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Universidad Autónoma de Guadalajara

Campus Tabasco

FACULTAD DE INGENIERÍA PETROLERA

Semestre Enero-Junio 2014

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INTRODUCCIÓN El objetivo principal de la mayor parte de los registros de pozos que se toman

en la actualidad es, determinar si una formación contiene hidrocarburos así

como también las características litológicas de la formación que los contiene.En el pasado, con anterioridad a la invención de los registros geofísicos de

pozos, prácticamente la única manera de conocer estas dos propiedades

fundamentales de las rocas, era mediante la inspección y análisis directo de

las rocas cortadas por las barrenas y pruebas de formación; hoy en día

muchas de estas pruebas mecánicas, que llevan tal objetivo, han sido

suprimidas obteniéndose la información indirectamente a través de la

interpretación de los registros de pozos.

Los orígenes de los registros de pozos se remontan probablemente a al

segunda década de este siglo; sin embargo no fue hasta el año de 1927

cuando los hermanos Schlumberger efectuaron algunos registros de

resistividad en forma experimental con objeto de localizar formaciones

productoras de hidrocarburos. Posteriormente se descubrió la presencia de

potenciales eléctricos naturales en los pozos, que tenían relación con la

existencia de las capas permeables. La combinación de estas dos curvas, la

de resistividad y potencial, constituyo al origen de uno de los registros mas

usados. Existen una gran cantidad de tipos de registros; sin embargo podrían

clasificarse en dos grandes grupos: a) aquellos que registran propiedades que

naturalmente existen en las

rocas o debidas a fenómenos que se generanespontáneamente al perforar el pozo. Ej. Rayos Gamma y Potencial Natural. b) Aquellos que tienen como denominador común el envío de cierta señal a

través de la formación, cuyo nivel de energía propia o transformada, se mide

al haber recorrido cierta distancia, para obtener indirectamente propiedades

de las rocas. Ej. Resistividad, Densidad y Neutrones.

Los registros de pozos representan grabaciones geofísicas de diversas

propiedades de las rocas en un sondeo de pozos, y puede ser utilizado para

las interpretaciones geológicas. Se utilizan diferentes tipos de registros para el

análisis de facies (litología, porosidad, la evaluación de fluidos), y también

para hacer correlaciones.

La mayoría de estos tipos de registros pueden ser considerados

"convencionales", debido a que han sido utilizados durante décadas, pero a

medida que mejora la tecnología, los nuevos tipos de registros de pozos siguen

desarrollándose.

Los registros de pozos tienen ventajas y desventajas en relación con lo que

ofrecen los afloramientos en términos de datos de facies. Una ventaja

importante de los registros geofísicos aporta información continua de los

afloramientos, desde sucesiones relativamente gruesas, a menudo en unos

cuantos kilómetros del área de distribución. Este tipo de perfil (curvas deregistro) permite ver las tendencias en diversas escalas, desde el tamaño de




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elementos individuales dentro de un sistema de depósito, dentro de la cuenca. Por lo tanto, las investigaciones

del subsuelo de las relaciones de facies y las

correlaciones estratigráficas generalmente pueden llevarse a cabo a una

escala mucho más grande que si se estudiara solo el afloramiento. Por otro

lado estos los registros geofísicos no pueden sustituir el estudio de rocas reales,

para contar con mas detalle estos pueden ser obtenidos de los afloramientos.




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OBJETIVO

El objetivo principal del registro geofísico es determinar el tipo de roca delsubsuelo, espesor, características geohidrológicas y estimar la permeabilidadde cada uno de los estratos.




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REGISTROS GEOFÍSICOS

Los registros geofísicos nos permiten identificar las características petrofísicasde las formaciones rocosas del subsuelo, obtenidas mediante mediciones delos parámetros físicos, como por ejemplo, eléctricas, acústicas, radiactivas, etc.La importancia de conocer estos parámetros físicos es la de determinar,porosidad, permeabilidad, saturación de agua, resistividad, entre otros, con elobjetivo de evaluar y definir los intervalos atractivos de contener hidrocarburos.Los registros se pueden tomar tanto en agujeros descubiertos o entubados,dentro de la formación podemos encontrar tres zonas, de invasión, detransición y de saturación. Los Registros Eléctricos se clasifican en Radioactivosy Acústicos; los cuales tienen dos aplicaciones primordiales:

1. Efectuar o elaborar correlaciones y estudios estratigráficos.2. Evaluar la litología y los fluidos de la formación.

Los parámetros físicos principales que se necesitan para evaluar un yacimientoson:

porosidad, saturación de agua, permeabilidad, espesor de capa permeable yfracturamiento.

Porosidad: Dentro de las propiedades almacenadoras de fluidos de las rocas,esta propiedad es de suma importancia. Se clasifica en porosidad primaria yporosidad secundaria.

a) Porosidad Primaria.- Es la que se conserva en las rocas desde el momento

de su depositacio !n, refiriéndose a los espacios vacíos entre los fragmentos opartículas después de su acumulación como sedimento, siendo estopredeposicional y deposicional y solo es alterada por la compactación y elenterramiento de los sedimentos.

Los tipos más conocidos de porosidad primaria son: Intergranular (entre

granos), interfosilar (entre fósiles), fenestral (ojo de pájaro), en barrenos(bio !gena), geopetal, cobijada, intraarmazo !n (por crecimiento de trama,arrecifal).

b) Porosidad Secundaria.- Es la que se forma en las rocas después de sudeposito y compactación como resultado de agentes geológicos tales comolixiviación, fracturamiento y fisuramiento de la roca durante el proceso deformación, siendo eogene !tica, mesogene !tica o telogene !tica(postdeposicional). Debido a su composición química y fragilidad, loscarbonatos son ejemplos excelentes. La porosidad en las rocas calcáreas esinferior de las areniscas; la dolomita normalmente presenta porosidad elevada

debido a la disminución en el volumen de roca por la transformación decalcita en dolomita. Las causas por la que se forma este tipo de porosidad




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puede ser por disolución de fragmentos aragoni !ticos, por dolomitizacio !n, por

recristalizacio !n, por fracturación tectonica y no tectonica, etc.

Los tipos de porosidad secundaria más conocidos son: Intercristalina (debida al

proceso de dolomitizacio !n); intragranular; mo !ldica; intrafosilar; fracturas(originada por eventos geológicos); cavernas y microcavernas (cavidades dedisolución y cavidades de origen desconocido debido a procesos fi !sico-qui !micos y que comprenden canales y huecos).

La porosidad total se refiere al volumen total de huecos, y la porosidad útil oefectiva indica el volumen de huecos unidos entre si !. La porosidad de losyacimientos explotados varia de 5 a 40%, siendo la más común lacomprendida entre el 10 y 20%.

En la producción de hidrocarburos tanto en rocas clásticas como carbonatos,proviene de la porosidad primaria, sin embargo, frecuentemente laproducción en carbonatos es consecuencia de porosidad secundaria.

Permeabilidad es la capacidad que tiene una roca de permitir la circulaciónde fluidos atreves de ella y se representa por“K” en milésimos de Darcy que es

una unidad de volumen de fluido con viscosidad de 1 psi( cuando un

centímetro cubico de fluido de viscosidad pasa en un segundo a traves de

una sección de 1 cm2 y 1 cm de longitud de muestra de una roca). Para finesprácticos se utiliza el milidarcy igual 1/1000 Darcy, midiendo con estos 2 tipos

de permeabilidad.

a) Permeabilidad horizontal o lateral que es cuando hay flujo de fluidosparalelamente a la estratificación.

b) Permeabilidad vertical o transversal cuando existe flujo perpendicular a laestratificación.

La permeabilidad depende totalmente del tamaño absoluto de los granos, porejemplo en sedimentos de granos grandes con grandes espacios porosos

tienen alta permeabilidad, y en rocas de granos pequeños con pequeños

espacios porosos y caminos de flujos irregulares, tienen baja permeabilidad .cuando una formación no permite el paso de los fluidos se trata de una roca

impermeable como por ejemplo las lutitas.

Saturación de Agua: Se define en un medio poroso como la fracción oporcentaje de volumen ocupado por un fluido particular a las condiciones deyacimiento medido a la presión y temperatura a que se encuentre en los poros

con el volumen total de poros. En un yacimiento se pueden encontrarsimultáneamente agua, gas y petróleo, que debido a los efectos de gravedad




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y a la densidad de los fluidos se separan dentro del yacimiento. La parte defluidos que no puede extraerse recibe el nombre de saturación de aguaresidual o irreductible. Para determinar la saturación de una formación esnecesario calcular el valor de la resistividad del agua de formación (Rw)utilizando la salinidad del agua del mismo pozo o de pozos circundantes,además de la temperatura de formación. El valor Rw que se obtiene, es unparámetro que se utiliza en las formulas de Archie o Humble para el calculo desaturaciones:

El uso de estas formulas depende del tipo de formación que se este ! evaluando, pudiendo ser en carbonatos, dolomías, areniscas o en arenaslimpias o arcillosas.

Núcleos.- Son muestras cilíndricas representativas del fondo o pared perforadade un pozo. Su objetivo es el efectuar estudios paleontológicos, estratigráficos,petrográficos, geoquímicos, saturación de fluidos, porosidad y permeabilidad.

Los núcleos son cortados con una herramienta especial llamado barril

muestreo, conectado a una corona de diamantes en la parte inferior de lasarta de perforación en lugar de la barrena. El barril se divide en barril exteriore interior en donde se aloja el núcleo de roca cortado

Los núcleos sirven para:

Esto estudios los hace compañías especializadas

1. a) Delimitar la petrofísica de formaciones.2. b) Obtener datos paleontológicos.3. c) Correlacionar edades y medios sedimentarios.

4.

d) Obtener datos estratigráficos.5. e) Evaluar el contenido de fluidos de una formación.

Las características que se deben de realizar en una descripción de núcleo son:

1. Alinear, orientar, marcar y depositar los fragmentos de núcleorecuperados y cortados en tramos de un metro a partir de la parteinferior (zapata), recuperándolos en sus propias fundas de aluminio o encajas de plástico.

2. Obtener el porcentaje de recuperación total del núcleo cortado. (de acuerdo a la recuperación del núcleo y se determina el %), ejemplo si se

recuperan los 9m que se cortan es el 100%




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3. Empaquetar y enviar al laboratorio de micropaleontología paraefectuar estudios de petrofísica, geoquímica y otros análisis especiales.

4. Hacer una descripción litológica generalizada de las partes inferior,media y superior del núcleo; buscando porosidad, impregnación dehidrocarburos, macro fauna y otras características.

5. Efectuar análisis de gas (en los cortes de núcleo), salinidad (en el aguautilizada), solubilidad (cuando es roca carbonatada) y fluorescencia.

6. Muestrear y hacer laminas delgadas a los cortes del núcleo para buscarcontenido faunístico, mineralógico, procesos diageneticas y otrascaracterísticas a encontrar.

7. Determinar el tipo de roca y su ambiente de deposito.

Al recuperar el núcleo, primeramente antes de cortar el barril muestreo interior(funda de aluminio) en tramos de un metro, el núcleo se deberá ! orientar,medir y marcar longitudinalmente con dos líneas paralelas pintadas conaerosol a lo largo del mismo. Una línea de color negro hacia la izquierda y otralínea de color rojo hacia la derecha, en referencia a la posición vertical delnúcleo con su base hacia abajo (parte inferior del núcleo) que corresponde alultimo metro perforado (zapata), para empezar desde este punto lamarcación. Después de esto, y de haber cortado el núcleo en tramos de unmetro, se escribirá ! en cada sección el nombre del pozo, numero de núcleo,numero de tramo, intervalo nucleado en metros y marcar la parte inferior y laparte superior en cada extremo de cada sección de núcleo.

Las siguientes figuras muestran la forma y orientación de los núcleos.




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A continuación se hace un breve comentario de los siguientes parámetros queintervienen en la descripción de un núcleo.

Porosidad.- es el porcentaje o la fracción del volumen total ocupado por poroso espacios vacíos en una roca; es una propiedad importante de la rocaalmacenadora, la porosidad puede ser primaria y secundaria.

Porosidad primaria.- (original), es aquella que se desarrolla durante el procesode deposito (singenetica) de los sedimentos.

Principales tipos de porosidad primaria:

• Intergranular• Intrafosilar• Fenestral• Intragranular

Porosidad secundaria.- es aquella que se desarrolla posteriormente al procesode deposito (postgenetica) de los sedimentos.

Principales tipos de porosidad secundaria:

a)intercristalinab)fracturasc) cavidades de disolución

Permeabilidad: es la capacidad que tiene la roca de permitir el paso de losfluidos, a traves de ella; la permeabilidad se mide en milidarcy, se representapor (k). Los buenos yacimientos presentan una permeabilidad de 150 milidarcy,en rocas carbonatadas en el área marina, el rango de producción dehidrocarburos es de 50 a 500 milidarcy.

impregnación: es la cantidad de aceite que presenta la roca en sus poros o

fracturas, (núcleos o muestras de canal), en los núcleos se observa a simplevista, por exudación de aceite en las fracturas, en forma de burbujas en losporos y en otras ocasiones para poder observarla tiene que ser con la ayudadel microscopio, cuando el aceite es muy ligero es difícil de observar laimpregnación en algunas ocasiones se logra ver en parte del fragmento delnúcleo zonas ligeramente cerosas y esto tiene que ser con el auxilio delmicroscopio), sin embargo cuando el aceite es pesado o semipesado noexiste ningún problema en reconocerla porque presenta colores oscurosbrillantes e iridiscentes.




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fluorescencia.- es el color de espectro que presenta el hidrocarburo en losrecortes de la roca, se observa con el fluoroscopio; se seleccionan losfragmentos con impregnación de aceite de la formación que se esta ! perforando, se colocan en un fondo Petri limpio de cualquier contaminante delo contrario la fluorescencia reportada no es la real de la roca, se adicionanunas gotas de tetracloruro de carbono (no es el más recomendable porque esaltamente venenoso, sin embargo es el mejor) o de acetona con un gotero, selleva al fluoroscopio y se observa el color de espectro, se compara el Colorobtenido con una tabla de comparación ya establecida, los hidrocarburosligeros dan fluorescencia de color claro y los hidrocarburos pesados danfluorescencia color oscuro el valor es porcentual.

Fauna.- es el conjunto de fósiles microscópicos y megascopicos que presentauna roca, son de dos tipos:

a) planctónicos (dan cronología)b) bentónicos (dan medios ambientes)

Estratificación.- son las características depositacionales en forma de estratos(se observa en núcleos y muestras de mano) que presentan las rocassedimentarias y debe de ser medible, es decir, mayor de 1 cm. de espesor, y seclasifican en:

1. - estratificación delgada (1 a 30 cm.)2. - estratificación media (30 a 80 cm.)3. - estratificación gruesa (80 cm a 1.6 m)

4. - estratificación masiva (mayor de 1.6 m)




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asi también se tiene:

• estratificación graduada• estratificación cruzada• estratificación paralela

Fluorescencia: son las ondas emitidas por una sustancia o un cuerpo, que sepueden observar en un aparato llamado fluoroscopio que contiene en suinterior unas lámparas ultravioleta, en el cual se determina mediante lalongitud de dichas ondas (el color), el espectro óptico de los hidrocarburos deacuerdo con el color del corte e intensidad del mismo; asi ! como unacuantificación inicial del porcentaje de hidrocarburos en relación a la muestra.Se ha comprobado que solo las ondas de luz menor de 3,650 unidadesAngstrom, producen fluorescencia de aceite crudo; siendo este, un métodoque se utiliza para detectar aceite crudo en las muestras tanto de núcleocomo de canal.

El color de la fluorescencia nos indica la gravedad especifica del aceite; quea medida que el aceite sea de mayor gravedad, la longitud de ondasreflejadas será ! también mayor. Esto es, mientras más claro es el color, másligero es el aceite.

Existen tres tipos de fluorescencia:

1. Fluorescencia mineral (caliza, calcita, cuarzo, pirita, restos de moluscos,etc.)

2. Fluorescencia por contaminación (grasa de tubería, aceite demaquinas, detergentes de lodo, diesel, etc.)

3. Fluorescencia de formación (hidrocarburos del pozo).

TIPOS DE REGISTROS.

Para determinar algunas características de las formaciones del subsuelo esnecesario llevar a cabo la toma de registros. Para esto se utiliza una unidadmóvil (o estacionaria en pozos costa fuera) que contiene un sistemacomputarizado para la obtención y procesamiento de datos. También cuentacon el envío de potencia y señales de comando (instrucciones) a un equipoque se baja al fondo del pozo por medio de un cable electromecánico. Elregistro se obtiene al hacer pasar los sensores de la sonda en- frente de laformación, moviendo la herramienta lentamente con el cable.




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Dentro de los objetivos del registro geofísico podemos mencionar:

•

Determinación de las características de la formación: porosidad,saturación de agua/hidrocarburos, densidad.

• Delimitación (cambios) de litología• Desviación y rumbo del agujero Medición del diámetro de agujero• Dirección del echado de formación• Evaluación de la cementación• Condiciones mecánicas de la TR

Registros en agujero abierto

• Inducción•

Doble Laterolog• Neutrón compensado• Densidad compensada• Sónico digital• Imágenes de pozo

Registros en agujero entubado

• Evaluación de la cementación• Pruebas de formación• Desgaste de tubería




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TIPOS DE HERRAMIENTAS El equipo de fondo consta básicamente de la sonda. Este es el elemento quecontiene los sensores y el cartucho electrónico, el cual acondiciona lainformación de los sensores para enviar a la superficie, por medio del cable.Además, recibe e interpreta las órdenes de la computadora en superficie. Lassondas se clasifican en función de su fuente de medida en:

• Resistivas (Fuente: corriente eléctrica)• Porosidad (Fuente: cápsulas radiactivas).• Sónicas (Fuente: emisor de sonido).

Registros resistivos

La cantidad de aceite o gas contenido en una unidad de volumen delyacimiento, es el producto de su porosidad por la saturación de hidrocarburos.

Los parámetros físicos principales para evaluar un yacimiento son porosidad,saturación de hidrocarburos, espesor de la capa permeable y permeabilidad.

Para deducir la resistividad de formación en la zona no invadida, las medidasde resistividad se usan, solas o en combinación. Es decir, atrás de la zonacontaminada por los fluidos de control del pozo. También se usan paradeterminar la resistividad cercana al agujero. Ahí, en gran parte, el filtrado dellodo ha reemplazado los fluidos originales.




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Las medidas de resistividad junto con la porosidad y resistividad del agua deformación, se usan para obtener la saturación de agua. La saturaciónobtenida de las resistividades somera y profunda se comparan para evaluar laproductividad de la formación.

La resistividad de una formación pura saturada con agua, es proporcional a laresistividad del agua con la que se encuentra saturada.

Doble inducción fasorial

La herramienta doble inducción fasorial realiza medidas de resistividad a tresdiferentes profundidades de investigación. De esta manera, proporciona

información para determinar las resistividades de la zona virgen, la zonabarrida y la zona de transición (en su caso). Con esta información se puedenobtener datos de saturación y movilidad de fluidos (complementada coninformación de otras herramientas).

El sistema fasorial permite obtener datos más exactos para diferentes valoresde resistividad. La herramienta cuenta con un sistema de auto calibración quemejora la precisión de la respuesta y reduce el efecto de las condicionesambientales. Además, el sistema de transmisión de datos en forma digital delfon- do a la superficie permite una mayor capacidad de señales libres deruidos. La figura 6 muestra un ejemplo del registro.

Las principales aplicaciones de esta herramienta son:

1. Interpretación de formaciones con diámetros grandes de invasión

2. Formaciones con contraste medio-alto de resistividades

3. Gráficos de invasión

4. Pozos con lodos no conductivos

Doble Laterolog telemétrico

La herramienta Doble Laterolog proporciona dos mediciones con la mayorprofundidad de investigación, de tres mediciones necesarias que se requierenpara tratar de determinar la resistividad de la zona invadida(Rxo=)y de la zonavirgen(Rt),a éstas se les conocen como Lateral Somera (Lls ) y Lateral Profunda(Lld).

La tercera medición requerida se puede obtener de correr la herramienta deEnfoque Esférico o Micro esférico (MSFL) en forma independiente o combinada

En la herramienta DLL se permite que varíe tanto el voltaje emitido como la

corriente (pero manteniendo el producto potencial constante), con lo cualbrin- da un rango de mediciones. La figura 7 muestra un ejemplo del registro.




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Aplicaciones principales

• Resistividad en la zona virgen y zona lavada• Perfiles de invasión• Correlación• Detección de vista rápida de hidrocarburos• Control de profundidad• Indicador de hidrocarburos móviles

Microesférico enfocado

Esta herramienta surge de la necesidad de conocer Rxo para realizar

correcciones a las lecturas de otras herramientas y tener un valor adecuadode Rt.

Durante el desarrollo de las herramientas de registros se han pasado por variasetapas hasta llegar al SRT ( Spherically Focused Resistivity Tool). Previos a estageneración podemos citar microlog, microlate- rolog y proximidad.

La herramienta actual se conoce genéricamente como registro Microesférico(Micro Spherical Focused Log). Se basa en el principio de enfoque esféricousado en los equipos de inducción pero con un espaciamiento de electrodosmucho menor. En este caso los electrodos se ubican en un patín de hule que

se apoya directamente sobre la pared del pozo. El arreglo Microesféricoreduce el efecto adverso del enjarre del fluido del pozo. De esta manera semantiene una adecuada profundidad de investigación. La figura 8 muestra unejemplo del registro.




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Principales aplicaciones

• Resistividad de la zona lavada• Localización de poros y zonas permeables• Indicador de hidrocarburo móvil• Calibrador

Registros nucleares

La determinación de la porosidad de la formación se puede hacer de maneraindirecta a través de las medidas obtenidas de herramientas nucleares oacústicas.

Las herramientas nucleares utilizan fuentes radiactivas. Mediante la mediciónde la forma de interactuar, con la formación de las partículas irradiadas por lafuente, se pueden determinar algunas características.

Se tienen tres tipos de herramientas nucleares:

Radiación natural Rayos Gamma, espectroscopía

Neutrones Neutrón compensado

Rayos gamma Litodensidad compensada

Las herramientas para medir la radiación natural no requieren de fuentesradiactivas y la información que proporcionan es útil para determinar laarcillosidad y contenido de minerales radiactivos de la roca.

Las herramientas de neutrón compensado y litodensidad requieren de fuentesradiactivas emisoras de neutrones rápidos y rayos Gamma de alta energía,respectivamente.

Dada la forma diferente en que las partículas interaccionan con la materia,resulta útil la comparación directa de las respuestas obtenidas para ladetección de zonas con gas, arcillosas, etc. De manera general tenemos:




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En donde

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Neutrón compensado

La herramienta de neutrón compensado utiliza una fuente radiactiva (emisorde neutrones rápidos) y dos detectores. Su medición se basa en la relación deconteos de estos dos detectores. Esta relación refleja la forma en la cual ladensidad de neutrones de- crece con respecto a la distancia de la fuente yesto depende del fluido (índice de hidrógeno) contenido en los poros de laroca y por lo tanto, de la porosidad. La figura 9 muestra un ejemplo delregistro.




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La herramienta es útil como indicador de gas. Esto es porque mide el índice dehidrógeno y el gas contiene un bajo índice, entonces la porosidad aparen- temedida será baja. Al comparar esta porosidad aparente con la determinadapor otras herramientas tales como el litodensidad o el sónico, es posible de-terminar la posible presencia de gas.

Las principales aplicaciones de la herramienta son:

• Determinación de la porosidad• Identificación de la litología• Análisis del contenido de arcilla• Detección de gas

Litodensidad compensada

El equipo de litodensidad es una herramienta que utiliza una fuente radiactivaemisora de rayos gamma de alta energía y se usa para obtener la densidadde la formación e inferir con base en esto la porosidad; así como efectuar unaidentificación de la litología.

Para obtener la densidad, se mide el conteo de rayos gamma que llegan a los

detectores después de interactuar con el material. Ya que el conteo obtenidoes función del número de electrones por cm3 y éste se relaciona con ladensidad real del material, lo que hace posible la determinación de ladensidad. La identificación de la litología se hace por medio de la medicióndel "índice de absorción foto- eléctrica". Éste representa una cuantificación dela capacidad del material de la formación para absorber radiaciónelectromagnética mediante el mecanismo de absorción fotoeléctrica. Lafigura 10 muestra un ejemplo del registro.




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Las principales aplicaciones de la herramienta son

• Análisis de porosidad• Determinación de litología• Calibrador• Identificación de presiones anormales

Registros acústicos

El equipo sónico utiliza una señal con una frecuencia audible para el oído

humano. El sonido es una forma de energía radiante de naturaleza puramentemecánica. Es una fuerza que se transmite desde la fuente de sonido como unmovimiento molecular del medio. Este movimiento es vibratorio debido a quelas molé- culas conservan una posición promedio. Cada molécula transfiere suenergía (empuja) a la siguiente molécula antes de regresar a su posiciónoriginal. Cuan- do una molécula transfiere su energía a otra, la distancia entreellas es mínima, mientras que entre la primera y la anterior a ella, la distancia esmayor que la normal. Las áreas de distancia mínima entre moléculas se llaman"áreas de compresión" y las de mayor distancia se llaman "áreas derarefacción". Un impulso de sonido aparecerá como un área de compresiónse- guida por un área de rarefacción.

En el equipo sónico los impulsos son repetitivos y el sonido aparecerá comoáreas alternadas de compresiones y rarefacciones llamadas ondas. Ésta es laforma en que la energía acústica se transmite en el medio. La figura 13muestra las diferentes ondas y trayectorias.




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sónico digital

La energía sónica emitida desde el transmisor impacta la pared del pozo. Estoorigina una serie de ondas en la formación y en su superficie. El análisis del trende ondas complejo, proporciona la información concerniente a la disipaciónde la energía de sonido en el medio.

La herramienta Sónico Digital permite la digitación del tren de ondas completoen el fondo, de tal manera que se elimina la distorsión del cable. La mayorcapacidad de obtención y procesamiento de datos permite el análisis detodos los componentes de la onda de sonido (ondas compresionales,transversales y Stoneley). La figura 14 muestra un ejemplo del registro.

Las aplicaciones principales de la herramienta son:

1. Correlación de datos sísmicos2. Sismogramas sintéticos3. Determinación de porosidad primaria y secundaria4. Detección de gas5. Detección de fracturas6. Características mecánicas de la roca7. Estabilidad del agujero8. Registro sónico de cemento




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Geometría del pozo

La herramienta geometría de pozo cuenta con cuatro brazos. Éstos midensimultáneamente dos calibres de pozo independientes. También se miden elazimuth de la herramienta, la desviación del pozo y el rumbo relativo. La figura16 muestra un ejemplo del registro.

En la computadora en superficie, es posible obtener la integración delvolumen del pozo y el volumen necesario de cemento para cementar lapróxima TR.

selección de los registros apropiados

La selección de las combinaciones de registros de- penderá de una variedadde factores, que incluyen el sistema de lodo, tipo de formación, conocimientopre- vio del yacimiento, tamaño de agujero y desviación, tiempo y costo delequipo de perforación, disponibilidad de equipo, y el tipo de informacióndeseada. Los tipos de registros corridos también son dependientes del tipo depozo. Los pozos típicamente exploratorios requieren un programa comprensivode registros, en cambio los pozos de relleno y desarrollo pueden requerirsolamente servicios básicos.

Algunos registros adicionales pueden solicitarse donde los geólogos, ingenierosde yacimientos, ingenieros de terminación y geofísicos desean informaciónadicional para la evaluación y terminación del pozo. El uso de computadorasen la evaluación de las formaciones y la habilidad de registrar datos en unavariedad de formatos (por ejemplo: LIS, LAS, ASCII) ha propiciado unincremento sustancial en la utilización de datos almacenados compatibles conlos programas de registros.

Pozos exploratorios

Con los pozos exploratorios, se tiene muy poca información del yacimiento. Esasituación demanda típicamente un programa bien estructurado de registrospara ganar información acerca de la estructura subsuperficial, la porosidad




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del yacimiento, y la saturación de fluidos. En muchos casos un registro sónicopodría ser necesario para correlacionar con secciones sísmicas. Pruebas deformación y núcleos de pared podrían también necesitarse para tener unmejor entendimiento del interior de la formación. Toda esa información no essólo útil para simplificar la aproximación a una exploración más profunda, sinotambién para desarrollar los programas de perforación y registros de pozos dedesarrollo.

Pozos de Desarrollo

Los pozos de desarrollo son los que se perforan después de que el pozoexploratorio resultó productor; su propósito es desarrollar un campo in-

mediatamente después que ha sido descubierto, así como identificar los límitesdel campo. La mayoría de los pozos perforados pueden clasificarse como dedesarrollo. Aunque la adquisición de datos que pertenecen a lascaracterísticas de la formación es aún una prioridad, los conjuntos de registrospara pozos de desarrollo son más limitados que los de pozos exploratorios. Lainformación que se obtiene puede correlacionarse con los datos adquiridos enlos pozos exploratorios aso- ciados. De esta forma se obtiene una mejorimagen del campo en su conjunto.

Control de calidad de los registros

La calidad de los datos registrados debe ser de la máxima preocupación,tanto para el ingeniero del campo como para el cliente. Decisiones muy carasacerca del futuro de un pozo se basan en datos de registros. Los datos exactosson vitales para el proceso de toma de decisiones y futuro éxito / fallo de unpozo. El primer paso en cualquier análisis de un problema debe ser definir losregistros, buscando anomalías o cualquier respuesta extraña en la respuestade los registros. Todas las compañías de registros y muchos clientes handesarrollado programas de control de calidad detallado de registros en su sitio.Hay cuatro principales áreas de preocupación que deben considerarse paraasegurar la calidad de los registros.

Control de profundidad

El control de profundidad es sólo uno de los muchos componentes vitales de lacalidad de los datos. Sin embargo, también es uno de los más difíciles dealcanzar. En situaciones exploratorias, alguna seguridad puede obtenerse apartir de comparaciones entre la profundidad de los registros, la profundidaddel perforador y la profundidad de la TR y al conocimiento general de lasestructuras geológicas regionales. Se debe tener en mente, que no existemedio alguno que vierta referencias exactas. En situaciones de desarrollo yrelleno hay suficiente control para asegurar la corrección de la profundidaden los datos para un pozo particular. Debe hacerse un esfuerzo para asegurar

que el control de la profundidad sea práctica en cada pozo.




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Calidad técnica general

Más allá del control humano muchas condiciones pueden afectar de maneraadversa el control de calidad técnico de los datos de registro. La más obviade ellas es el mal funcionamiento del equipo. La mejor manera de minimizar elmal funcionamiento del equipo y la posibilidad de una pobre calidad de losregistros son los programas de mantenimiento preventivo. Otras posiblescausas de pobreza de información incluyen: agujeros muy rugosos, atoronesde herramienta, rotación de herramientas, velocidad excesiva de registro,desviación de los pozos, pobre centralización o excentralización y erro- res delingeniero. Cada una de esas posibilidades debe mantenerse en mentecuando se evalúa la calidad de los datos de registro. En algunos casos, debe

hacerse una segunda corrida, tal vez con un tren de herramientas diferente.

Lectura de los registros geofísicos

Sin menospreciar el contenido de todos los componentes que constituyen laimpresión de un registro geofísico de pozo, en esta sección se van a enunciaraquéllas que permiten analizar o diagnosticar las características básicasacerca del contenido de roca y fluidos de un pozo registrado.

Centraremos nuestra atención en:

Encabezado de escalas Cuerpo de carriles conteniendo curvas

Es conveniente enfatizar que con los sistemas disponibles para la adquisiciónde datos, las curvas nos son entregadas en el escritorio con las correccionesambientales aplicadas automáticamente.

1) Encabezado de escalas a) Esta sección del registro presenta las escalas conla indicación de los límites máximos y mínimos de la curva en cuestión, asícomo el tipo y color de la curva a la que es referido.

b) En esta misma sección se presentan, algunas áreas coloreadas, quepueden indicar características de condiciones de agujero o representacionesobjetivas de alguna zona importante desde un punto de vista objetivo,cualitativo y cuantitativo.

2) Cuerpo de carriles conteniendo las curvas

a) En esta sección se presentan, como una convención, 3 carriles principales,conteniendo cada uno de ellos una o más curvas de registro b) Entre loscarriles 1 y 2 se presenta, de una manera estándar, un carril de profundidad, alcual se le agrega con cierta frecuencia la curva de tensión sobre el cable,

registrada durante la operación de registro.




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Respuesta típica del registro GR

La deflexión del registro de GR es función no sólo de la radioactividad ydensidad de las formaciones, sino también de las condiciones del agujero

(diámetro, peso del lodo, tamaño y posición de la herramienta), ya que elmaterial interpuesto entre el contador de los rayos gamma (compuesto de un




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cristal cintilador y un tubo photomultiplicador) y la formación absorbe los rayosgamma, infiriendo en la medición de los mismos

Identificación de litologías

La superposición de los registros Neutrón -Densidad, con el Sónico comocomplemento, es generalmente la combinación más usada para determinarlitologías.

En ocasiones las herramientas de registros responden de manera diferente alas diversas litologías y contenido de fluido en los poros de la roca. Esto puedeusarse para identificar las formaciones. Resume de manera gráfica el

comportamiento de las mediciones en lutitas, arena y carbonatos, con las tresherramientas de Porosidad, Neutrón Compensado, Litodensidad y Sónico.

En una lutitas no compactada, la porosidad del sónico dará una lectura muyalta. Esto se debe a que el tiempo de tránsito de la onda sónica es alto,mientras que el Neutrón, que mide el contenido de hidrógeno, no estáafectado, por lo que lee prácticamente la porosidad real. La porosidad delDensidad es casi cero, suponiendo una densidad de 2.65 gr/cc de la lutitas.

En una arena no compactada con gas, la porosidad Sónica sigue siendo altadebido a la no compactación, pero la porosidad del Neutrón es baja debido

a que el gas tiene un bajo contenido de hidrógeno, mientras que la porosidaddel Densidad es alta debido a que la densidad del fluido contenido en losporos es baja (el algoritmo para cálculo de la porosidad considera la densidaddel fluido = 1.0). La porosidad verdadera está entre la porosidad neutrónica yla de densidad.

En una arena no compactada con aceite o agua, la porosidad Sónica siguesiendo alta debido a la no compactación, mientras que la porosidad delneutrón y del densidad miden casi igual a la porosidad verdadera.

En una arena arcillosa con gas, la porosidad del Sónico es alta debido al

efecto del gas y la arcilla, mientras que la porosidad del Neutrón tiende a seralta debido a la arcilla, pero baja debido al gas. Lo contrario sucede con laporosidad del Densidad. El gas tiende a dar lecturas más altas de porosidad,mientras que la arcilla tiende a bajarlas. El efecto es que la porosidadNeutrónica medirá menos y la porosidad del Densidad más con respecto a laporosidad verdadera.

En una arena arcillosa con aceite o agua, el efecto de la arcilla es porosidaddel Sónico alta, porosidad Neutrónica alta y porosidad Densidad baja

Si la arena es limpia y contiene gas, las porosidades Sónica y de Densidadtienden a ser altas mientras que la porosidad Neutrónica tiende a ser baja porel efecto del gas.




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En una arena limpia con aceite o agua, las tres lecturas de porosidadtenderán a ser iguales a la porosidad verdadera de la roca

En un carbonato limpio, se puede observar la misma tendencia en la respuestade la herramienta que en una arena limpia. Si se tiene presencia de gas, ésteafectará principalmente la respuesta de la porosidad del Neutrón dandolecturas bajas, mientras que el Sónico y Densidad tienden a dar lecturas altas.Si el fluido contenido en los poros es aceite o agua, las tres porosidades midenigual.

Los registros geofísicos fueron introducidos en la industria petrolera hace másde medio siglo y desde entonces muchos dispositivos de registros han sido

desarrollados y puestos en actividad. Así como la especialidad de registrosgeofísicos avanzó, el arte de interpretar sus datos también lo hizo. En laactualidad el análisis detallado de los registros de pozos, proporcionan unmétodo para derivar o inferir valores exactos de la saturación del agua ohidrocarburos, la porosidad, el índice de permeabilidad, la litología delyacimiento, etc. Sin embargo, en forma general podemos decir que losregistros geofísicos se aplican en perforación y terminación de pozos,producción y en la evaluación del yacimiento.

Después de la perforación, con los registros geofísicos (resistividad, sónico,densidad, radioactivos) se pueden detectar y evaluar presiones de formación

altas, así como evaluar gradientes de fractura de la formación. En un registrode conductividad y sónico, al detectar presiones anormales, la conductividadeléctrica se incrementa y el tiempo de viaje de la onda sonora en seg/m oseg/pie también se incrementa. En el caso de un registro de densidad, éstemostrará una disminución en densidad dentro de una región de presiónanormal.

CNL = Registro neutrónico compensado.BHC = Registro sónico compensadoCBL = Registro de cementación

CCL = Registro localizador de coples.CDR = Registro direccional continuo.DIL = Registro doble inducciónDLL = Registro doble Laterolog.FDC = Registro de densidad de formación.FIL = Registro de identificación de fracturas.VDL = Registro de densidad variable.CBT = Registro sónico de cementaciónCET = Registro sónico de evaluación del cemento.BHC = Registro sónico de porosidad compensado.LDT = Registro litodensidad compensada.

NGT = Registro espectroscopía de rayos gamma naturales.GRN = Registro rayos gamma naturales-neutrón.




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VSP = Perfil de velocidades sísmicas.CNL = Registro neutrón compensado.SHDT= Herramienta de echado estratigráfico.SFL = Registro de enfoque esférico.SIT = Herramienta de punto libre.GR = Registro de rayos gamma.




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CONCLUSION

Durante la perforación de pozos petroleros de todo el mundo, es convenienteprevenir y evaluar los problemas que causan el “descontrol” de un pozo,debido a las presiones de los fluidos que contienen las formacionesatravesadas y contar con la seguridad de conservar un yacimientopotencialmente productor de hidrocarburos por falta de información. Por talmotivo se hace indispensable instalar equipos capaces de lograr estosobjetivos. En un principio estos instrumentos de medición fueron creados paracontrol de pozos exploratorios, donde no se conoce la problemática quepudiera encontrarse, extendiéndose mas tarde a pozos de desarrollo paramejor control del pozo.

Con un equipo de registro de hidrocarburos en un pozo se tiene la posibilidadde perforar con seguridad y economía, por detectar a tiempo los fluidos deformación que pudieran causar problemas; además de recopilar informaciónpara ser utilizada en un futuro próximo en pozos cercanos con correlaciónestratigráfica.

Por ultimo, es importante señalar que cada uno de los parámetros queintervienen en el proceso de perforación son monitoreados en tiempo realpara poder elaborarse en grafica que proporcionen la información requeridapara el conocimiento de las propiedades fi !sico-qui !micos de las rocas

atravesadas, asi ! como de los fluidos de las formaciones.

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