c) registros elÉctricos grupo#9.pptx
TRANSCRIPT
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL
ESCUELA DE INGENIERÍA EN PETRÓLEOS
GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
REGISTROS ELÉCTRICOS
CORTEZ ALEX
QUISHPE CARLOS
VACA JONATHAN
REGISTROS ELÉCTRICOS
Registros eléctricos a hueco abierto
MEDIDA DE PROFUNDIDAD (MD) : EN ft A LO LARGO DEL HOYO BAJO MESA ROTARIA PRECISIÓN +- 0,1 % o POZOS VERTICALES .- MD=TVDo POZOS DIRECCIONALES.-
REGISTRO DE DESVIACIÓN (SURVEYS)
TIPOS DE REGISTROS BÁSICOS A HUECO ABIERTO
1. ESPESOR DE RESERVORIO
• GR (Gamma Ray), SP (Spontaneus Potential) .- RESERVORIO – NO RESERVORIO
2. POROSIDAD
• DENSITY, NEUTRÓN, SÓNICO .
3. RESISTIVIDAD
• LATEROLOG, INDUCTION, MICRORESISTIVITY.-CON LOS REGISTROS DE POROSIDAD
SE CALCULAN SATURACIONES DE HC.
SP (POTENCIAL ESPONTÁNEO)
QUE ES ?:
• Una medida de la diferencia del potencial eléctrico entre un electrodo móvil dentro del hueco y un electrodo fijo en superficie.
OBJETIVOS:
• Detectar capas permeables (CUALITATIVAMENTE)
• Determina Rw
• Estima nivel de Lodolitas en la Fm Reservorio
SP (POTENCIAL ESPONTÁNEO)
- CUANDO EL LODO ROMPE EL EQUILIBRIO DE LA FORMACIÓN
- SP, CORRIENTE INDUCIDA POR LA SALINIDAD DEL LODO DIFERENTE A LA
DEL AGUA DE Fm- SOLO OPEN HOLE Y LODOS BASE
AGUA
SP (POTENCIAL ESPONTÁNEO)
• LA CORRIENTE SE GENRA EN LA INTERFASE
(CAPA PERMEABLE / IMPERMEABLE)
( ZONA VIRGEN/ZONA INVADIDA)
• DENTRO DE LA CAPA IMPERMEABLE NO SE GENERA NINGUNA CORRIENTE
SP = LINEA RECTA
• EN Fms PERMEABLES SP = DEFLEXIONES
• EN CAPAS LIMPIAS LA DEFLEXION SE VUELVE CONSTANTE
ARENAS LIMPIAS
SP (POTENCIAL ESPONTÁNEO)• DEFLEXIÓN NEGATIVA (IZQUIERDA)
• DEFLEXIÓN POSITIVA (DERECHA)
• DEPENDE DE LA RESISTIVIDAD RELATIVA DEL AGUA DE FORMACION Y DEL FILTRADO DEL LODO
1. Rmf > Rw GRAN AMPLITUD NEGATIVA
2. Rmf >> Rw AMPLITUD NEGATIVA NO TAN GRANDE
3. Rmf = Rw NO HAY DEFLEXIÓN DEL SP
4. Rmf < Rw AMPLITUD POSITIVA NO TAN GRANDE
5. Rmf << Rw GRAN AMPLITUD POSITIVA
RESISTIVIDAD
HERRAMIENTAS:
• Laterolog (en serie) mide R de la Fm
• Induction (paralelo) mide C de la Fm.
OBJETIVOS:
• Diferenciar intervalos que contienen agua e hidrocarburos
• Cuantificar el Rw en intervalos que contengan agua
• Analizar el perfil de invasión
• Cuantificar la Sw en intervalos de hidrocarburos
RESISTIVIDAD
LLD: investiga profundo en el reservorio (60 – 90)
LLS: investigo en la zona somera (30)
MSFL: lee la resistividad en las paredes del hueco.
RESISTIVIDAD- Laterolog: Se corre en
Fm de altas Resistividades. Mejor en lodos conductivos (base
Agua)- Induction: funciona en
Fm de baja resistividades y lodos
base acite.
- Zona impermeable los 3 receptores leerán la misma resistividad
RESISTIVIDAD
RESISTIVIDAD
GAMMA RAY
Detectar capas permeables
Evaluar minerales radioactivos
Correlación con registros a pozo revestido
Definir los minerales radioactivos
Determinar la arcillosidad de las capas
Correlación pozo a pozo
El registro de GR puede aplicarse para:
Puede correrse en hueco abierto y entubado.
La curva GR representa la radioactividad natural de las formaciones.
Es presentada en unidades API .
Con escalas de 0 a 100 ó de 0 a 150 APl
Interpretación
El GR es muy utilizado en la determinación de la arcillosidad en las formaciones permeables.
Los elementos radioactivos están generalmente concentrados en los minerales arcillosos.
Se efectúa una interpolación lineal entre las lecturas de GR en formaciones limpias y lutitas o "shales"
𝑉 h𝑠 𝐺𝑅≈𝐺𝑅𝑙𝑜𝑔−𝐺𝑅𝑚𝑎
𝐺𝑅 h𝑠 −𝐺𝑅𝑚𝑎
es la arcillosidad (volumen de lutita) en la formación
es la lectura del registro de GR en la zona de interés, en unidades API
es la lectura del regisiro de GR en zonas limpias, en unidades API
es Ia lectura del registro de GR en lutitas o "shales", en unidades API
Interpretación
Areniscas/calizas con alto GR:
• Areniscas ricas en micas, feldespato
potásico, glauconita, fosfatos
• Areniscas con contenido de minerales
arcillosos
• Areniscas/calizas donde se ha
precipitado/adsorbido Uranio.
DENSIDAD
Calcular la porosidad (Φ) en capas de litología conocida.
Evaluar litologías de formaciones en combinación con Neutron.
Verificar consistencia de las litologías observadas con mudlog y GR
El registro de DENSIDAD puede aplicarse para:
Una fuente de rayos gamma bombardea la roca; estos rayos colisionan con los electrones en la formación, perdiendo energía.
La cantidad de estos GR atenuados a una distancia fija es inversamente proporcional a la densidad de electrones de la formación.
De la densidad de electrones se calcula la densidad total (bulk density).
FUNCIONAMIENTO
La fuente y dos detectores están
montados en un pad, el cual está
presionado contra las paredes del
hueco. Con el detector lejano la
herramienta calcula la ρb en una
escala de 1,95 a 2,95 g/cm3. El
detector cercano se usa para
corregir la medida por efectos de
la torta y derrumbes.
La roca reservorio consiste de matriz (cuarzo, calcita, dolomita) y fluido de
poro (agua, aceite, gas). La densidad (ρb) de una roca reservorio es la
densidad promedio de su matriz (ρma) y el fluido de poro presente (ρf).
ρb = Φ*ρf + (1- Φ)*ρma
RHOB: densidad total
DRHO: corrección de la lectura (función del espesor de la torta y de la densidad
DPHI: densidad real; es derivada de la curva RHOB
La herramienta mide densidad de la
formación. Para calcular porosidad se
usa la siguiente fórmula:
Φ = (ρma – ρb) / (ρma – ρf)
ρf: lodo aceite = 0,9 g/cm3
lodo agua dulce= 1,0 g/cm3
lodo agua salada= 1,1 – 1,2 g/cm3
ρma: arenisca = 2,65 g/cm3
caliza = 2,71 g/cm3
dolomita = 2,85 g/cm3
NEUTRON
Calcular la porosidad en capas de litología conocida.
Evaluar litologías de formaciones en combinación con Density.
Detectar reservorios saturados con gas en formaciones limpias.
Verificar consistencia de las litologías observadas con mudlog, GR y Density.
El registro NEUTRON puede aplicarse para:
FUNCIONAMIENTO
Una fuente emite neutrones de alta energía que colisionan con los núcleos de los átomos de la formación, perdiendo energía.
La máxima pérdida de energía se da al colisionar con núcleos de átomos de hidrógeno. Estos núcleos emiten rayos gamma.
La herramienta registra los neutrones reflejados y los neutrones absorbidos emitiendo rayos gamma.
La fuente y dos detectores están montados en una herramienta, la cual está presionada contra las paredes del hueco. De la relación de neutrones detectados por los detectores (lejano y cercano), se determina empíricamente la cantidad de átomos de hidrogeno en la formación.La herramienta asume que todos los átomos de H están presentes en el espacio poroso (agua o HC).La herramienta está calibrada para leer porosidad en calizas saturadas con agua. Estas porosidades son computadas en unidades de porosidad (p.u.).
A través de calizas con contenido de agua el registro entrega la porosidad real.
A través de areniscas o dolomitas con contenido de agua y/o aceite, el registro debe corregirse por litología para calcular la porosidad real.
El gas tiene una concentración de hidrógeno más baja que el petróleo o el agua debido a su baja densidad. Por consiguiente en zonas de gas, la herramienta registra un valor de NPHI más bajo que la porosidad real.
Las arcillas tiene agua ligada en su estructura, pero esta agua es inmóvil y NO representa porosidad efectiva. Sin embargo la herramienta responde principalmente a la presencia de hidrógeno. Ya que hay una cantidad considerable de agua ligada a las arcillas, la herramienta de porosidad neutrón registra un valor de NPHI anómalamente alto.
Combinación Densidad/NeutrónObjetivos:
Las herramientas Densidad y Neutrón determinan porosidad de un reservorio, pero lo hacen midiendo cantidades diferentes:
Por esta razón estas herramientas reaccionan diferente a fluidos de poro y litologías.
Define porosidades
Detectar reservorios
saturados de gas
– Densidad mide densidad total– Neutrón mide densidad de hidrógeno
Como estándar estos registros se plotean juntos en una pista, usando una escala tal que ambos registros deben superponerse en calizas saturadas con agua. Usando estas escalas, los registros deberán separarse solamente en otras litologías o fluidos de poro.
Las lodolitas tienen un efecto invertido (separación de shale). Debido al agua que está químicamente adjunta a las partículas de arcilla, la herramienta neutrón registra alta porosidad, donde en realidad no existe porosidad efectiva.
Efectos del Gas en los Perfiles Neutrónico y Densidad
En reservorios con contenido de gas la porosidad neutrón es menor y la densidad se reduce (aumenta la porosidad densidad).
separación de gas
Verifique con mudlog, GR y Caliper que la litología es consistente.
• Si se conoce la litología se puede leer la porosidad de la escala en la línea de litología relevante.• Sal y Anhidrita tienen porosidades cero.• Tenga cuidado con:– mezcla de litologías– efecto gas– efecto shale
SÓNICOObjetivos:
Calcular la porosidad en capas de litología conocida.
Calibrar datos sísmicos.
Evaluar porosidades secundarias en combinación con las herramientas Densidad y/o Neutrón.
Combinado con el registro de densidad sirve para generar trazas sísmicas (sismograma sintético).
Un transmisor envía un pulso acústico y los receptores detectan la llegada de la onda. Se mide la diferencia en el tiempo de llegada (Δt) del pulso a los dos receptores de la herramienta.La primera llegada a los receptores es la onda P (Pressure), la cual viaja a través de la roca y el fluido. La onda S (Shear) que viaja solamente a través de la roca, llega después. Por último llega la onda Stoneley, la cual es sensible a la permeabilidad y a las fracturas.
El tiempo de viaje (de la onda P) también puede usarse para estimar la porosidad de la formación.
La herramienta sónico mide el tiempo que toma un pulso acústico al viajar a través de la formación (Δtlog). Los resultados se despliegan en μs/pie (o μs/m)
Esta medida de tiempo de viaje en la formación puede interpretarse en términos de velocidad sísmica de la formación, la cual es un parámetro esencial en la conversión tiempo-profundidad de datos sísmicos.
La ecuación de tiempo promedio asume que el tiempo de viaje es una combinación lineal de los tiempos de viaje de la matriz (Δtma) y del fluido de poro (Δtf):
Para calcular la porosidad se usa la siguiente fórmula:
Δtf: lodo = 189 μs/pie 620 μs/m
Δtma: arenisca = 55 μs/pie 182 μs/m
caliza = 47 μs/pie 156 μs/m
dolomita = 43 μs/pie 143 μs/m
Δtlog = Φ*Δtf + (1-Φ)*Δtma
Φ = (Δtlog – Δtma) / (Δtf – Δtma)
Porosidad secundaria:
La presencia de porosidad secundaria (fracturas, vugs) tiene el efecto de reducir la cantidad de energía acústica q alcanza el receptor. En otras palabras, el registro sónico responde solamente a la porosidad primaria (de matriz).
Como la herramienta Densidad mide la porosidad total, una diferencia entre las dos medidas podría indicar la presencia de porosidad secundaria.
Φsec = ΦD – ΦS
En formaciones arcillosas el tiempo de tránsito (Δt) es mayor (la velocidad de la onda es más baja), por lo tanto cuando se determina la porosidad en formaciones arcillosas el registro sónico proporciona valores altos.
