in. [25.4 mm] 3/4 in. [19 mm]

1/2 in. [12.7 mm]1/4 in. [6.4 mm]

0 – 1/8 in. [0 – 3.2 mm]

hmc

*Mark of Schlumberger© Schlumberger

Figure B29

By: E. Cruz 59

B5.O Sesión de trabajo la. Rmf dado = 2.5 O - m @ 50º F, ENCONTRAR Rmf @ 126º F, usando Carta Gen - 9 (Figura B2). Rmf = @ 126 F b. ¿Cuál es concentración de NaCl del filtrado de lodo en ppm? 2a. Dado una salinidad de la solución de 80 000 ppm, encuentre el resistividad de la solución @ 250 ºF Rm = @250ºC b. Dado una salinidad de la solución de 10 000 pprn @ 68ºF, encuentre el resistividad de la solución @ 122ºF Rm = @122 F 3. ¿Rm dado = .74 @ 68ºF, lo que Rm igualan a BHT si la Profundidad Total es 7872 ft y la Pendiente Geotérmica es 11ºF/100 ft (temperatura de Superficie 68ºF)?

Rm = _______________________@_____________________ºF

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CONTENIDO C1.0 MEDIDAS de POROSIDAD C2.0 MEDIDAS de POROSIDAD DE LA HERRAMIENTA SÓNICA (BHC)

C2.1 INTRODUCCIÓN C2.2 DETERMINACIÓN de POROSIDAD C2.3 FACTORES QUE AFECTAN LA INTERPRETACIÓN SÓNICA:

C3.0 MEDIDAS de POROSIDAD A PARTIR DE LA HERRAMIENTA DE DENSIDAD Y LITOLOGIA

C3.1 INTRODUCCIÓN C3.2 PRINCIPIO C3.3 POROSIDAD PARTIR DE UN REGISTRO de DENSIDAD C3.4 LITOLOGIA A PARTIR DE LA MEDIDA DEL PEF C3.5 FACTORES QUE AFECTAN AL REGISTRO de DENSIDAD

C4.0 MEDIDAS de POROSIDAD APARTIR DE LA HERRAMIENTA de NEUTRÓN COMPENSADA (CNL)

C4.1 INTRODUCCIÓN C4.2 PRINCIPIO C4.3 FACTORES QUE AFECTAN LOS REGISTROS de CNL

C5.0 DETERMINACIÓN de la POROSIDAD TOTAL

C6.0 EL REGISTRO de RAYOS GAMMA (GR) C6.1 PROPIEDADES DE LOS RAYOS GAMMA C6.2 EL REGISTRO DE RAYOS GAMMA ESPECTRALES (NGT)

C7.0 SESIÓN de TRABAJO

By: E. Cruz 61

C1.0 MEDIDAS DE POROSIDAD

C1.1 INTRODUCCIÓN

La porosidad total (ΦT) puede componerse de porosidad primaria y secundaria. La porosidad efectiva es igual a la porosidad total después de la corrección por arcilla. La porosidad de las rocas puede obtenerse del Registro Sónico, del Registro de Densidad o del Registro Neutrónico. Para todos estos dispositivos, la respuesta de las herramientas está afectada por: la porosidad de la formación, fluido y matriz. Si los efectos de fluido y de la matriz son conocidos o pueden determinarse, la respuesta de la herramienta puede determinarse y puede relacionarse a la porosidad. Por consiguiente, estos dispositivos son a menudo llamado como registros de porosidad. Todas las tres técnicas anotadas responden a las características de la roca inmediatamente adyacente al agujero. Su profundidad de investigación es poco profunda - sólo unos centímetros o menos - y por consiguiente generalmente dentro de la zona lavada.

Por ejemplo, la fórmula para una medida del registro de Densidad que incluye todo lo anterior puede escribirse como:

RHOB= Φe *Sw * RHOBf + Φe (1–Sw) RHOBhy + Vsh RHOBsh + (1 - Φe– Vsh) * RHOma

Resolviendo para la porosidad en este caso, no sería fácil por cuanto hay varias incógnitas y sólo una medida. Sin embargo, cuando nosotros comparamos otra porosidad y otras medidas de registros, nosotros podemos resolver para estas incógnitas.

Así como la porosidad, los registros son afectados por:

- Volumen y naturaleza (litología) de material de la matriz. - La cantidad y naturaleza del poro los volúmenes espaciales (geometría del

poro, riegue, hidrocarburos). - El volumen y naturaleza de las arcillas.

By: E. Cruz 62

C2.0 MEDIDA DE POROSIDAD A PARTIR DEL REGISTRO SONICO

C2.1. INTRODUCCIÓN En su forma más simple, una herramienta sónica consiste de un transmisor que emite un pulso de sonido y un receptor que toma y registra el pulso como su paso al receptor. El sonido emanado del transmisor choca con en la pared del agujero. Este fenómeno establece ondas compresionales y de cizalla a lo largo de las paredes del pozo y ondas orientadas dentro de la columna del fluido. El registro sónico es simplemente un registro en función del tiempo, Dtcomp, que requiere una onda sonora para atravesar un pie de formación. Conocido como “El Tiempo de Tránsito”, Dt. El Dtcomp es el recíproco de la velocidad de la onda sonora. (Para el resto de este documento, se conocerán “Dtcomp” como Dt). El tiempo de tránsito para una formación determinada depende de su litología y su porosidad. Cuando se conoce la litología, esta dependencia de la porosidad hace que el registro cónico sea muy útil como registro de porosidad. Los tiempos de tránsitos sónicos integrados también son útiles al interpretar registros sísmicos (WST, VSP). Actualmente hay varios registros sónicos en uso en la industria: el BHC o registro sónico compensado, el LSS o registro sónico de espaciamiento largo, el Sónico de Arreglos (Array Sonic) y el DSI (Dipolar Sonic Imager), los dos últimos registran la forma de onda continua como una característica estándar. Veamos la herramienta básica. Los transmisores de la herramienta BHC (BoreHole Sonic Compensated) o sónico compensado son pulsados alternativamente y los valores de Dt son leídos alternativamente en los pares de receptores. Los valores de Dt de los dos conjuntos de receptores son promediados automáticamente por una computadora en superficie para compensar los efectos del agujero. La computadora también integra las lecturas de tiempo de tránsito para obtener tiempos de viaje totales (ver Figura C1 y C2).

By: E. Cruz 63

Figura C1

Algunas veces, la primera llegada aunque sea lo suficientemente fuerte para activar el receptor más cercano al transmisor, puede ser muy débil para activar el receptor más lejano cuando lo alcanza. En lugar de esto, una llegada posterior diferente en el tren de ondas sónicas puede activar al receptor lejano y entonces el tiempo de viaje medido en este ciclo de pulsos será muy prolongado. Cuando esto ocurre, la curva sónica muestra una excursión muy grande y abrupta hacia un valor “t” más alto; esto se conoce como salto de ciclo. Este salto tiende más a ocurrir cuando la señal está fuertemente atenuada por formaciones no consolidadas, fracturas en la formación, saturación de gas, lodos con aire o secciones alargadas o rugosas en el pozo.

By: E. Cruz 64

El registro sónico es corrido con un Dt presentado sobre una escala lineal en las pistas 2 y 3 con una elección de 2 escalas: 40-140 o 50-150 mseg/pie. Una curva del calibrador que representa el promedio del diámetro del agujero y una curva de rayos gamma se registra simultáneamente en pista 1 (Vea Figura C3). La curva de Rayos Gamma (Rayos Gamma Espectral) mide la radioactividad natural de Potasio, Uranio y Torio en la formación y es usualmente representativa de la cantidad de arcilla presente en la formación. Esto es porque los elementos radioactivos tienden a concentrarse en arcillas y lutitas. Mas tarde nosotros usaremos la curva de Rayos Gamma para computar volumen de arcilla (Vsh).

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By: E. Cruz 66

C2.2 DETERMINACIÓN de POROSIDAD

a) La Ecuación de Wyllie de Tiempo promedio

Después de las numerosas determinaciones de laboratorio, M.R.J. Wyllie propuso, para formaciones limpias y consolidadas con pequeños poros distribuidos de manera uniforme, una relación lineal promediada en tiempo o de promediado balanceado entre porosidad y tiempo de tránsito la siguiente relación: (vea Figura C4):

Dtlog = Φ* Dtf + (1 - Φ)Dtma (1)

o Φ = Dtlog - Dtma (2) Dtf -D tma

Donde: Dtlog es la lectura del registro sónico en µsec/`pie. Dtma es el tiempo de tránsito de la matriz del material Dtf es el tiempo del tránsito del fluido saturando (aproximadamente 189 µsec/pie para los Sistemas de lodo de agua dulce). Φ Es la porosidad o el volumen ocupado por poros. 1-Φ es el volumen de la matriz.

Valores típicos:

Arena: Dtmatriz = 55.5 µsec/pie. Caliza: Dtmatriz = 47.6 µsec/pie Dolomita: Dtmatriz = 43.5 µsec/pie

Anhidrita: Dtmatriz = 50.0 µsec/pie. Cuando las formaciones no son suficientemente compactadas, los valores de Dt observados son mayores que aquellos que corresponden a la porosidad según la fórmula de Wyllie, pero el Φ versus la relación de t todavía es aproximadamente lineal. En estos casos, un factor de corrección empírico, Cp se aplica a la Ecuación 2 para dar una porosidad corregida, Φsvcor (Ecuación 3):

Φsvcor = Dt –Dtma x 1 Dtf - Dtma Cp

El valor de Cp se da aproximado al dividir entre 100 la velocidad sónica en las capas cercanas de arcilla. Sin embargo, el factor de corrección de compactación se determina mejor al comparar Φsv, como se obtuvo de la ecuación 1 y 2, con la porosidad real obtenida de otra fuente.

By: E. Cruz 67

b) Ecuación Raymer – Hunt Durante mas de 25 años desde que fue introducida la registración de la velocidad acústica, deficiencias han sido observadas en el tiempo de tránsito, Dt, para transformar a porosidad. Basado en extensas observaciones de campo, de tiempos del tránsito contra la porosidad una nueva transformada empírica fue obtenida. La nueva ecuación de transformación es demasiada complicada para ser presentada en este curso. Una aproximación de la ecuación esta dada en la ecuación 3 y la exacta transformada esta dada en el libro de Cartas de Schlumberger. Φsv = C * Dtlog - Dtma (4)

Dtlog

El valor de la constante C tiene un rango de 0.625 a 0.7 que depende del investigador. Cartas de Schlumberger Por-3m (Figura C6) usan 0.7 para C: Éste era originalmente el valor propuesto. Sin embargo, las más recientes comparaciones de tiempo de tránsito-a-porosidad indican 0.67 como el más apropiado.

Para el caso de una roca reservorio saturada de gas, C se vuelve al valor 0.6. Este valor debe utilizarse cuando la roca investigada por la herramienta sónica contiene una apreciable cantidad de hidrocarburos en la fase gaseosa (vapor). Debido a la profundidad muy poco profunda de investigación, esta condición existe normalmente sólo en areniscas de alta porosidad (mayor que 30%).

C 2.3 FACTORES QUE AFECTAN LA INTERPRETACIÓN SÓNICA:

Litología:

Litología debe ser corregida para obtener un valor correcto de Dtmatriz. Una incorrecta elección de Dtma producirá cálculos erróneos.

Arcilla:

El contenido de arcilla generalmente origina una lectura del Dt demasiado alta para un cálculo de porosidad debido a la presencia del agua adherida en las arcillas. El sónico lee porosidad primaria la cual puede estar afectada por la arcilla.

Tipo de Fluidos:

La profundidad de investigación del registro sónico es muy somera, por lo tanto la mayoría del fluido visto por la herramienta será filtrado de lodo.

Petróleo: Normalmente no lo afecta.

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Agua

No es afectado normalmente salvo en casos que el lodo este saturado de sal, en ese caso hay que utilizar un valor diferente de Dtf.

Gas:

Gas residual causa una lectura del Dt demasiado alto cuando las formaciones no son compactas. El gas entre los granos de arena disminuye la onda compresional resultando un valor alto de Dt. En arenas compactas, la onda viajará de un grano de arena otro grano y el efecto del gas se reducirá.

Compactación:

El Dt leerá demasiado alto en formaciones arenosas no compactadas. Correcciones por compactación pueden ser realizadas si el factor de compactación (Bcp) es conocido. Un valor aproximado de Bcp se obtiene de arcillas vecinas; Bcp también puede ser obtenido comparando la porosidad obtenida de otras fuentes (cores, registro de Densidad, Registro Neutrónico, porosidad calculada) con aquella obtenida por el registro sónico en una zona limpia y acuífera. (Por ejemplo supongamos que el registro Neutrónico lee en una zona limpia y acuífera 20% y el registro sónico lee 25%, entonces Bcp=25%/20%=1.25).

Porosidad Secundaria: El registro sónico generalmente ignora la porosidad secundaria. Por ejemplo en porosidades vugulares el tiempo de tránsito a través de la matriz de las formaciones es más rápida que el tiempo de tránsito a través del fluido en las cavidades, por lo tanto Dtf es alrededor de tres a cuatro veces el tiempo de tránsito en la matriz. Efecto del Agujero: El sónico compensado no está afectado por los cambios del tamaño del agujero excepto en los casos de extrema rugosidad, pozos grandes donde la señal de la formación esta severamente afectada por el “ruido” de la señal del lodo y daños de formación. Costra de Lodo: La costra de lodo no le afecta al sónico BHC porque el tiempo de tránsito a través de la costra de lodo está compensada.

By: E. Cruz 69

Porosity

Por

Porosity Evaluation from Sonic

100 150 200 250 300 350 400

t, interval transit time (µsec/m)

vf = 1615 m/sec50

40

30

20

10

0

50

40

30

20

10

0

φ, p

oros

ity (p

.u.)

φ, p

oros

ity (p

.u.)

Time averageField observation

1.1

1.2

1.3

1.4

1.5

1.6

Dolomite

Calcite

Quartz

sandsto

ne

8000

7000

6400

5500

5950

vma(ft/sec)

Bcp

Dolom

iteCalc

iteQua

rtzsa

ndsto

ne

Cemen

ted

quar

tzsa

ndsto

ne

© Schlumberger

Example: t = 76 µsec/ft [249 µsec/m]vma = 19,500 ft/sec [5950 m/sec]—sandstone

Therefore, φ = 18% (by either weighted average or empirical transform)

For more information see References 18, 19 and 20.

Lithology vma (ft/sec) t ma (µsec/ft) vma (m/sec) t ma (µsec/m)

Sandstones 18,000–19,500 55.5–51.3 5486–5944 182–168Limestones 21,000–23,000 47.6–43.5 6400–7010 156–143Dolomites 23,000–26,000 43.5–38.5 7010–7925 143–126

Figure C6

By: E. Cruz 70

C3.O Medidas de Porosidad derivadas de la Herramienta de Densidad

C3.1 INTRODUCCION

Los registros de Litho-Densidad son principalmente usados para determinar la Porosidad y la Litología. Otros usos incluyen la identificación de minerales en depósitos evaporíticos, detección de gas, determinación de la densidad del hidrocarburo, evaluación de arenas arcillosas y de litologías complejas, determinación de la contribución de materia orgánica, el cálculo de presión de sobrecarga y las propiedades mecánicas de la roca.

C3.2 PRINCIPIO

Una fuente radioactiva, se aplica a la pared abierta del pozo con un lado del patín, el cual emite rayos gamma de media-energía (662 Kev) a la formación.

La Figura C8 muestra clásicas interacciones de GR por nivel de energía. Debido a la media energía de emisión del GR, sólo los puntos 2 y 3 ocurren con respecto al funcionamiento de LDT. Estos rayos gamma pueden considerarse como partículas de alta-velocidad que chocan con los electrones en la formación. A cada colisión de un rayo gamma se pierden algunos, pero no todos, y entonces continúa con la energía disminuida.

By: E. Cruz 71

Este tipo de interacción es conocido como Compton-esparcido. Se cuentan los rayos gamma esparcidos que alcanza el detector, a una distancia fija de la fuente, como una indicación de densidad de la formación.

El número de colisiones Compton-esparcido está directamente relacionado al número de electrones en la formación. Por consiguiente, la utilización de la herramienta de densidad es esencialmente determinada por la densidad del electrón (el número de electrones por centímetro cúbico) de la formación. La densidad del electrón se relaciona a la verdadera densidad de volumen, ρb que, a su vez, depende de la densidad del material de matriz de la roca, la porosidad de la formación, y de la densidad de los fluidos que llenan los poros.

Además de medir la densidad total, la herramienta mide también el índice de absorción fotoeléctrico de la formación, ρe. Pudiendo relacionarse la absorción fotoeléctrica con la litología; considerando que la medida de ρb responde principalmente a la porosidad y secundariamente a la medida de la matriz y del fluido del poro, la medida de ρe responde a la medida de la matriz principalmente (litología) y secundariamente a la porosidad y fluido del poro. Una distancia finita de la fuente, como el detector lejano, del espectro de energía se puede mirar en la (figura C9). El número de rayos gamma en la región de energía más alta (región de Compton que se esparce) está inversamente relacionado a la densidad del electrón de la formación (i.e., un aumento en la densidad de la formación disminuye el número de rayos gamma). El número de rayos gamma de la región de energía más baja (región de efecto fotoeléctrico) se relaciona inversamente a la densidad del electrón y a la absorción fotoeléctrica. Comparando las energías en estas dos regiones, el índice de absorción fotoeléctrico puede ser determinado.

By: E. Cruz 72

El espectro de rayos gamma cerca del detector sólo se usa para corregir la medida de densidad del detector lejano por los efectos de costra de lodo y rugosidad del agujero abierto.

C3.3 POROSIDAD DERIVADA DEL REGISTRO DE DENSIDAD

Para una formación limpia de densidad de matriz conocida, ρma. teniendo una porosidad, Φ, que contiene un fluido de densidad media ρf, la densidad total de la formación, ρb, será: (Ilustrada en la Figura C23).

ρb = Φρf + (1 - Φ)ρma (zona limpia y acuífera)

donde:

ρb es la densidad total (de LDT) ρma es la densidad de la matriz. ρf es la densidad del fluido. Φ es el porcentaje de volumen de espacio poroso. (1 - Φ) es el porcentaje de volumen de la matriz.

By: E. Cruz 73

Esto puede escribirse como:

ρma - ρb

Φ = ρma - ρf

donde:

ρma depende de la litología. ρb es obtenida del registro de densidad. ρf depende del tipo de fluido en el volumen poroso

La ecuación para ρb puede demostrarse matemáticamente, a diferencia de la ecuación sónica que es una relación empírica. Se usan valores de ρb para rocas de reservorio comunes (porosidad nula).

Del ejemplo del registro LDT leímos ρb = 2.18 gr/cc. Dado ρf = 1.0 gr/cc, ρma = 2.65 gr/cc, podemos resolver para ΦD.

2.650 – 2.18

ΦD = =0.285 o 28.50% 2.650 – 1.0

La carta Por-5 (figura C14) resuelve esta ecuación gráficamente. Para ρb = 2.180 gr/cc resolviendo la porosidad usando otros valores de matriz dada:

ρma = 2.71 ΦD = 0.310 o 31%

ρma = 2.87 ΦD = 0.369 o 36.9%

By: E. Cruz 74

Porosity

Por

Formation Density Log Determination of Porosity

40

30

20

10

02.8 2.6 2.4 2.2 2.0

2.31

1.0 0.9 0.8

1.1

1.2

f, p

oros

ity, (

p.u.

)

r b, bulk density (g/cm3)

r ma= 2.8

7 (dolom

ite)

r ma= 2.7

1 (calci

te)

r ma= 2.6

5 (qua

rtzsa

ndsto

ne)

r ma= 2.8

3r ma

= 2.68

r ma – r b

r ma – r ff =

r f

*Mark of Schlumberger© Schlumberger

Bulk density, r b, as recorded with the FDC* CompensatedFormation Density or Litho-Density* logs, is converted to poros-ity with this chart. To use, enter bulk density, corrected for bore-hole size, in abscissa; go to the appropriate reservoir rock typeand read porosity on the appropriate f uid density, r f, scale inordinate. ( r f is the density of the f uid saturating the rock imme-diately surrounding the borehole—usually mud f ltrate.)

Example: r b = 2.31 g/cm3 in limestone lithologyr ma = 2.71 (calcite)r f = 1.1 (salt mud)

Therefore, f D = 25 p.u.

Figure C14

By: E. Cruz 75

C3.4 LITOLOGIA DE LAS MEDIDAS DEL FACTOR FOTOELÉCTRICO (PEF)

La curva de Pe es un buen indicador de matriz. Está influenciado ligeramente por la porosidad de la formación y la presencia de gas, pero responde principalmente a la litología. Una interpretación segura de la litología de la matriz puede obtenerse, al tratar con litologías simples (una matriz mineral). Junto con otros datos del registro pueden analizarse combinaciones de minerales más complejas.

Típicas respuestas de densidades litológicas para minerales comunes están representadas en la Figura C16

Las medidas de Pe se usan:

1. Sola como un indicador de la matriz (curva litológica). 2. En combinación con la Densidad ρb, para analizar las matrices de dos-

minerales y determinar la porosidad.

By: E. Cruz 76

3. En combinación con la Densidad y Neutrón para analizar litologías más

complejas (soluciones de matrices de tres-minerales y porosidad). Un beneficio directo de la descripción más exacta de la matriz es una distinción mucho más segura entre el gas y aceite.

En esta sección del curso, usaremos la curva Pe como un indicador de la matriz en litologías simples. Usando ρe para las aplicaciones más avanzadas (identificación de litología complejas y la detección de minerales pesados) se cubrirá en la Sección H, la Porosidad en Litologías Complejas.

En la figura C17 se muestran ejemplos del uso directo de la curva Pe para identificación de litologías. En el caso de una anhidrita, el Pe es igual al de la caliza. La manera de identificar la anhidrita positivamente, es por la densidad total o por valores de porosidad densidad.

C3.5 FACTORES QUE AFECTAN AL REGISTRO DE DENSIDAD:

Litología

Valores correctos de ρma deben conocerse, para obtener valores correctos de porosidad.

Arcilla

La densidad de la arcilla en arenas puede variar de 2.20 a 2.65 gr/cc, pero normalmente puede estar cerca de 2.65, al igual que la arenisca. En arenas arcillosas, la densidad dará normalmente un buen valor de porosidad efectiva sin tener en cuenta el volumen de arcilla. La arcilla aparece como matriz para la herramienta de densidad.

Minerales Pe ρb ρe U Dolomita 3.142 2.877 2.864 9.00 Caliza 5.084 2.710 2.708 13.77 Arenisca 1.806 2.648 2.650 4.79 Anhidrita 5.055 2.977 2.957 14.95 Yeso 3.420 2.351 2.372 8.11 Halita 4.169 2.032 2.074 8.66 Clorita 6.30 2.79 2.79 17.58 Hilita 3.45 2.52 2.52 8.69 Kaolinita 1.83 2.41 2.41 4.41 Montmorillonita 2.04 2.12 2.12 4.32 Carbón 0.180 1.400 1.468 0.26 Barita 266.8 4.105 4.011 1070 Hematita 21.48 5.150 4.987 107.0 Sylvita 8.51 1.863 1.916 16.3 Zircón 69.10 4.392 4.279 296.0

By: E. Cruz 77

ρb = ρf φe + ρma(1 - φe – Vsh) + ρsh Vsh

Agrupando términos: ρb = ρf (φe) + ρma (1 - φe) + Vsh(ρsh - ρma)

si ρsh = ρma entonces el último término es cero.

Tipo de fluido La profundidad de investigación es bastante somera, normalmente la mayoría de fluidos de la formación son barridos lejos del pozo y la herramienta de densidad mira el fluido de perforación o filtrado en el espacio poroso. Por lo tanto, el ρf a ser usado es el filtrado del lodo en lugar de la densidad del agua de la formación.

Aceite El aceite residual dará valores de porosidades de densidad ligeramente altos, porque el aceite es más ligero que el filtrado del el lodo perforación. Agua

La densidad del agua es proporcional a la cantidad de volumen de sal, ρf se selecciona en el computo para la determinación de porosidad.

Gas La ρf de gas tiene 100-300 kg /m3. La determinación de la porosidad en zonas de gas puede ser alta si hay gas residual cerca del pozo. Normalmente la mayoría del gas es barrido y simplemente un poco afecta al registro de densidad. Consolidación La herramienta de densidad no se ve afectada por falta de consolidación. Porosidad secundaria La densidad lee porosidades íntercristalinas, vugulares y fracturadas. La porosidad mide por lo tanto la porosidad total.

Efectos del Agujero La densidad da buenos valores para pozos de hasta a 15”de diámetro. La herramienta compensa automáticamente para rugosidades menores, pero para agujeros muy ásperos, causará que la densidad lea valores de densidad demasiado bajos (porosidades altas) cuando el contacto del patín a la formación es débil.

By: E. Cruz 78

Costra de Lodo Para espesores normales de costra, no existirán efectos ya que automáticamente la herramienta los compensa. Sin embargo para un efecto de corrección ∆ρ de 1.00 gr /cc y mayor, (i.e. ∆ρ >1.00 gm/cm3), la compensación de la herramienta puede ser insuficiente y el ρb

no será muy representativo como densidad de la formación. En este caso obviamente, la densidad no debería usarse para los cálculos de porosidad.

By: E. Cruz 79

C4.O Medidas de Porosidad de la Herramienta de Neutrón Compensada (CNL) C4.1 INTRODUCCION

Se usan los registros de Neutrón principalmente para definir formaciones porosas y determinar su porosidad. Los mismos que responden principalmente a la cantidad de hidrógeno en la formación. Así, en formaciones limpias cuyos poros están llenos con agua o petróleo, el registro de Neutrón refleja la cantidad de porosidad llena con esos líquidos. Las zonas de gas pueden a menudo ser identificadas comparando el registro de Neutrón con otro registro de porosidad (por ejemplo el de Densidad), o con un análisis de núcleos. Una combinación del registro de Neutrón (Figura C23) con uno o más distintos de porosidad, producen valores mas exactos de porosidad y facilita la identificación litológica, además permite evaluar el contenido de arcillas. C4.2 PRINCIPIO Los neutrones son partículas eléctricamente neutras, cada uno tiene una masa casi idéntica a la masa de un átomo de hidrógeno. Neutrones de alta-energía son continuamente emitidos por una fuente radioactiva en la sonda. Estos neutrones colisionan con los núcleos de los materiales de la formación como si fueran bolas de billar a través de colisiones elásticas. Con cada colisión, el Neutrón pierde un poco de su energía. La cantidad de energía perdida por la colisión depende de la masa relativa del núcleo con el que el Neutrón choca. La mayor pérdida de energía ocurre cuando el Neutrón golpea un núcleo de masa prácticamente igual a la del núcleo de hidrógeno. Colisiones con núcleos pesados no retardan mucho al Neutrón . El retardo de los neutrones depende proporcionalmente a la cantidad de hidrógeno contenido en la formación. En pocos microsegundos los neutrones han sido retardados por sucesivas colisiones a velocidades termales, correspondiendo a energías de alrededor de 0.025 eV. Ellos entonces se difunden al azar, sin perder más energía, hasta que ellos son capturados por los núcleos de átomos de cloro, hidrógeno o silicio. El núcleo capturado empieza intensamente a excitarse y emite un rayo gamma de alta energía de captura.

Cuando la concentración de hidrógeno del material alrededor de la fuente del Neutrón es grande, la mayoría de los neutrones serán retardados y capturados dentro de una distancia muy corta de la fuente. Al contrario, si la concentración de hidrógeno es pequeña, los neutrones viajan más lejos de la fuente antes de ser capturados. De acuerdo con la proporción de conteo del detector, esta aumenta cuando decrece las concentraciones de hidrógeno y viceversa. Así, la herramienta del Neutrón responde al índice de hidrógeno de la formación. El índice de hidrógeno es una medida de la cantidad de hidrógeno por el volumen de la unidad de formación (H.I. de agua = 1).

By: E. Cruz 80

Las herramientas de registro de Neutrón incluye las series de herramientas GNT (ya no en uso), las herramientas Neutrón icas de pared de pozo SNP (limitado en su uso), y las series de herramientas CNL cuales incluyen el registro de Neutrón compensado y el registro de Neutrón Compensado de Porosidad Dual (DNL *). Las actuales herramientas usan una fuente de americio-berilio (Am Be) para proveer neutrones con energía inicial de varios millones de electrón voltios. 1. SNP

- detecta neutrones epitermales. - utiliza un detector único de patín. - sólo puede ser corrido en agujero abierto, líquido-lleno o vacío. - la mayoría de las correcciones se aplican automáticamente durante la

registración. - el uso es limitado.

2. CNL

- detector de neutrones termal - el CNL usa un sistema de dos detectores cuyo equipo de superficie mide los

promedios de velocidades de conteo de los detectores para producir un registro en una escala lineal del índice de porosidad de los neutrones basado en la matriz seleccionada (caliza, arenisca o dolomita).

- la conversión de porosidad de acuerdo a la matriz utilizada puede hacerse utilizando la Carta a Por-13b (figura C22). Por-13b transforma la curva “NPHI” cual no es ambientalmente corregida y también transforma las curvas “TNPH” Y “NPOR” cuales son ambientalmente corregidas

- el CNL está especialmente diseñado para su uso en combinación con otros dispositivos.

- CNL puede ser corrido en agujeros llenos con líquido, y también en pozos abiertos y cubiertos, pero no con pozos vacíos (i.e. agujeros llenos de gas o de aire)

3.DNL

- Detecta neutrones termales y epitermales - La herramienta de DNL incorpora dos detectores de Neutrón epitermal

además de dos detectores de Neutrón termales. Se obtienen dos medidas separadas de porosidad, una por cada par de detectores.

- Mejora la respuesta a la presencia de gas y mejora la interpretación, en la presencia de neutrones termales adsorbentes.

- En formaciones arcillosas que contienen un número grande de neutrones termales absorbentes, la porosidad medida por el detector epitermal lee muy bajo y está más estrechamente ligada con la porosidad derivada de la densidad.

- Al igual que en el CNL, el DNL está especialmente diseñado para su uso en combinación con otros dispositivos. Además, el DNL puede ser corrido en

By: E. Cruz 81

- Agujeros llenos con líquidos, aire /gas (porosidad epitermal solamente ) y

también en pozos abiertos y cubiertos. C4.3 FACTORES QUE AFECTAN LOS REGISTROS CNL.

Litología

Una sola matriz conocida debe estar presente para determinar porosidades con precisión. Los mayores errores pueden ocurrir si la selección de la matriz es incorrecta.

Arcilla La presencia de hidrógeno en el agua químicamente ligada de las arcillas y formaciones arcillosas causan que el CNL / DNL lean valores muy altos de porosidad.

Tipo de fluidos

Agua: en agua fresca, no tiene ningún efecto. El agua salina tiene un volumen de hidrógeno reducido, por lo que CNL / DNL leerán bajas porosidades; la corrección está en las respectivas cartas.

Hidrocarburos líquidos: el volumen de hidrógeno está cerca a la del agua, y tiene un pequeño o ningún efecto.

Gas: la concentración de hidrógeno es baja, CNL /DNL, lee bajas porosidades.

Compactación.

Todos los registros del Neutrón no se ven afectados por la compactación.

Porosidad secundaria

Todo el equipo Neutrónico mide la porosidad total (incluyendo la primaria y secundaria).

Efectos de Agujero Abierto

Los efectos por la rugosidad del agujero son minimizados por alta profundidad de investigación, obtenida por el uso de una fuente de alto rendimiento y del sistema de dos detectores.

Cuando corre en combinación con la herramienta de densidad un sistema de corrección de Caliper automático es exacto a 356mm. Normalmente es cero la corrección del stand-Off.

By: E. Cruz 82

Costra de lodo Las correcciones por costra, salinidad del fluido, peso del lodo, presión y temperatura pueden verse en las cartas Por-14(a) y 14(b), en las cartas de Interpretación de registros, pero no se discute en este curso. Corrección neta promedia normalmente está entre una y tres unidades de porosidad, para los cálculos manuales la corrección no se hace normalmente.

Porosity

Por

Thermal Neutron Porosity Equivalence CurvesCNL* Compensated Neutr on Log; TNPH and NPHI por osity logs

40

30

20

10

00 10 20 30 40

φCNLcor, apparent limestone neutron porosity (p.u.)

φ, tr

ue p

oros

ity fo

r ind

icat

ed m

atrix

mat

eria

l

Quartz

sand

stone

Calcite

(limes

tone)

Dolomite

Formation salinity

TNPHNPHI

0 kppm

250 kppm

*Mark of Schlumberger© Schlumberger

Chart Por-13b can be used in the same way as Chart Por-13a,on the previous page, to convert CNL porosity logs (TNPH orNPHI) from one lithology to another. If a log is recorded in lime-stone porosity units in a pure quartz sandstone formation, thetrue porosity can be derived.

Example: Quartz sandstone formationTNPH = 18 p.u. (apparent limestone porosity)Formation salinity = 250 kppm

giving True porosity in sandstone = 24 p.u.

Figure C22

By: E. Cruz 83

C5.0 Determinación de la Porosidad total Conocemos ahora que las medidas de porosidad se refieren a las medidas de densidad de volumen, índice de hidrógeno y tiempos de viaje acústicos. Además hemos visto que cada medida proporciona la entrada necesaria para calcular porosidad bajo las siguientes condiciones:

1. La porosidad es de tipo íntergranular, no fracturada o porosidad secundaria. 2. El tipo de la matriz es conocido y constante.

3. La roca está limpia sin presencia de arcilla.

4. La porosidad está llena con fluido.

El incumplimiento de cualquiera de las condiciones arriba mencionadas, causará diferentes medidas de porosidad que discrepan en un modo u otro. Pero se pueden aprovechar para determinar primero la litología, la porosidad primaria y secundaria y el contenido de gas vs. Volumen líquido. Entonces aquí surge la pregunta a ser contestada ¿Qué medida de porosidad debe ser usada?

En una secuencia de arena arcillosa, para los cálculos iniciales,

2. Si ΦD está disponible, usar ΦTOTAL = ΦD

b. Si ΦN y ∆t están disponibles, usar ΦTOTAL = ΦS con correcciones por compactación

aplicadas. En un carbonato, para los cálculos iniciales (matriz caliza),

a. Si ΦN y ΦD están disponibles en unidades de arenisca y caliza, entonces usar ΦTOTAL

ΦT = ΦN + ΦD

2 b. Si sólo ∆t está disponible, usar ΦTOTAL ΦT = ΦS + ΦVUGS Estimada

Si el gas está presente en el reservorio, las correcciones adicionales a ΦN y ΦD deben ser aplicadas como se discutió en la Sección F.

Se discutirá el cálculo de porosidades complejas en la Sección H.

By: E. Cruz 84

Correlation

GR

0 150API

SP(N/A)

-100 50

CALI

6 16IN

Depth Porosity

PHIN(NPHI)

0.45 -0.15V/V

RHOB

2.0 3.0GM/CC

PEF

0 10B/E9400

9450

9500

Figura C23

By: E. Cruz 85

C6.O El Registro de Rayos Gamma (GR)

El registro de GR es una medida de la radioactividad natural de las formaciones. En formaciones sedimentarias el registro refleja normalmente el volumen de arcillas de las formaciones. Esto es porque los elementos radioactivos tienden a concentrarse en las arcillas. Las formaciones limpias normalmente tienen un nivel muy bajo de radioactividad, al menos que contaminantes radiactivos como la ceniza volcánica o material erosionado del granito estén presentes o que las aguas de la formación contengan sales radiactivas disueltas.

Formaciones Limpias Lectura de GR Arenas 15 a 30 API Calizas 10 a 20 API Dolomitas 8 a 15 API

El registro de GR puede ser registrado en pozos entubados, lo que lo hace muy útil como una curva de correlación en trabajos de completación y reacondicionamiento. Frecuentemente se usa para complementar el registro SP y como suplente de la curva SP en pozos perforados con lodos salinos, aire o lodos base-aceite. En cada caso, es útil para la determinación de arcillas y capas no arcillosas, y fundamentalmente, para correlación general. 6.1 PROPIEDADES DE LOS RAYOS GAMMA Los rayos gamma son impulsos de alta-energía de ondas electromagnéticas que son emitidas espontáneamente por algunos elementos radioactivos. Casi toda la radiación gamma encontrada en la tierra es emitida por el isótopo de Potasio radioactivo de peso atómico 40 (K40) y por los elementos radiactivos de las series del Uranio y del Torio Cada uno de estos elementos emite rayos gamma; y el número de energías es distinto para cada elemento. La figura C24 muestra la energía de los rayos gamma emitidos: el Potasio (K40) emite rayos gamma de una sola energía a 1.46 MeV, considerando que el Uranio y serie del Torio emiten rayos gamma de varias energías.

By: E. Cruz 86

Los rayos gamma al atravesar la materia experimentan colisiones sucesivas de esparcimiento Compton, perdiendo energía con cada colisión. Después de que el rayo gamma ha perdido bastante energía, es absorbido, por medio del efecto fotoeléctrico, por un átomo de la formación. Así, los rayos gamma naturales son gradualmente absorbidos y sus energías degradadas (reducido) cuando ellos atraviesan la formación. La proporción de absorción varía con la densidad de la formación. Dos formaciones que tienen la misma cantidad de material radioactivo por volumen de la unidad, pero teniendo densidades diferentes mostrará la radioactividad en diferente nivel; las formaciones menos densas parecen ser ligeramente más radioactivas. (figura D25). Usos: 1.Definición de capas arcillosas. 2. Indicador del contenido de arcilla. 3.Detección de minerales radioactivos y no radioactivos. 4.Identificación de topes formacionales.

By: E. Cruz 87

6.2 REGISTRO DE ESPECTROMETRIA DE RAYOS GAMMA NATURALES

(NGS) Al igual que el registro de GR, el registro de Espectrometría de Rayos Gamma Naturales, NGS, mide también la radioactividad natural de las formaciones, con la diferencia, que el GR mide sólo la radioactividad total en cambio el NGS mide el número de rayos gamma y el nivel de energía de cada uno, permitiendo determinar las concentraciones radioactivas de Potasio, Torio, y Uranio en las rocas de la formación. Principio Físico La mayoría de la radiación de rayo gamma en la tierra origina el deterioramiento de tres isótopos radioactivos: El Potasio (K40) Uranio 238 (U238) y Torio 232 (Th232). El Potasio 40, se deteriora directamente a Argón 40 estable con la emisión de 1.46 MeV de rayos gamma. Sin embargo, el Uranio 238 y el Torio 232 se deterioran secuencialmente a través de una larga sucesión de isótopos hijos antes de llegar a estabilizarse en isótopos de plomo. Como resultado, rayos gamma de diferentes energías son emitidos y se obtienen espectros de energía bastante complejos, como se muestra en la Figura B26. El característico pico en la serie del Torio de 2.62 MeV es causado respectivamente por el deterioramiento del Talio 208 y Bismuto 214 respectivamente. Se asume generalmente que las formaciones están en equilibrio secular; es decir, el deterioramiento de los isótopos hijos se producen en la misma proporción de los isótopos padres. Esto significa que la relativa proporción de elementos padre e hijos en una serie particular permanece muy constante; así que, mirando la población de rayos gamma en una parte particular del espectro es posible inferir la población a cualquier otro punto. De esta manera, la cantidad de isótopos padres pueden determinarse.

By: E. Cruz 88

Una vez que la población de isótopo padre es conocida, la cantidad de isótopos no radioactivos también puede encontrarse. La proporción de Potasio 40 para el total de Potasio es muy estable y constante en la tierra, aparte del Torio 232 los isótopos del Torio son muy raros para que puedan abandonarse. Las proporciones relativas de los isótopos de Uranio dependen un poco de su ambiente, y hay también un cambio gradual debido a sus diferentes medios de vida; en la actualidad, la proporción de Uranio 238 a Uranio 235 es aproximadamente 137.

Figure: Classification of radioactive minerals as a function of the TH and K values Aplicaciones:

- Identifican arenas radioactivas que pueden mal interpretarse como arcillas. - Identifica diferentes tipos de arcillas. - Correlación en profundidad (como Rayos Gamma Normal). - Análisis de litologías complejas.

By: E. Cruz 89

CONTENIDO

D1.0 INTERPRETATION RAPIDA (QUICK-LOOK) D1.1 METODOS QUICK-LOOK D1.2 MÉTODO UNO: TÉCNICA DE SOBREPOSICION D1.3 MÉTODO DOS: TÉCNICA DEL Rwa D1.4 MÉTODO TRES: MÉTODO DIRECTO DE CALCULO DE SATURACIÓN DE AGUA PARA ZONAS LIMPIAS D2.O SESIÓN de TRABAJO

By: E. Cruz 90

D1.O INTERPRETACIÓN RAPIDA (QUICK-LOOK)

D1.1 MÉTODOS QUICK-LOOK

Los métodos rápidos (Quick-Look) de interpretación de los registros, podrían ser clasificados como aquellos métodos utilizados para identificar posibles horizontes productivos, normalmente en el sitio de perforación. Los requerimientos son para localizar capas permeables, calcular el espesor de la capa, determinar porosidad y saturación en zonas petrolíferas y predecir su productividad. Estas técnicas generalmente muy simplificadas, no sustituyen los métodos de interpretación más elaborados o complejos.

Los métodos que vamos de analizar en este curso son: 1. Técnica de Sobreposición 2. Método del Rwa 3. Método de cálculo directo de Sw en zonas limpias.

Es importante tener presente algunas asunciones cuando se utilizan este tipo de técnicas, la zona debería tener:

1. Rw constante 2. Formación homogéneas y potentes 3. Litología constante y limpia 4. Debe existir una zona acuífera clara 5. Invasión debe ser moderada con un perfil de invasión del “paso”.

D1.2 MÉTODO UNO: TÉCNICA DE SOBREPOSICION

a. Defina las zonas limpias (no arcilla) en el registro con los Rayos Gamma y SP. b. Encuentre una zona limpia, saturada 100% con agua en el registro: Esta debe

tener una buena desviación del SP, GR bajo, buena porosidad y baja resistividad. c. En la zona limpia y acuífera encontrada en el literal (b), sobreponer la curva

sónica Dt en la curva de la resistividad profunda. (Si no existe curva del sónico utilizar la porosidad de densidad).

d. Mantenga los registros paralelos y en la misma posición relativa, trazar la curva de resistividad profunda sobre el registro sónico para la zona encontrada en el literal (a).

e. Cualquier zona donde haya alta resistividad relativa a la porosidad sónica (Dt), tiene hidrocarburos y esta zona debería ser evaluada mas tarde con más precisión.

f. Use la misma zona acuífera encontrada en (b), sobreponga el sónico Dt sobre la curva de porosidad Neutrón ica.

g. Trazar la curva de porosidad Neutrónica sobre el registro sónico para las zonas definidas en (a). Asegúrese que las curvas Neutrónicas y sónicas permanezcan paralelas y en la misma posición relativa.

h. En las zonas con hidrocarburo definidas en (e), donde la porosidad Neutrónica disminuye y el sónico Dt aumenta, la zona está saturada de Gas. Todas las otras zonas hidrocarburíferas contienen petróleo.

By: E. Cruz 91

i. Sobre el registro de porosidad de densidad, defina un límite de porosidad basadas en la experiencia del área de los resultados de pruebas y producción.

j. Cuando la porosidad de densidad esté arriba del valor promedio de la zona producirá fluidos. Si está bajo el valor promedio, no tendrá ninguna producción.

DI.3 MÉTODO DOS: TÉCNICA DEL RWA

Esta técnica asume que todas las zonas son 100% acuíferas; estima un valor de Rw y seguidamente estudia las anomalías en una primera asunción.

Considere la ecuación de Archie: A x Rw F x Rw Sw

2 = Φm x Rt Rt

Asume: Sw = 100% FRw Entonces = 1 Rt Rt Reestructure para resolver para Rw: Rw = F Desde que nosotros asumimos que todas las zonas tienen Sw = 100% nosotros declararemos: Rt Rwa = F Este valor representará Rw para toda la formación si nosotros asumimos como verdadero que toda la zona es acuífera.

Si las zonas no están todas en Sw = 100%, el Rwa variará y dependerá de la Sw real de la formación.

Si nosotros seleccionamos el valor mínimo de Rwa y lo denominamos Rw, entonces nosotros podemos hacer una comparación de todos los valores de Rwa que hemos calculado contra este Rwa (min.) y lo substituimos a través de la ecuación de Archie como sigue:

FRw Dado Sw2 = Rt

By: E. Cruz 92

Nosotros sabemos que si Sw = 100%, entonces, Rt Rwa = F o recíprocamente Rt = FRwa. Rwa sustituyendo (min.) para Rw, y FRwa para la contribución de Rt: FRwa (min) Sw2 = FRwa

Rwa (min) o Sw2 = Rwa

Por lo tanto, si nosotros comparamos el valor mínimo de Rwa con el otro valor leído de Rwa, entonces nosotros podemos determinar el valor de Sw. Para trabajar Efectivamente, esta técnica exige que nosotros tengamos una zona acuífera Sw = 100%, y que Rt o la porosidad varíe a través de las zonas a ser evaluadas.

Procedimiento para el Análisis de Rwa:

Problema: Encontrar el valor de SW dado un registro de Resistividad, más un registro Sónico, o de Neutrón , o de Densidad.

Solución: Este método de interpretación generalmente se orienta a las arenas, donde los registros de porosidad más los registros de resistividad están disponibles. (Nomograma D1). - Los registros deben dividirse en zonas, por lo tanto las formaciones a ser evaluadas

tendrán valores consistentes de matriz y Rw.

- Calcule una serie de valores de Rwa en zonas permeables. Chequear los valores de Rwa. (vea comentarios más tarde).

- Cuando Rwa >= 3Rw, investigue la zona por la posible presencia del hidrocarburo,

desde el valor de Sw <58%, donde Rwa >=3Rw.

- Si Rw es conocido, Sw puede ser calculado a través de Sw2 = Rw/Rwa.

- Si Rw es desconocido, escoga un valor mínimo de Rwa. Deben examinarse varios puntos para establecer un Rw conveniente, por ejemplo deben evitarse valores

anómalos de Rw bajos, ellos pueden ser afectador por elementos calcáreos u otra matriz.

By: E. Cruz 93

- La regla general de indicación de potenciales zonas petrolíferas es cuando Rwa >= 3Rw (Sw aproximado = 58%) .Cuando Rmf >Rw, tal cálculo de Rwa puede estar afectado por la influencia de invasión de la herramienta de Rt en arena con agua. Para ayudar a solucionar problema, un valor aparente de resistividad del filtrado de lodo (Rmfa) puede calcularse usando una lectura de resistividad de investigación poco profunda, como por ejemplo el MSFL, SFL, AT10.

R (Herramienta de Resistividad Somera)

Rmfa = F Chequeos de calidad de los valores de Rwa:

Asumiendo que Rw < Rmf:

1. Si Rmfa =Rwa =Rw, la invasión es poco profunda y Rwa es correcto. La zona es acuífera.

2. Si Rmfa > Rmf, probablemente exista algo de saturación del hidrocarburo residual en la zona lavada. Esto confirmaría una indicación del hidrocarburo en la curva de Rwa.

3. Si Rmfa=Rmf y Rw < Rwa < Rmf, podría haber ocurrido una invasión profunda.

Chequear mas tarde indicaciones favorables de Rwa. - Habiendo chequeado los valores de Rwa y seleccionado un valor de Rw, proceder

a calcular Sw para todas las zonas donde Rwa>=3Rw. (Sw2 = Rw / Rwa) Limitaciones

Las limitaciones de esta técnica son similares a aquellos en que se utiliza X-Plots. La influencia de invasión, arcilla, gas y cambios de matriz para cada herramienta debería ser reconocida.

By: E. Cruz 94

Resistivity

Sw

Saturation Determination

This nomograph solves the Archie water saturation equation

It should be used in clean (nonshaly) formations only. If R0(resistivity when 100% water saturated) is known, a straight linefrom the known R0 value through the measured Rt value giveswater saturation, Sw. If R 0 is unknown, it may be determined by

connecting the formation water resistivity, Rw, with the forma-tion resistivity factor, F R, or porosity, φ.Example: Rw = 0.05 ohm-m at formation temperature

φ = 20% (FR = 25)Rt = 10 ohm-m

Therefore, Sw = 35%For other φ/F relations, the porosity scale should be changed

according to Chart Por-1.

SRR

F RRw

t

R w

t= =0 .

Rw(ohm-m)

R0(ohm-m)

R0 = FRRw

Rt(ohm-m)

Sw(%)

φ(%)

FR

2000

1000800600400300200

100806050403020

108654

2.53

456789

10

15

20253035404550

FR = 1φ2.0

m = 2.0

0.01

0.02

0.03

0.04

0.050.060.070.080.090.1

0.2

0.3

0.4

0.50.60.70.80.91

1.5

2

5

6

7

89

101112131415161820

25

30

40

50

60

70

8090

100

10,0008,0006,0005,0004,0003,0002,000

1,000800600500400300200

100806050403020

10865432

1.00.80.60.50.40.30.2

0.1

30

201816141210987654

3

21.81.61.41.21.00.90.80.70.60.50.4

0.3

0.20.180.160.140.120.10

Sw = R0

Rt√

Clean formations, m = 2

© Schlumberger

Figure D3

By: E. Cruz 95

D1.4 MÉTODO TRES: MÉTODO DIRECTO DE CALCULO DE SW EN

ZONAS LIMPIAS. Todos los cálculos de Saturación de Agua (Sw) son basados, de una u otra manera, en la fórmula de Saturación de Archie, donde: FRw Swn = Rt A x Rw = Φm x Rt Calculando parámetros de entrada convenientes, podemos resolver estas ecuaciones para saturación de agua en zonas limpias. Rw - el Agua de la Formación Resistividad Un conocimiento exacto de Rw es esencial y a menudo difícil de obtener. Valores de Rw puede obtenerse de:

- Muestras de Agua de producción: Las muestras deben ser obtenidas antes de cualquier tratamiento químico; medida de resistividad y temperatura de la muestra.

- Muestras del D.S.T.: Si es factible, recolectar tres muestras del tope, del medio y del fondo de la herramienta. Medir en las tres las resistividades y registrar la temperatura. La muestra con el menor valor debería ser la representativa de Rw.

- Del Registros S.P.: Si es necesario, se debe hacer antes correcciones por espesor de capa, etc., para calcular Rw. Cuando hay presencia de arcilla el SSP puede ser estimado del SSP si necesario, capa las correcciones gruesas, etc., debe hacerse anterior a Rw interesado. (Cuando el arcilla está presente, el SSP puede ser estimado por PSP.)

PSP donde Vsh

SSP = es obtenido del GR 1 - Vsh

d. El Catálogo de Agua: Un Catálogo es un resumen de las muestras de agua obtenidas del DST. Algunos países tienen Sociedades especializadas que publican estos Catálogos.

F - El Factor de la Formación El factor de la formación puede obtenerse para las medidas de Rxo (e.g. MSFL - Micro-esféricamente Enfocó Registro, EPR – la Resistividad Propagación Electromagnética)

By: E. Cruz 96

Rxo F = Sxo2 Rmf Φ- La Porosidad

La porosidad puede obtenerse del registro Neutrón , Densidad o Sónico o una combinación de ellos. Rt - Resistividad Verdadera La Resistividad Verdadera (Rt) puede obtenerse del ILD, IDPH, AIT90 o LLD; para obtenerse Rt, deben aplicarse previamente cualquier corrección por efectos del agujero o de la invasión a las lecturas originales de los registros.

Carta Sw-l, es un método conveniente de resolver esta fórmula. Sin embargo, notar que en la relación F vs. Φ, se utiliza como F = 1/Φ2.

Si usted desea usar cualquier otra relación, F debe calcularse antes de entrar en el Carta.

Recuerde, el conocimiento de la resistividad de agua de formación (Rw) es esencial para hacer una interpretación exacta.

By: E. Cruz 97

D2.O Sesión de trabajo

1. Usando los registros de Figuras D4 a D5, practicar el Método de Sobreposición 2. Dado Dtma = 182 usec/m, tabular los valores y hacen un análisis de Rwa del

ejemplo que usa Figuras Primero D4 a D5. Primero encontrar Sw a partir únicamente de la Φs y luego hacer cálculos otra vez utilizando Φt de los registros CNT7LDT para obtener la Sw. Compare los resultados.

By: E. Cruz 98

Correlation

GR(N/A)

0 150

SP

-100 0MV

CALI(N/A)

6 16

Depth Resistivity

ResS(SFLU)

0.2 2000OHMM

ResM(IMPH)

0.2 2000OHMM

ResD(IDPH)

0.2 2000OHMM9850

9900

9950

Figura D4

By: E. Cruz 99

Correlation

GR

0 150API

SP(N/A)

-100 50

CALI

6 16IN

Depth Porosity

PHIN(NPHI)

0.45 -0.15V/V

RHOB

2.0 3.0GM/CC

PEF

0 10B/E9850

9900

9950

Figura D5

By: E. Cruz 100

3. Use Carta Sw-1 (Figura C23) para calcular Sw (Figura B19 y B15)

Profundidad RlD ΦN ΦD Pe ΦT Ro Rt Sw

Profundidad 1 Profundidad 2 a) ¿Qué puede decir sobre el litología tomando en consideración la curva de Pe? b. ¿Qué puede decir sobre la permeabilidad a partir del calibrador? ¿Puede aportar algo la curva de Rayos Gamma a esta discusión?

By: E. Cruz 101

4. Interprete los siguientes conjuntos de registros (Figura D4 y D5) usando el método directo de saturaciones de agua interesadas en zonas limpias. Rmf = @ BHT; a = 1; m=2.

a) Zona1: Rw = @ BHT

b. Zona 2 Sw = %

c. Zona 3 Sw = %

d. Zona 4: Sw = %

By: E. Cruz 102

CONTENIDO

E1.0 FORMACIONES ARCILLOSAS E1.1 INTRODUCCIÓN E1.2 POROSIDAD EN FORMACIONES ARCILLOSAS E1.3 EVALUACIÓN DEL VOLUMEN DE ARCILLAS (Vsh)

By: E. Cruz 103

E1.O Formaciones Arcillosas

E1.1 INTRODUCCIÓN

Las arcillas son uno de los elementos más comunes e importantes de las rocas en el análisis de registros. Aparte de afectar a la porosidad y a la permeabilidad, esta importancia proviene de sus propiedades eléctricas que tienen una gran influencia en la determinación de saturaciones de los fluidos. La ecuación de saturación de agua de Archie que relaciona la resistividad de la formación para la saturación de agua, asume que el agua de la formación es el único material eléctricamente conductivo en la formación. La presencia de otro material conductivo (e.g. arcilla) hace que se requieran cambios en la ecuación de Archie, o en el modelo que relaciona la resistividad con la saturación del agua. También, la presencia de arcilla en la formación complica el concepto de porosidad. El agua asociada con las arcillas puede representar una cantidad muy significante de porosidad. Sin embargo, esta porosidad no está disponible como una porosidad en el reservorio para los hidrocarburos. A este punto, se han tratado las respuestas de los dispositivos de porosidad que miden la Porosidad Total (ΦT). Por lo que es menester introducir un nuevo término, la Porosidad Efectiva (Φe), que es esa porción de la porosidad de la formación que contienen y producen fluidos. La presencia de arcilla en las formaciones generalmente afecta las respuestas de los dispositivos de registración. Usualmente se habla de arenas arcillosas, sin embargo la presencia de arcillas en carbonatos puede tratarse a menudo de manera similar. Como se mencionó, la distribución de material arcilloso en las formaciones puede clasificarse de las tres siguientes maneras (Vea Figura E1):

1. Arcilla Laminar : ocurre cuando La arcilla se extiende en forma de láminas o capas delgadas entre las capas de arena. Estas laminas arcillosas realmente no influyen en la porosidad efectiva de la formación; sin embargo, en cuanto el volumen de arcilla aumenta, la porosidad global de la formación disminuye. La presencia de arcilla puede tener una considerable influencia en las respuestas de registración de las herramientas..

2. Arcilla Estructural: se define como el tipo de arcilla que existe como granos o nódulos en la matriz de la formación. Se considera que tiene propiedades similares a la arcilla laminar.

3. Arcilla Dispersa: ocurre cuando el material arcilloso se dispersa a través de la arena donde ocupa parte del espacio ínter granular. este tipo de arcilla dispersa reduce el espacio de poro disponibles para la acumulación de fluidos y también reduce la permeabilidad de la formación.

La evaluación de arenas arcillosas requiere que asumamos algún modelo de distribución. Con el advenimiento de la computación se puede analizar las formaciones basadas en principios de la sedimentación. Aquí nosotros determinamos el volumen de limo y

By: E. Cruz 104

arcilla húmeda dentro de la lutita; el máximo cerca del cuerpo de la arena principal (deposición de energía alta) y la arcilla húmeda que empieza a ser predominante a la distancia del cuerpo de arena principal que aumenta (deposición de energía baja). Cuando las lutitas contienen arcilla húmeda y limo, la fracción de volumen total puede expresarse como:

Vsh = Vlimo + Vclay Otro expresión normalmente es Índice de Limo (Ilimo) donde: Ilimo = Vlimo /Vsh también

Vclay = Vsh (1 –Ilimo)

By: E. Cruz 105

EI.2 POROSIDAD EN FORMACIONES ARCILLOSAS

Cuando una arena contiene una arcilla en la cual no podemos obtener un valor exacto de porosidad eficaz de un registro de porosidad. Las respuestas de los registros de densidad y Neutrón de las arcillas contenidas en las arenas se consideran ser las mismas que en las capas arcillosas cercanas, no importa que modelo de distribución de arcillas se esté considerado. Por otro lado, los registros sónicos tienen una respuesta totalmente diferente entre las arcillas laminado-estructural y dispersas.

a) Registros de Densidad

- Cuando los valores de densidades de la matriz de arena arcillosa son relativamente similares, el registro de densidad es menos afectado por arcilla y lee cerca de la porosidad efectiva.

- cuando la densidad de matriz de la arcilla es menor a 2.60 gm/cm3 el registro de

densidad en arenas arcillosas registrará valores de porosidad más altos que la porosidad efectiva.

- Cuando la densidad de matriz de la arcilla es mayor que 2.650 gm/cm3, el registro

de densidad en arenas arcillosas registrará valores de porosidad mas bajos que la porosidad efectiva.

- La relación para arenas arcillosas saturadas de líquidos puede escribirse como:

ρb = ρf Øe + ρma (1 - Øe -Vsh) + ρshVsh o ρb = (1 - Øe) ρma + Øe ρf + Vsh (ρsh - ρma)

b) Registros de Neutrón (CNL /SNP)

- Las herramientas de Neutrón responden a la cantidad de hidrógeno presente en la formación. Puesto que las arcillas contienen agua ligada, la porosidad registrada por los dispositivos del Neutrón en arenas arcillosas es siempre más alta que la porosidad efectiva.

- En arenas arcillosas llenas de líquidos las relaciones del Neutrón pueden

escribirse como:

ØN = Øe + Vsh (ØNsh) c) Registros Sónicos

- El tiempo de viaje sónico en arcillas aumentan, debido al contenido de fluidos en las arcillas; por lo tanto las porosidades sónicas en formaciones arcillosas siempre son más altas que la Porosidad efectiva. Para una mejor determinación de

By: E. Cruz 106

la porosidad sónica, debemos conocer que modelo de arcillas está presente, y también conocer si hay necesidad de hacer correcciones por compactación.

- En formaciones compactadas con presencia de arcillas una relación sónica general puede escribirse como:

Dtlog = (Øe –Vsh) (Dtma + (Vlam + Vstr) Dtsh + (Øe –Vdis) Dtf

- En Zonas no compactadas la porosidad sónica derivada de la anterior ecuación,

también debe ser corregida.

E1.3 EVALUACIÓN DEL VOLUMEN DE ARCILLAS (VSH)

Los métodos básicos en el cálculo del volumen de arcilla usan los siguientes indicadores: - Rayos Gamma (GR) - NGT - Potencial Espontáneo (SP)

- ØN vs de ØD, X-Plot - ØN vs de ØS, X-Plot a) Rayos Gamma (GR)

Si la radioactividad del contenido de arcilla es constante y si ningún otro mineral en la formación es radiactivo, las lecturas del Gamma Ray podrán ser expresadas como una función del volumen de la arcilla. La fórmula puede escribirse:

GR(zone) - GR(clean)

*Vsh = GR(shale)–GR(clean) b) Herramienta de Rayos Gamma Espectrales (NGT)

Usando sólo los componentes de Torio y Potasio de la señal de Gamma-Ray, el elemento de Uranio radiactivo no asociado con las arcillas se eliminará. El mismo método se aplicará entonces al NGT como para un Gamma-Ray normal.

CGR(zone) - CGR(clean)

*Vsh = CGR(shale)–CGR(clean)

estas fórmulas no se mantendrán verdaderas para zonas que contienen matrices con materiales radioactivos o aguas radiactivas (e.g. Aguas meteóricas del granito). Similarmente éste método no sería cierto, donde arcillas no-radiactivos están presentes.

By: E. Cruz 107

Algunos valores típicos para las formaciones son: - Areniscas limpias - GR = 15-30 API. - Carbonatos limpios

o Dolomita - GR = 10-20 API. o Caliza - GR = 8-15 API.

- Arcillas Cretácicas poco profundas - GR = 100-140 API. * Estrictamente hablando, todos los valores de GR deben corregirse por efecto de pozo y por la densidad de la formación. Sin embargo, la aproximación anterior es normalmente satisfactoria. c) Cartas de Cálculo

Las ecuaciones lineales en (a) y (b) son buenas estimaciones iniciales del volumen de arcilla. La carta Vsh-1 (Figura E2), nos permite corregir para una relación no lineal entre Vsh y la deflexión del GR denotado como “X.” La línea (1) se usa generalmente dando buenos resultados de interpretación.

d) Potencial Espontáneo (SP)

En agua de las zonas acuíferas la resistividad de la relación del SSP (SP estático.) a PSP (seudo estático SP) varía de bajo a moderado, siendo un indicativo de volumen de la arcilla, donde:

Alpha= PSP /SSP y Vsh = 1 - Alpha

Si el hidrocarburo está presente, Alpha se disminuirá debido a la extensa reducción de PSP por el hidrocarburo. También, al usar este método para calcular Vsh, espesores potentes de capa deben estar presentes para obtener PSP y SSP.

By: E. Cruz 108

.9

.8

.7

.6

.5

.4

.3

.2

.1

0

1.0

.3.2.1 .9.8.7.6.5.4 1.00

GAMMA RAY DEFLECTION (X)

Figure E2 : Chart Vsh - 1: Shale Model Correction

Vsh

GAMMA RAY DEFLECTION:

GR - GRcleen GRshale - GRcleen

= X

(1) Vsh = 1.7 - 3.38 - (x + 7)2

after Clavier et al JPT. June 1971

(2) Vsh = 1.5 - (x)

after Steiber, SPE 2961

.5 (x)(1)

(2)

By: E. Cruz 109

CONTENIDO

F1.0 POROSIDA DE ARENAS ARCILLOSAS F1.1 CALCULO DE ΦT, ΦE, y Sw EN ARENAS ARCILLOSAS F1.2 CÁLCULO GRÁFICO F1.3 CÁLCULOS DIRECTOS DE POROSIDAD EFECTIVA F2.0 EJEMPLOS DE CÁLCULO F3.0 SESIÓN DE TRABAJO

By: E. Cruz 110

F1.0 Porosidad en Arenas Arcillosas F1.1 CALCULO de ΦT, ΦE, y Sw EN ARENAS ARCILLOSAS

En este punto nuestros cálculos han sido bastante objetivos, evaluando la porosidad y saturación de agua. Como se indicó en la Sección E, la presencia de arcillas complica la interpretación considerablemente. Para llegar a un mejor valor de Sw, debemos desarrollar un valor de calidad para la porosidad. Esto significa que debemos corregir ΦT por el volumen de arcilla y obtener una ΦE (porosidad efectiva libre de arcillas). Esta corrección puede hacerse gráficamente para todos los casos o usando una suposición promedia para la porosidad de Neutrón y densidad, a través de las ecuaciones. Ambos métodos se revisarán en este capítulo.

Antes de dar las metodologías, desarrollemos la base para la corrección gráfica para el cual el cálculo directo se aproxima. Clásticos arcillosos son generalmente modelados con la composición de arena-limo -arcillosa en el cual las arcillas pueden ser laminadas, dispersas o estructurales. El modelo básico es sugerido por las agrupaciones de los puntos trazados en el X-Plot de Neutrón -densidad de las Figuras F1 y F2. Estos planos representan un X-Plot típico de una sucesión de arenas, arcillas, y arenas arcillosas. La mayoría de los datos pertenece a dos grupos: el Grupo A, identificado como arena y arenas arcillosas, y el Grupo B, identificado como arcillas.

Para explicar el despliegue de puntos en el grupo B a lo largo de la línea del Punto Q a través del Punto Sho al Punto Cl, las lutitas son consideradas como mezclas de minerales arcillosos, agua y Limo. El Limo es granulado y se asume que consiste predominantemente en cuarzo, pero también puede contener feldespatos, calcita, y otros minerales. El Limo tiene en promedio, casi las mismas propiedades en los registros de densidad y Neutrón como matriz de cuarzo; puro Limo de cuarzo trazaría al punto de cuarzo, Q., El Limo de cuarzo, es eléctricamente no conductivo. Puntos cercanos al punto de "arcilla acuífera", Punto Cl, corresponda a arcillas que son relativamente libres de Limo. El punto que Sho corresponde a arcillas que contiene una cantidad máxima de Limo.

Las arenas arcillosas en el Grupo A pasan gradualmente de arcillas, en la Línea Sho –C1, a arenas en el Punto Sd, en Línea Q-Sd. La arcilla en estas arenas arcillosas puede distribuirse de varias maneras. Cuando toda la arcilla es de tipo laminar, el punto caerá en la línea Sd-Sho. Arcillas dispersas causan que los puntos sean dibujados en la parte izquierda de la línea. Arcilla estructural causa que el punto sea dibujado a la derecha de la línea.

By: E. Cruz 111

Figure F1: Neutron – density frecuency crossplot illustrating the shaly sand model

1

.8

.6

.4

.2

Q

-.2

.2 .4 .6 .8 1.

QUARTZ8 SILT

CLEANWATERSAND

CLAY

SHALE

DRY COLLOIDS

WATER

W

CLAY DRYNESS

X = CI . W

DC . W

SILT INDEX

Isilt = CI . Sho

CI . Q

Sd

Sho

DC

CI

SHALY SAND

ON ∅N - ∅D CROSSPLOT

∅D

∅N

Figure F2: Expanded version of ∅N - ∅D crossplot for Shaly Sand showing all end points

By: E. Cruz 112

Típicamente, pocos puntos son trazados en el Área C. Cuando ello sucede, ellos normalmente representan niveles donde las lecturas del registro han sido afectadas por la rugosidad del pozo, o donde las propiedades de las lutitas han sido afectadas por la hidratación de las arcillas en contacto con el lodo, o donde la litología de la matriz ya no corresponde a una sucesión de arenas arcillosas (e.g., carbonatos porosos, lignito, etc.).

Una vez que Sd, Sho, y Cl han sido determinados por la inspección del crossplot, el log puede ser gradado para las arenas con aguas productivas y arcillas en términos de Φ y Vc1, como se muestra en la Figura F3. Las líneas de la constante de ΦE son paralelas a la línea de arcilla, Q-C1. Ellos van de ΦE = 0 en la línea de arcillas a Φ= Φmax en la línea a través del Punto Sd (Figura F3a). Las líneas de constante Vc1 son paralelas a la línea de arena limpia, El punto de agua Q; ellos van de Vcl = 0 en la línea de arena limpia a Vc1 = 100% al Punto Cl. Una graduación similar es para la ubicación del punto de la arcilla laminar; los rangos de escala varían de Vsh = 0 en la línea de arena limpia a Vsh = 100% al Punto Sho. Con una malla así establecida, la ubicación de un punto en el crossplot de Neutrón -densidad define un volumen lutítico, Vsh; obteniéndose del volumen total lutítico al volumen de arcilla, Vc1 y volumen de Limo o índice de Limo, Is1 (donde Is1 = (Vsh–Vc1)/Vsh); y la definición de porosidad efectiva, para formaciones acuíferas.

Porque los hidrocarburos, particularmente el gas y los hidrocarburos ligeros, pueden significativamente afectar las respuestas del registro de Neutrón y densidad, las zonas petrolíferas deben manejarse diferentemente. La zona de arcillosidad es primero evaluado usando un indicador de arcilla (SP, GR, Rt, Rxo, etc.). Los registros de Neutrón y Densidad son corregidos por arcillosidad y entonces utilizados para determinar la porosidad y la densidad de hidrocarburo.

Con la Φ, Vsh, y Rw ahora definidos, la saturación de agua en la zona no invadida de la formación virgen es ahora determinada usando la resistividad verdadera desde un registro de resistividad profunda.

φ TOTAL

By: E. Cruz 113

By: E. Cruz 114

F1.2 CÁLCULO GRÁFICO

La Φt y la Φe puede encontrarse gráficamente en un crossplot de ΦN - ΦD; los pasos se explican a continuación. Este método ayudará a identificar zonas gasíferas con la entrada de valores de resistividad (Vea Figura F4).

1. Calcular Vsh del Gamma Ray opuesto a la zona de interés. 2. Determinar la ΦD y la ΦN de la arcilla sobre la zona de interés. 3. Dibujar la ΦD y la ΦN de la arcilla en el crossplot (punto de arcilla) 4 Dibujar una línea de arcilla desde el punto de arcilla hasta la línea de

matriz limpia a porosidad cero. 5. Plotear ΦD y ΦN para la zona de interés (punto A). 6. Mueva el punto areno arcilloso paralelo a la línea de arcilla a una distancia

proporcional a Vsh, (Punto B). 7. Si el punto corregido cae sobre la línea de la matriz limpia, el gas está

presente. 8. Corrija el punto de gas (si es necesario) moviendo a la matriz limpia en la

dirección de las flechas de corrección de gas aproximadas (Punto E). 9. Después que las correcciones de gas y arcilla que se han hecho, se puede

calcular gráficamente la ΦE (Punto E). 10. Si una corrección de gas de la porosidad total es requerida, desplazando

el punto original de una manera idéntica producirá la ΦT (Punto C). 11. Usando ΦE por consiguiente:

FRw Swe2 = Rt

F1.3 CÁLCULO DIRECTO (APPROXIMADO) DE LA POROSIDAD EFECTIVA

ΦN + ΦD a) ΦT ~ 2 b) Φe = Φt (1–Vsh) por consiguiente, F x Rw Swe

2 = Rt

By: E. Cruz 115

F2.0 EJEMPLO DE CALCULO: Usando a continuación el siguiente registro para la zona: 1) Vsh 2) Φt 3) Φe

Ø

ØD

N

SHALE LINE

SHALE POINT

A

CB

E

(1)

(2)

1. Shale Correction

By: E. Cruz 116

EJEMPLO DE CALCULO (continuación):

1. Calculate Vsh. X = GR - GRCL = 63 - 23 = .435 Using Vsh-1: Vsh =25% GRSH – GRCL 115 - 23 2.Plot the shale point.

ÖN = 49

ÖD = 17

SHALE POINT

CP

0 10 20 30 40

φCNLcor, neutron porosity index (p.u.) (apparent limestone porosity)

1.9

2.0

2.1

2.2

2.3

2.4

2.5

2.6

2.7

2.8

2.9

3.0

ρ b, b

ulk

dens

ity (g

/cm

3 )

φ D, d

ensi

ty p

oros

ity (p

.u.)

(ρm

a = 2

.71;

ρf =

1.0

)

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0

–5

–10

–15Anhydrite

SulfurSalt

ApproximategascorrectionPoro

sity

Calcite (li

mestone

)

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

Quartz s

andsto

ne

0

5

10

15

20

25

30

35

40

Dolomite

0

5

10

15

20

25

30

35

Liquid-filled holes (ρf = 1.000 g/cm3; Cf = 0 ppm)

*Mark of Schlumberger© Schlumberger

EXAMPLE CALCULATION (Continued)

By: E. Cruz 117

EJEMPLO DE CALCULO (continuación): 3. Trace el punto de arena-arcillosa. 4.Dibujar la línea de arcilla.

ÖN = 49

3. Plot the shale-sand point. 4.Draw the shale line.

SHALE LINE

10%

25% 50%

75%

ÖN = 31

ÖD = 27 CP

0 10 20 30 40

φCNLcor, neutron porosity index (p.u.) (apparent limestone porosity)

1.9

2.0

2.1

2.2

2.3

2.4

2.5

2.6

2.7

2.8

2.9

3.0

ρ b, b

ulk

dens

ity (g

/cm

3 )

φ D, d

ensi

ty p

oros

ity (p

.u.)

(ρm

a = 2

.71;

ρf =

1.0

)

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0

–5

–10

–15Anhydrite

SulfurSalt

ApproximategascorrectionPoro

sity

Calcite (li

meston

e)

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

Quartz

sand

stone

0

5

10

15

20

25

30

35

40

Dolomite

0

5

10

15

20

25

30

35

Liquid-filled holes (ρf = 1.000 g/cm3; Cf = 0 ppm)

*Mark of Schlumberger© Schlumberger

EXAMPLE CALCULATION (Continued)

By: E. Cruz 118

EJEMPLO DE CALCULO (continuación): 5. Hacer las correcciones por arcillosidad. Para Curvas de CNL Que se Han corregido ambientalmente

ÖN = 49

3. Plot the shale-sand point. 4.Draw the shale line.

SHALE LINE

25%

ÖN = 31

CP

0 10 20 30 40

φCNLcor, neutron porosity index (p.u.) (apparent limestone porosity)

1.9

2.0

2.1

2.2

2.3

2.4

2.5

2.6

2.7

2.8

2.9

3.0

ρ b, b

ulk

dens

ity (g

/cm

3 )

φ D, d

ensi

ty p

oros

ity (p

.u.)

(ρm

a = 2

.71;

ρf =

1.0

)

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0

–5

–10

–15Anhydrite

SulfurSalt

ApproximategascorrectionPorosity

Calcite (li

meston

e)

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

Quartz

sand

stone

0

5

10

15

20

25

30

35

40

Dolomite

0

5

10

15

20

25

30

35

Liquid-filled holes (ρf = 1.000 g/cm3; Cf = 0 ppm)

*Mark of Schlumberger© Schlumberger

EXAMPLE CALCULATION (Continued)

By: E. Cruz 119

CÁLCULO DE EJEMPLO (continuación): 6. Haga la corrección de gas y lea la Φe. 7. Haga la corrección de gas y lea la Φt. Para las Curvas de CNL que han sido corregidas ambientalmente

ÖN = 49

3. Plot the shale-sand point. 4.Draw the shale line.

SHALE LINE

25%

ÖN = 31

ÖT = 28.5

Öe = 21.7

CP

0 10 20 30 40

φCNLcor, neutron porosity index (p.u.) (apparent limestone porosity)

1.9

2.0

2.1

2.2

2.3

2.4

2.5

2.6

2.7

2.8

2.9

3.0

ρ b, b

ulk

dens

ity (g

/cm

3 )

φ D, d

ensi

ty p

oros

ity (p

.u.)

(ρm

a = 2

.71;

ρf =

1.0

)

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0

–5

–10

–15Anhydrite

SulfurSalt

ApproximategascorrectionPoro

sity

Calcite (li

mestone

)

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

Quartz sa

ndstone

0

5

10

15

20

25

30

35

40

Dolomite

0

5

10

15

20

25

30

35

Liquid-filled holes (ρf = 1.000 g/cm3; Cf = 0 ppm)

*Mark of Schlumberger© Schlumberger

EXAMPLE CALCULATION (Continued)

By: E. Cruz 120

F3.O Sesión de Trabajo 1. Problema de Arena Arcillosas

Dado: BHT = 198 FDEG Rmf = 0.410 @ 198 FDEG Rm = 0.872 @ 198 FDEG Rmc= 2.030 @ 72 FDEG Gel Chem. mud; WMUD = 10.30 lbm/gl VISC = 10.3 s. pH = 8.8

Pérdida fluido = 3.5 cm3 a. Encontrar las Zonas de hidrocarburos b. Rw - Calcule Rw para un intervalo. c. Φe - Determine porosidad efectiva de ese intervalo. d. Φt - Determine porosidad total. 0.62 Rw e. SWT - De SWT

2 = Φt 2.15 Rt Nota: Cuando la Φe ha sido determinada, Rt también debe corregirse para el efecto de arcillosidad para calcular Swe apropiadamente. Esto se discutirá en el próximo capítulo.

By: E. Cruz 121

CONTENIDO

G1.0 SATURACIÓN de AGUA EN ARENAS ARCILLOSAS G1.1 INTRODUCCIÓN G1.2 EL MÉTODO de DOBLE AGUA (DWM) G1.3 DOBLE AGUA FORMULA EJEMPLAR G1.4 PROCEDIMIENTO POR USAR EL MODELO DE DOBLE AGUA

By: E. Cruz 122

G1.O SATURACIÓN DE AGUA EN ARENAS ARCILLOSAS

G1.1 INTRODUCCIÓN

Desde la introducción de sistemas computacionales tales como el CSU y otros a la registración de pozos, el modelo de Doble Agua a sido aplicado como un medio de interpretación efectiva y rápida de registros básicos. Esta técnica se ha extendido actualmente a mas sofisticadas unidades de perfilaje en el campo como Maxis 500 y a otras aplicaciones comerciales como PRIZM; PETCOM; QLA, POWERLOG, etc.. Esta sección analizará los principios de este método.

G1.2 EL MÉTODO DE DOBLE AGUA (DWM)

En 1972 el Modelo de DOBLE AGUA era la materia de un trabajo del SPE titulado "La Base Teórica y Experimental para el Modelo de DOBLE AGUA para la Interpretación de Arenas Arcillosas" por Clavier, Coates, y Dumanoir. Aunque esta sección discutirá todas las ideas básicas importantes sobre el modelo, la referencia debe hacerse a este trabajo si se quiere una explicación más detallada.

El Modelo de DOBLE AGUA es una mejora del modelo de Waxman-Smits presentado en 1967 y encaja mejor con los datos experimentales. El modelo de Waxman-Smits propuso que una formación arcillosa se comporta como una formación limpia de la misma porosidad, tortuosidad y volumen de fluido sólo que el agua parece ser más conductiva que lo que se espera de su salinidad total. El exceso de conductividad se debe a que cationes adicionales se sostienen flojamente cautivos en una capa difusa que rodea las partículas de la arcilla para compensar por la deficiencia de cargas eléctricas en el cristal de la arcilla. Este modelo no tuvo en cuenta la exclusión de sal de la parte del volumen del poro cerca de la superficie arcillosa. La distribución del ion cerca de una superficie de la arcilla debe ser como se muestra en Figura G1.

En otras palabras, la capa de agua adherida a la superficie de la arcilla, contiene iones más positivos (Na+) que iones negativos (C1 -). Este hecho es necesario equilibrar la distribución de cargo interior negativa de las partículas del arcilla. El espesor de la capa difusa del ión positiva (Na+), Xd, se relaciona a la salinidad de agua de formación y es más pequeño para aguas más salinas. Por lo tanto, la conducción del flujo actual a través del agua adherida, es principalmente debido por el transporte del ión positivo.

Realmente, los iones positivos (Na+) se mantuvieron alejados de la superficie de la arcilla, por el agua del hidratación alrededor de cada catión y el agua absorbida por la superficie de la arcilla ( Ver Figura G2). Como una consecuencia, el espesor de la capa difusa no puede ser menor a de Xd. Sin embargo, Xd = Xh cuando el agua connata es bastante salina. En otras palabras, cuando el agua de formación tiene salinidad deficiente, la resistividad del agua adherida es relativamente constante.

By: E. Cruz 123

Para las arcillas de sodio, la distancia Xh es aproximadamente 6 amgstroms y los iones de Na+ se apilarán en el plano de Helmoltz, siempre que la resistividad de la salmuera en los poros esté menos de 0.425 @ 24oC.

Esta hoja delgada de agua libre de sal (el agua de la arcilla) es importante porque las arcillas tienen tremendas área de superficie, tanto como 9107 ha/m3 comparados a 1.5 a 3.0 ha/m3 para una arena típica, y el volumen de agua de la arcilla es lejos de despreciable comparado con el volumen del poro total.

Nosotros podemos hacer ahora ciertas definiciones con respecto a: Agua Adherida, Agua Libre, que son los volúmenes que ellos ocupan y sus saturaciones.

a. Agua Adherida (Bound Water): Ésta es el agua adherida a las arcillas como

descrita. Además de la capa adherida, las arcillas pueden contener agua entrampada dentro de la estructura y no expelida por la compactación de la roca. Este agua no tiene la misma distribución de iones como la superficie del agua adherida y por tanto tendremos una conductividad diferente. En el evento que la resistividad del agua adherida, definida aquí como RWB, se derive de una zona ciento por ciento arcillosa, el valor de RWB será afectado por esto agua entrampada.

En consecuencia, cuando RWB es utilizada como la resistividad de agua adherida de la arcilla cercana al reservorio, esta asunción es incorrecta. En la práctica esto no es un gran problema y generalmente RWB derivada de arcillas puede ser utilizado en capas adyacentes.

b. Agua libre: Es todo aquella agua que no es agua adherida. Nosotros debemos

notar que esa agua libre, mientras esté normalmente asociada con el espacio poroso, necesariamente no es agua producible. Esta agua contiene el fragmento de agua que es irreducible.

c. Porosidad total ΦT: es la fracción de la unidad de volumen de la formación

ocupada por fluidos, que son: Agua adherida a las arcillas, Agua Libre e Hidrocarburos. e. Porosidad efectiva, Φe: es la fracción de una unidad de volumen de la formación que está ocupada por agua o por hidrocarburos. Esta porosidad también puede ser derivada de la porosidad total si quitamos el volumen de agua adherida por unidad de volumen de la formación.

By: E. Cruz 124

e.

By: E. Cruz 125

e. Saturación de Agua Total, SWT: se define como la fracción de la porosidad

total que está ocupado por agua adherida y agua libre. f. Saturación de Agua Adherida, SWB: se define como el fragmento de la

porosidad total ocupado por agua adherida a las arcillas. g. Saturación de Agua Libre, SWF: Se define como la porción de la porosidad total

ocupada por agua libre. h. Saturación de Agua Efectiva, SWE: se define como el fragmento de la porosidad

efectiva ocupado por agua libre. Puede derivarse de la saturación de agua total.

MATRIX

UNIT VOLUME

OIL FREE WATERBOUN

WATERDRY

COLLOID

OIL FREE WATER BOUNWATER

SH SWF SWB

SWT

Figure G3

Water Saturation Graphical Definitions

ΦT

ΦE

By: E. Cruz 126

La relación entre todos los términos anteriores se muestra diagramáticamente en la Figura G3. Nosotros debemos notar que desde que hemos separado la capa de la superficie de agua de las arcillas, estamos dejando una fracción de coloides secos. Cuando una formación se vuelve cada vez más arcillosa, los coloides más la fracción de agua adherida, incrementan hasta tener ciento por ciento de una formación arcillosa consistente de una fracción de agua adherida y lo restante son coloides secos. Bajo la definición de porosidad total, Φt, una arcilla pura tiene porosidad llena de agua adherida (SWB = 1, SWF = 0). La porosidad efectiva, Φe, como definió es, por supuesto, cero. La evolución de una formación cuando aumenta la arcillosidad se muestra en Figura G4.

G1.3 FORMULA DEL MODELO DE DOBLE- AGUA El objetivo principal de este ensayo de Modelo de DOBLE AGUA es el de reconstruir la Resistividad Ro, que es el Rt en una zona 100% saturada de Sw.

Consideremos una formación arcillosa acuífera donde: Co = Conductividad Acuífera Verdadera CWB = Conductibilidad del Agua Adherida (arcilla). CWF = Conductibilidad del Agua Libre (Agua Connata). ΦF = Volumen de Agua Libre. ΦB = Volumen de Agua Adherida. ΦT = Porosidad Total.

Dado lo anterior, entonces ΦT = ΦB + ΦF y por lo tanto:

ΦWB SWB = ΦT

By: E. Cruz 127

subsecuentemente ΦB representa el volumen de agua adherida lo cual a su vez representa la porción de arcilla fuera del volumen total. Por consiguiente SWB es en efecto el volumen de arcilla en la formación bajo la estudio.

Por definición:

ΦWF + ΦWB

1. SWT = ΦT

ΦWB

2. SWB = ΦT

3. ΦT = ΦWF + ΦWB + ΦH (Si el hidrocarburo está presente)

De las relaciones de Archie: F = 1 / ΦT

2 y F = Ro/Rw

Figura G4

MATRIX FREE WATER

Φ T

MATRIX FREE WATER

SHALINESS

MATRIX BOUNDERWATER

Φ T

Φ T

BOUNDERWATER DRY COLLOID

Φ T

100%

Evolution of Φ T with Shaliness

By: E. Cruz 128

(Nota: Por razones de simplificar la derivación a =1 y m = 2 aunque ellos pudieran ser cualquier otro valor), Rw = ΦT

2 Ro qué da

Co = ΦT2 Cw

donde:

Cw es la conductividad de la mezcla de agua adherida y de agua libre.

Considerando volúmenes, nosotros tenemos:

ΦT Cw = ΦWB CWB + ΦCWF

ΦBCWB ΦFCWF

Cw = + ΦT ΦT

= SWB*CWB + (1 - SWB)CWF Co = ΦT

2 * [SWB*CWB + (1–SWB)*CWF] o en resistividad:

RWF * RWB RO =

ΦT2 * [SWB * RWF + (1–SWB) * RWB]

Desplegado gráficamente, nuestros resultados se parecen a lo siguiente:

Matriz Silt Dry Clay Bound Water Free Water Hidrocarburos

MatrizPorosidad Total

FLUIDOSSOLIDOS

Porosidad EfectivaArcilla

Figure G5

Saturación de Agua y Porosidad Efectiva:

SWT = (Ro/Rt ) 1/2

Φe = ΦT * (1–SWB) Vbwe = Φe * SWB

By: E. Cruz 129

G1.4 PROCEDIMIENTO POR USAR EL MODELO DE DOBLE AGUA

a. Para evaluar una formación arcillosa utilizando el modelo de DOBLE AGUA, deben determinarse cuatro parámetros. Ellos son:

1. RWF: De la curva del SP, técnica de Rwa, Catálogos o el

valor conocido. 2. RWB: Generalmente calculado de la arcilla que rodea la

zona y se utiliza la técnica de Rwa: RWB = ΦTSH

2 * RtSH

ΦNSH + ΦDSH 1 ΦT = y F = 2 ΦT

2

3. ΦT: Φ Total del promedio de ΦN y ΦD después de la corrección por efecto de gas, si es necesario.

4. SWB: Relacionada a VSH, y para nuestros propósitos puede igualarse a VSH.

Por consiguiente SWB = VSH A este punto, nosotros hemos calculado Rw y Vsh para nuestro ejemplo, y hemos determinado un ΦT corregida por efecto del gas. Todo esto se requiere ahora para calcular RWB. Esto puede ser hecho utilizando los mismo valores de ΦNsh y ΦDsh determinados en previas secciones, conjuntamente con un valor de Rsh en el mismo punto del registros. Utilizando todos este datos, un valor para la resistividad ,Ro, puede determinarse de: 1 1

Ro = * ΦT

2 1–VSH + VSH RWF RWB Usando: Ro SWT

2 = Rt Donde Rt = RILD corregido por efectos ambientales Para llegar a una saturación de agua efectiva, Swe, un paso más se requiere: SWT - SWB SWE = donde VSH = SWB 1–SWB

By: E. Cruz 130

Nosotros hemos ahora tomado una arena arcillosa, corregido los datos de los registro de resistividad y porosidad por los efectos de arcilla, así como por efecto del gas, y luego determinados Sw Efectivo y por consiguiente SHYD:

BVWEFF = Swe * Φe G.1.5 CHEQUEOS DE CALIDAD EN PRODUCTOS DE CAMPO 1. Ro y RT deben sobreponerse en zonas limpias y acuíferas (si no, Rwf es incorrecto). 2. Ro y RT deben sobreponerse en zonas de arcilla(si no, RWB es incorrecto). 3. Sw debe acercarse al 100% en zonas acuíferas. 4. Φe debe ser comparable con la porosidad del registro considerado la arcilla, matriz, y efectos de gas. 5. El calibrador diferencial debe comparar para anotar. 6.Vsh debe acercarse al 0% en zonas limpias y al 100% en arcillas. 7. La densidad de grano debe acercarse al valor del conocimiento local en zonas limpias

y debe acercarse 2.65 gr/cc en arcillas. 8. Hay presencia de muestras de petróleo en las evaluaciones?

By: E. Cruz 131

COMPUTATION PARAMETERS

DEPHT RWF ORCL QRSH PCL SPSH PDR NPCL NPSH SINP NSIN PMAX MD DO DO2 MATR POUT

619 0,09 0,35 23 100 -123 -45 _ _ _ BOTH 0,40 2695 _ _ SAND SAND

COMPUTATION CONSTANTS

PCAL : PRES

ADSE WMUD

1120 Kg / m3

FD 1000 Kg / m3

REMARKS : Computation used the following logs : DISFL - CNL - FDC - GR

LSWB = DISA SHALE INDEX WET RESISTIVITY WATER POROSITY

Ω - m SATURATION ANALISIS 0 % 100 ·1 1000 100 0 50 0 GRAIN DENSITY DEEP RESISTIVITY CALIPER help

diameter Kg / m3 Ω - m mm ( _ ) ( + ) 2500 3000 ·1 1000 125 0 375 Figure G11: Computational parameters for the Cyberlook using the Basic Log Set found in Sections B, C and D

DEPTH

GAS IDENTI-FICATION

By: E. Cruz 132

G2.O Sesión de Trabajo

1. Calcule SWE en una arena arcillosa Recomendación: Utilizar la ecuación del Ro desarrollada en esta sección.

By: E. Cruz 133

CONTENIDO

H1.0 POROSIDAD EN LITOLOGÍAS COMPLEJAS H1.1 INTRODUCCIÓN H1.2 DETERMINACIÓN DE POROSIDAD Y LITOLOGÍA a. CROSSPLOTS

b. DENSIDAD DE MATRIZ APARENTE VS. SECCIÓN TRANSVERSAL VOLUMÉTRICA APARENTE DE LA MATRIZ(UMAA)

H.13 MEZCLAS DE LITOLOGÍA COMPLEJAS H.20 SESIÓN DE TRABAJO

By: E. Cruz 134

H1.0 POROSIDAD EN LITOLOGÍAS COMPLEJAS

H1.1 INTRODUCCIÓN

Como previamente se mencionó, los depósitos de carbonato generalmente son complejos en litología. La composición mineral del fragmento no arcilloso (i.a. la matriz), a menudo varía dentro de una formación dada. La deposición puede incluir:

- lutita (limo y arcilla) - caliza - dolomita - anhidrita / yeso

La determinación de una porosidad exacta se pone más difícil, cuando la litología de la matriz es desconocida o consiste de dos o más minerales de proporciones desconocidas. El contenido del volumen de la formación porosa, si es diferente al agua, también puede complicar análisis.

Los registros Sónico, Densidad, y de Neutrón , responden diferentemente e independientemente a combinaciones de matrices diferentes y a la presencia de hidrocarburos livianos. Nosotros utilizamos estas características a nuestra ventaja, combinando (X-Plots) dos o más respuestas del registro para obtener más información sobre la formación y sus volúmenes que puede obtenerse de una sola medida. (Figura H1 a H3). Evaluando litologías complejos, esto muy esencial que se realice análisis comparativo sea hecho sólo dentro de unidades geológicas distintas.

El mínimo conjunto de registros requeridos para un análisis básico son: una resistividad profunda; porosidad Neutrón ica, densidad, factor fotoeléctrico, tiempo de tránsito y Rayos Gamma. Únicamente zonas limpias deberían ser evaluadas (GR < 30-40 API), por cuanto la suma de arcilla en carbonatos tiene un efecto variable y extremo sobre las medidas de porosidad y resistividad. Todas las medidas deberían ser evaluadas con su exactitud con respecto a las condiciones del agujero (e.g. demasiado alto una corrección en la medida de densidad o efecto de la invasión en la medida del resistividad). Como una ayuda para la evaluación, medidas adicionales de otros registros están disponibles, las cuales simplificarán asunciones y ayudarán a identificar litología y facilitar el cálculo de saturaciones. Éstos incluyen el registro de Inducción en Arreglos (AIT), registro de Propagación Electromagnética (EPT). Registros de Imágenes de la Formación (FMI); Espectrometría de Rayos Gamma (NGT) y Rxo (MSFL, ML), para nombrar algunos.

By: E. Cruz 135

H1.2 DETERMINACIÓN DE POROSIDAD Y LITOLOGÍA

a) Crossplots (X-Plots) Crossplots entre dos registros de porosidad, es un método conveniente, relativamente simple para evaluar porosidad y litología. Consideremos una zona limpia y saturada de agua. Utilizando las porosidades Neutrón (CNT) y de Densidad (LDT) en unidades de matriz Caliza, entramos en la Carta CP-1 (Figura H4). Se entran con valores de porosidad computados como que si la matriz fuera caliza saturada de agua. Líneas de litología pura (acuíferas) se despliegan para otras matrices.

Si la formación es caliza llena de agua, los puntos caerán en la línea de la caliza. Una mezcla de caliza y dolomita saturada de agua limpia caerá entre la línea de caliza y de dolomita. La porosidad de la formación puede evaluarse y la mezcla de la matriz estimada. Empezando en la próxima página, se proporcionan Cartas para el Crossplot siguiente:

a) Determinación de Litología y Porosidad a partir del Registro de Litho-Densidad y Neutrón Compensado (CNL) (Carta CP-1) b) Determinación de Porosidad y Litología a partir del Registro Sónico y Neutrón Compensado (CNL) (Carta CP-2)

c) Identificación de la Litología a partir del Registro de Densidad y del Registro Sónico (Carta CP 7).

b) Densidad Aparente de la Matriz (RHOMAap) vs. Sección Transversal

Volumétrica Aparente de la Matriz (Umaa)

Un método más competente de identificar litología usa datos del registro de Litho-densidad. Este método común requiere dos tipos de información (RHOMAap y Umaa).

1. Primero para resolver estos parámetros se requiere porosidad total aparente Øta

usando el crossplot de Neutrón -Densidad apropiado (CP - le). Luego, deben leerse densidad de volumen y valores de Pef del registro frente de la sección de interés.

2. Después la densidad de grano de matriz clara se obtiene. Por ecuación:

RHO– Øta RHOf RHOMAap = 1 - Øta donde:

By: E. Cruz 136

RHOb : es densidad de volumen del registro de densidad, RHOf : es densidad del fluido en el poro, y Øta : es porosidad total aparente.

La carta CP-14 (Figura H7) puede usarse para obtener gráficamente RHOMAap. Usando la mitad sudOeste de la Carta, valores para Øta y ρb son usados para obtener RHOMAap del eje X. PHI LOG GAS SHALE 2nd PHI LACK OF COMPACTIONSONIC HIGH HIGH LOW HIGH

(SLIGHTLY)DENSITY HIGH SLIGHTLY NONE NONE

(SLIGHTLY) LOWNEUTRON LOW HIGH NONE NONE

Figure H2: Porosity tool response to various factors

By: E. Cruz 137

3. Finalmente, la Sección Transversal Volumétrica Aparente de la Matriz(Umaa) se

computa del índice de la sección transversal fotoeléctrica, medidas de densidad de volumen y porosidad total aparente. Por ecuación:

Pe Rhoe - Øta Uf Umaa = 1 - Øta donde:

Pe es índice de sección transversal de absorción fotoeléctrico, Rhoe es densidad del electrón Rhoe = Rhob + 0.1883 , y

1.0704 Øta es porosidad total aparente. La Carta CP-20 (Figura H8) puede usarse para obtener Umaa gráficamente.

La Tabla H1 lista el índice de sección transversal de absorción fotoeléctrico, la densidad de volumen, y la sección transversal volumétrica de los minerales comunes y fluidos. Para minerales, el valor listado es valor de matriz (Rhoma, Uma); para los fluidos, es el valor fluido (Rhof, Uf). La carta CP-21 muestra la situación de estos minerales en un crossplot RHOMAap, versus Umaa,. El triángulo que abarca los tres minerales comunes de la matriz: cuarzo, calcita, y dolomita ha sido calibrado en los porcentajes de cada mineral. Por ejemplo, un punto que exhibe una densidad de grano de matriz aparente de 2.76 g/cm3 y de sección transversal volumétrica de 10.2 barns/cm3, sería definido por el crossplot como 40% calcita, 40% dolomita y 20% cuarzo, no proveído otro mineral existente y los poros están saturados de líquidos. En este crossplot, la saturación de gas desplaza los puntos hacia la derecha. Las arcillas y lutitas se trazan debajo del punto de la dolomita.

Adicionalmente, el punto de cuarzo puede arrojarse sobre la línea caliza-dolomita para formar un modelo de caliza-anhidrita-dolomita. Este modelo es una variación muy útil de la Carta CP-21 (Figura H9) en secuencias carbonáticas.

By: E. Cruz 138

Crossplots for Porosity

Porosity and Lithology Determination fromLitho-Density* Log and CNL* Compensated Neutron LogFor CNL cur ves after 1986 labeled TNPH

CP-1

0 10 20 30 40

f CNLcor, neutron porosity index (p.u.) (apparent limestone porosity)

1.9

2.0

2.1

2.2

2.3

2.4

2.5

2.6

2.7

2.8

2.9

3.0

r b, b

ulk

dens

ity (g

/cm

3 )

f D, d

ensi

ty p

oros

ity (p

.u.)

(rm

a = 2

.71;

rf =

1.0

)

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0

–5

–10

–15Anhydrite

SulfurSalt

ApproximategascorrectionPoro

sity

Calcite

(limest

one)

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

Quartz

sand

stone

0

5

10

15

20

25

30

35

40

Dolomite

0

5

10

15

20

25

30

35

Liquid-filled holes (r f = 1.000 g/cm3; Cf = 0 ppm)

*Mark of Schlumberger© Schlumberger

By: E. Cruz 139

Crossplots for Porosity, Lithology and Saturation

Schlumberger

CP

Porosity and Lithology Determination from Sonic Logand CNL* Compensated Neutron LogFor CNL logs after 1986 labeled TNPH

0 10 20 30 40

360

340

320

300

280

260

240

220

200

180

160

140

φCNLcor , neutron porosity index (p.u.) (apparent limestone porosity)

t, so

nic

trans

it tim

e (µ

sec/

m)

t f = 620 µsec/m; Cf = 0 ppm

Salt

Anhy

drite

Dolomite

Calci

te (lim

eston

e)

Quartz

sand

stone

Time averageField observation

Poro

sity

0

5

55

00

10

15

20

35

40

40

35

30

353530

20

15

10

25

20

15

10

10

15

20

3030

0

5

10

10

15

15

20

20

25

2530

30

0

5

0

5

2525

35

25

*Mark of Schlumberger© Schlumberger

By: E. Cruz 140

Crossplots for Porosity, Lithology and Saturation

CP

Lithology Identifcation fromFormation Density Log and Sonic Log CP-7m

150 200 250 300 350 400

1.8

1.9

2.0

2.1

2.2

2.3

2.4

2.5

2.6

2.7

2.8

2.9

3.0

t, sonic transit time (µsec/m)

ρ b, b

ulk

dens

ity (g

/cm

3 )

t f = 620 µsec/m; ρf = 1.0Do

lomite

Calcite

(lim

eston

e)

Time averageField observation

Anhydrite

Polyhalite

Gypsum

Trona

Salt

Sylvite

Sulfur

0

10

10

10 20

20

20

30

40

30

40 40

403030

2020

0

0

10

0Qua

rtz sa

ndsto

ne

Porosit

y

40

30

20

0

0

10

10

© Schlumberger

Figure H6

By: E. Cruz 141

Crossplots for Porosity, Lithology and Saturation

CP

3 2.9 2.8 2.7 2.6 2.5 2.4 2.3 2.2 2.1 2

350 325 300 275 250 225 200 175 150 125 100 3

2.9

2.8

2.7

2.6

2.5

2.4

2.3

2.2

2.1

2

350

325

300

275

250

225

200

175

150

125

100

Fluid density = 1.0

r maa, apparent matrix density (g/cm3)

r b, b

ulk

dens

ity (g

/cm

3 )

t, in

terv

al tr

ansi

t tim

e (µ

sec/

m)

tmaa, apparent matrix transit time (µsec/m)

40

30

20

10

10

20

30

40

Apparentcrossplotporosity

Densit

y-neu

tron

Neutro

n-son

ic

© Schlumberger

Determination of Apparent Matrix Parameters fromBulk Density or Interval Transit Time and Apparent Total Porosity CP-14m

By: E. Cruz 142

Crossplots for Porosity, Lithology and Saturation

CP

6 5 4 3 2 1 4 6 8 10 12 14

3.0

2.5

2.0

%0

10

20

30

40

Pe, photoelectric factor

r b, b

ulk

dens

ity (g

/cm

3 )

f ta,

appa

rent

tota

l por

osity

(%)

Umaa, apparent matrixvolumetric photoelectric factor

Fresh water (0 ppk), r f = 1.0, Uf = 0.398Salt water (200 ppk), r f = 1.11, Uf = 1.36

© Schlumberger

Determination of Apparent MatrixVolumetric Photoelectric Factor CP-20

By: E. Cruz 143

H1.3 MEZCLAS DE LITOLOGÍAS COMPLEJAS

Matemáticamente, la transformación de la medida básica de una porosidad o otro registro apropiado en la porosidad y/o Litología y/o la identificación de fluidos en los poros simplemente es la solución de una o más ecuaciones simultáneas. Cuando la matriz de la roca solamente contiene un solo mineral conocido y el fluido saturante también es conocido, puede usarse cualquiera de los registros de porosidad para identificación de porosidad. En otras palabras, una sola ecuación (solo medida del registro) es suficiente para resolver una desconocida (en este caso, la porosidad). Si, no obstante, además de la porosidad, la matriz de la roca es una mezcla desconocida de dos minerales conocidos (dos registros medidos) son necesarios para resolver los dos desconocidos (en este caso, la porosidad y las fracciones minerales). Por ejemplo, en una mezcla de caliza-dolomita, la combinación de registros de Neutrón y densidad pueden ser usados. Sus respuestas a porosidad y litología son:

Rhob = ØRhof + ( 1- Ø ) (L RhomaL + D RhomaD) y

ØN = Ø[H.I.]f + ( 1 – Ø ) ( L[H.I]maL + D[H.I.]maD ,

Donde: Rhob y ØN son la medida de la densidad de volumen y porosidad

aparente de la caliza a partir de los registros de Densidad y Neutrón , respectivamente:

[HI] es el índice de hidrógeno; Rhof y [HI]f son la densidad e índice de hidrógeno del fluido que satura los poros, investigado por los registros de densidad y Neutrón ; Ø es la porosidad; RhomaL y RhomaD son las densidades de grano de la caliza y dolomita, respectivamente; y L y D son las fracciones de caliza y dolomita en la mezcla, dentro de la matriz de la roca.

By: E. Cruz 144

Crossplots for Porosity

CP

Umaa, apparent matrix volumetric photoelectric factor

r maa

, app

aren

t mat

rix g

rain

den

sity

(g/c

m3 )

2 4 6 8 10 12 14 16

2.2

2.3

2.4

2.5

2.6

2.7

2.8

2.9

3.0

3.1

Salt

K-Feldspar

Quartz

Dolomite

Kaolinite

Illite

Anhydrite

Heavy minerals

Barite

Calcite

Gas

dire

ctio

n

% Calcite

% Dolomite

% Quartz

2060 80

40

60

40

20

80

6040

20

80

r maa versus Umaa

© Schlumberger

Lithology Identifcation PlotCP-21

By: E. Cruz 145

CONTENIDO

I1.0 ESTIMACIÓN DE LA PRODUCCION I1.1 INTRODUCCIÓN I1.2 ESTIMACIÓN DE LA PRODUCCION A) SUPOSICIÓN B) CONVERSIONES

C) QUÉ TAN BUENO ES EL POZO? D) CONVERSIONES I2.0 SESIÓN DE TRABAJO

By: E. Cruz 146

I 1.0 ESTIMACIONES DE PRODUCCION

I.1. INTRODUCCIÓN En sesiones previas hemos discutido el cálculo de la porosidad de la formación y la saturación de agua. Ahora queremos tratar la manera de como se puede obtener una información más amplia acerca de la productividad de éstos cálculos. Si nosotros consideramos una formación porosa totalmente llena con agua, la saturación (Sw) es 100%, si nosotros desplazamos alguna cantidad de agua con hidrocarburos, entonces Sw disminuye, Shy incrementa, donde:

Shy = 1-Sw

Mientras el desplazamiento continua, eventualmente algo de agua adherida en los poros de la arena no puede ser movido y el flujo de agua cesa. La saturación de agua a la cual esto ocurre es conocida como saturación de agua irreducible - Sirr. Una zona a estas condiciones produciría agua libre de hidrocarburos. Entonces tanto la porosidad y la saturación son números fraccionales, usualmente multiplicamos su producto por 10³ y se expresa el volumen de masa de agua como un número entero (El porcentaje de porosidad que está llena de agua) – Ver Figura 11. El problema que se presenta es “ como nosotros reconocemos las zonas de saturación de agua irreducible (Swirr)”. Un método común es trazar valores de φ y Sw a través de la zona. Cuando los puntos descienden en una forma hiperbólica coherente, nosotros concluimos que aquellas zonas son de saturación de agua irreducible; i.e φ * Sw = Constante ( Figura 12). El punto en el gráfico donde los puntos trazados salen fuera de la línea lo identificamos como el inicio de la zona de transición. Una serie dispersa de puntos para un pozo en particular indicaría una posibilidad de que el pozo este produciendo agua, con o sin hidrocarburos; i.e. ninguno de los intervalos estuvieron a Sirr. La saturación de agua irreducible (Swirr) depende de:

- Tamaño y distribución del grano. - Tamaño y distribución del poro. - Tipo de hidrocarburos.

La permeabilidad de la roca también depende de éstos factores.

By: E. Cruz 147

Así dos rocas teniendo la misma porosidad pueden tener diferente permeabilidades y diferente productividad. Formaciones con granos gruesos y redondeados con poros de gran tamaño tendrían una mejor permeabilidad que aquellos de grano fino o reservorios de granos mal clasificados. La zona anterior tendría también un alto contenido de agua irreducible.

Como un ejemplo, un volumen total de contenido de agua de 200 produce petróleo limpio y menos de 80 produce de agua libre de gas los carbonatos dolomíticos en Canadá. Este valor iría tan alto, alrededor de 500 para carbonatos de alta porosidad en áreas donde la porosidad es ínter cristalina. Una regla clásica para la arenisca es, si B.V.W ≤ 1,000 , entonces hidrocarburos limpios serán producidos.

I1.2 CALCULO DE LA PRODUCCIÓN La producción de un pozo depende de la permeabilidad relativa de la roca al petróleo, agua y gas. Se ha desarrollado esta formulación para estimar el potencial del pozo. El valor de permeabilidad usado es crítico y puede ser solamente aproximado desde los cálculos de registros. Hay varias fórmulas usadas para la permeabilidad, pero la más común es la ecuación modificada de Wyllie Rose, Figura 14: K = (250 φ³ / Sirr ) para crudo de mediana gravedad o: K = (79 φ³ / Sw) para gas seco. Variaciones de esta relación es encontrada en la Carta K3 ( Figura 14) y K4 ( Figura 15) en el libro de cartas. De aquí, es muy importante obtener el mejor valor posible de Sw y φ antes de determinar la K. En formaciones limpias la solución directa de Archie para Sw y una porosidad obtenidas desde crossplot es recomendada. Sin embargo en formaciones arcillosas, la Sw y φ deben ser corregidas por la arcilla antes de la determinar la K. Volviendo para estimar la producción, tenemos dos fórmulas:

0.11 K h P² * 10³ m³

Qgas ≅ gas T día 0.77 K h P² * 10³ m³

Q oil ≅ petróleo µ día

By: E. Cruz 148

El flujo de gas desde un DST (Drill Stem Test), es usualmente del 10% al 20% de este valor calculado.

Donde: K = permeabilidad en micrometros² ( µm²), o milidarcies H = espesor de la zona en metros (m), o pies P = presión de la formación en Kilopascales ( Kpa) (estimado a 8.14* metros de profundidad) T = temperatura de la formación en ° Kelvin, o Grados Farenheit µ = viscosidad del petróleo o gas en milipascales segundos (mPa*seg). Estas fórmulas son ecuaciones simplificadas de Darcy para el flujo radial de una sola fase:

3.07 K h (Pe - Pw)

Fluido: Q = en BOPD µ log 10 ( re / rw ) 0.000306 K h (Pe² - Pw²)

Fluido: Q = en MCF /D @14.7 psia &/60°F µ TZ log 10 ( re / rw )

Donde: K = permeabilidad en darcies h = pies Pe = Presión de la formación (PSI) Pw = Presión en el contorno de pozo (psi) µ = Viscosidad en centipoise re = radio de drenaje rw = radio del contorno del pozo Z = factor de compresibilidad Las suposiciones hechas para simplificar la ecuación de arriba fueron: Log 10 (re ,rw) = 3 i.e. re = 1000Rw entonces el 88% de la presión de burbuja usualmente ocurre en esta distancia. µ gas = 0.015 cp Pw = cero ( En términos prácticos ésta condición nunca sería alcanzada; igual en pozos completamente secos)

By: E. Cruz 149

K

Crossplots for Porosity, Lithology and SaturationSchlumberger

Permeability from Porosity and Water SaturationK-3

60

50

40

30

20

10

00 5 10 15 20 25 30 35 40

f , porosity (p.u.)

Sw

i, w

ater

sat

urat

ion

abov

e tra

nsiti

on z

one

(%)

f Swi

0.12

0.10

0.08

0.06

0.04

0.02

0.01

50002000

1000500

200100

50

20

10

5

2

1.0

0.5

0.2

0.10.01

k, permeability (md)

© Schlumberger

2.0

1.8

1.6

1.4

1.2

1.0

0.80 20 40 60 80 100

Irreducible water saturation, Swi (%)

Cor

rect

ion

fact

or, C

¢

Pc = 200

Pc = 100

Pc = 10Pc = 0

Pc = 40

Pc =h(r w – r o)

2.3

Charts K-3 and K-4 provide an estimate of permeability forsands, shaly sands or other hydrocarbon-saturated intergranularrocks at irreducible water saturation, Swi. Both charts are based on empirical observations and are similar in form to a general expression proposed by Wyllie and Rose (1950): k1/ 2= (cf /Swi) + C¢.

Chart K-3 presents the results of one study; the relationshipobserved was k1/ 2= 100 f 2.25/Swi. Chart K-4 presents the results of another study; the relationship observed was k1/ 2= 70 f e2[(1 – Swi)/Swi]. Both charts are valid only for zones at irreducible water saturation.

To use, porosity, f , and irreducible water saturation, Swi, areentered. Their intersection def nes the intrinsic (absolute) rock

By: E. Cruz 150

Crossplots for Porosity, Lithology and Saturation

permeability. A medium-gravity oil is assumed. If the saturatinghydrocarbon is other than a medium-gravity oil, a correctionfactor based upon fuid densities, r w and r h, and elevation abovethe free water level, h, should be applied to the irreducible watersaturation prior to entry into Chart K-3 or K-4. The inset fgureprovides this correction factor.

Example: f = 23%Swi = 30%Gas saturation (r h = 0.3 g/cm3, r w = 1.1 g/cm3)h (elevation above water) Å 120 ft

Therefore,

C¢correction factor = 1.08Corrected S¢wi for chart entry = 1.08 (30) = 32.4%

giving k Å 130 md (Chart K-3)or k Å 65 md (Chart K-4)

These charts can also be used to recognize zones at irre-ducible water saturation. Over intervals at irreducible watersaturation, the product of porosity and water saturation isgenerally a constant; thus, data points from levels at irreduciblewater saturation should plot in a fairly coherent pattern on orparallel to one of the f · Sw lines.

For more information see References 16, 17, 21 and 22.P

hc

w h=-

=-

=( )

.( . . )

.r r

2 3120 1 1 0 3

2 342

Permeability from Porosity and Water SaturationK-4

40

35

30

25

20

15

10

5

00 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Swi, water saturation above transition zone (%)

f, p

oros

ity (p

.u.)

f Swi

k, permeability (m

d)

5000

1000

2000

500

200

5020

10

100

5

1

0.01

0.02

0.04

0.06

0.08

0.10

0.12

0.100.01

© Schlumberger

K

By: E. Cruz 151

RESERVOIRTEMPERATURE

CRUDE OIL GRAVITY °API AT 15.5°C AND ATMOSPHERIC PRESURE

Figure 16: Viscosity of gas - free crude oil

By: E. Cruz 152

Las fórmulas en unidades inglesas se reducen a:

K h P Q oil = BOPD

1000µ 0.1 K h P²

Q gas = MCFD T (°R) CONVERSIONES Las conversiones entre los sistemas Métrico e Inglés son: Espesor (h) Presión (P) Temperatura (T) Viscosidad (µ) Permeabilidad ( K) Productividad (Q)

1ft = 0.3048 m 1m = 3.2808 ft 1 psi = 6.895 Kpa 1 Kpa = 0.14503 psi 1°R = 1.8°K °K = (273 + °C) 1 centipoise = 1 miliPascal segundo 1 Darcy = 0.9869 micrometros² 1 md = 0.0009869 µ m² 1 BOPD = 0.159 m 252³/día 1m³/día =6,289BOPD 1 MCF = 28,317 m³ 1m³ = 0,03531 MCF

By: E. Cruz 153

RESERVOIRTEMPERATURE

CRUDE OIL GRAVITY °API AT 15.5°C AND ATMOSPHERIC PRESURE

Figure 16: Viscosity of gas - free crude oil

By: E. Cruz 154

1.20 SESION DE TRABAJO

Calcule el BVW para la arenisca-arcillosa, del ejemplo ( Figuras F10 - F13) . Qué predicciones de producción se puede hacer para esta zona?:

Tipo de fluido o gas?

A.O.F. tasas de producción?