registros eléctricos

REGISTROS DE POZO

Geología III

Registro eléctricos a hueco abierto

Justificación:Luego que una sección de un pozo ha sido perforada, se bajan sondas de medición hasta el fondo del hueco por medio de un cable. Mientras se tira la sarta de registros hacia arribadel pozo, se miden de forma continua varias propiedades de las formaciones en función de la profundidad.

Estas propiedades físicas pueden interpretarse en términos de litología, porosidad, saturación de hidrocarburos, etc.

La interpretación de registros permite determinar parámetros de fundamental importancia para la estimación de reservas.


Medida de la Profundidad:La profundidad (MD) es medida a lo largo del hueco en pies bajo la mesa rotaria (u otro datum de referencia). Cuando la punta de la sarta toca la mesa rotaria la medida de profundidad es cero.La longitud del cable en el hueco se mide con una precisión de ±0,1%.

En pozos verticales la profundidad medida (MD) es igual a la profundidad vertical verdadera (TVD). En pozos desviados se necesita un registro de desviación (survey) para calcular la profundidad vertical.


Tipos de Registros BásicosI Espesor del reservorio (Gamma Ray, Spontaneous Potential)

Discriminan reservorio de no-reservorioII Porosidad (Density, Neutron, Sonic)

Se usan para calcular porosidad, identificar litologías y diferenciar aceite de gas.

III Resistividad (Laterolog, Induction, Microresistivity)Junto con los registros de porosidad se usan para calcular saturaciones de hidrocarburos.

Otros tipos de registros son:Side wall sampler: Toma muestras de roca las cuales se usan para confirmar litología y tipo de fluido.Formation tester: Mide presiones de formación y puede recuperar muestras de fluidos.Dipmeter: Mide rumbo y buzamiento de las capasCheckshot & VSP: Usado para calibrar sísmicaFMI, UBI: Ofrecen una imagen del hueco basadas en conductividad y reflexión acústica de la roca.


Potencial Espontáneo

Objetivos:•Detectar capas permeables (solo es una indicación cualitativa)•Determinar Rw•Estimar el nivel de lodolitas de la roca reservorio

El SP es una medida de la diferencia potencial eléctrica entre un electrodo móvil en el hueco y uno fijo en superficie (se mide en mV).



Se presenta por un fenómeno natural que ocurre cuando un nuevo fluido (lodo de perforación) rompe el equilibrio de la formación.

Los potenciales son creados por corrientes eléctricas inducidas químicamente, solo si la salinidad del fluido de perforación es diferente a la salinidad del agua de formación.

Solo se puede registrar en hueco abierto y en lodos base agua.



La corriente se genera en las interfases capa permeable/capa impermeable y zona virgen/zona invadida.

Dentro de la capa impermeable no se genera ninguna corriente y el SP se comporta como una línea recta. En formaciones permeables la curva del SP muestra deflexiones desde la línea base de arcillas o nivel de lodolitas.

En capas gruesas y limpias, la deflexión tiende a alcanzar una desviación esencialmente constante que define un nivel de arenas limpias.



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

1.Rmf > Rw - gran amplitud negativa2.Rmf >> Rw - amplitud negativa pero

no tan grande3.Rmf = Rw - no hay deflexión del SP4.Rmf < Rw - amplitud positiva pero

no tan grande5.Rmf << Rw – gran amplitud positiva




Gamma Ray

Objetivos:•Discriminar entre reservorio y no-reservorio (net/gross)•Definir volumen de arcilla en el reservorio•Estimar el nivel de lodolitas de la roca reservorio

Algunos elementos en la naturaleza emiten radiación. Elementos comunes en la corteza terrestre son potasio (K), torio (Th) y uranio (U). La mayoría de las rocas reservorio contienen nada o muy pocas cantidades de estos elementos y por lo tanto tienen un nivel bajo de radiación GR. Otros tipos de rocas (shales) tienen una gran cantidad de átomos de K y Th, resultando en altos niveles de radiación GR.

La herramienta registra los rayos gamma espontáneamenteemitidos por los tres isótopos. El nivel de GR se registra en unidades API en escala de 0 – 150 API.


Gamma Ray

La herramienta puede correrse en hueco abierto y en hueco entubado.

La respuesta puede ser afectada por el peso y tipo de lodo de perforación, además por el tamaño del hueco.

Cuando las rocas reservorio contienen isótopos radiactivos no asociados con arcillas se corre Gamma Ray Espectral, la cual identifica la fuente y mide la contribución de cada uno de los elementos.


Gamma Ray

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.

La proporción de K, Th y U para la calibración es de 4% K, 22 ppmTh, 12 ppm U = 200 API.


Densidad

Objetivos:•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

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 (bulkdensity).


Densidad

La fuente y dos detectores están montados en un pad, el cual estápresionado 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 totalDRHO: corrección de la lectura (función del espesor de la

torta y de la densidadDPHI: densidad real; es derivada de la curva RHOB


DensidadGRAPI0 200

CALIXIN6 16

CALIYIN6 16

RHOBG/C32 3

DRHOG/C3-0.25 0.25

4100

4200

Caliper

Density correction

Gamma ray Density


Densidad

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


Neutrón

Objetivos:•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.

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 neutronesabsorbidos emitiendo rayos gamma.


Neutrón

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.).


GRC0 150

SPCMV-160 40ACAL

6 16

ILDC0.2 200

SNC0.2 200

MLLCF0.2 200

RHOC1.95 2.95

CNL0.45 -0.15

DTus/f150 50

001) BONANZA 1

10700

10800

10900Neutron

Log

CNL0.45 -0.15

Neutrón


Neutrón

• 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 mas 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 bajoque 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.


Neutrón


Combinación Densidad/NeutrónObjetivos:•Define porosidades•Detectar reservorios saturados de gas

Las herramientas Densidad y Neutrón determinan porosidad de una reservorio, pero lo hacen midiendo cantidades diferentes:

– Densidad mide densidad total– Neutrón mide densidad de hidrógeno

Por esta razón estas herramientas reaccionan diferente a fluidos de poro y litologías.

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.


Combinación Densidad/Neutrón

En reservorios con contenido de gas la porosidad neutrón es menor y la densidad se reduce (aumenta la porosidad densidad).La separación resultante con Neutron a la derecha y Densidad a la izquierda se llama separación de gas.

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.

Cross-plot Densidad/Neutrón:Gráfico X-plot que indica la influencia de cambio de porosidad de acuerdo a la litología del reservorio.¿Cómo se utiliza el Cross-Plot?• Lea las respuestas de Densidad y Neutrón en la capa de interés y plotee los resultados en el X-plot.




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



Sónico

Objetivos:• 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 trazassísmicas (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 (∆t) 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.


Sónico

La herramienta sónico mide el tiempo que toma un pulso acústico al viajar a través de la formación (∆tlog). 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.

El tiempo de viaje (de la onda P) también puede usarse para estimar la porosidad de la formación.


Sónico

La ecuación de tiempo promedio asume que el tiempo de viaje es una combinación lineal de los tiempos de viaje de la matriz (∆tma) y del fluido de poro (∆tf):

∆tlog = Φ*∆tf + (1-Φ)*∆tma

Para calcular la porosidad se usa la siguiente fórmula:

Φ = (∆tlog – ∆tma) / (∆tf – ∆tma)

∆tf: lodo = 189 µs/pie 620 µs/m∆tma: arenisca = 55 µs/pie 182 µs/m

caliza = 47 µs/pie 156 µs/mdolomita = 43 µs/pie 143 µs/m


Sónico


Sónico

En formaciones arcillosas el tiempo de tránsito (∆t) 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.

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


Resistividad

Objetivos:• Diferencias intervalos que contienen agua e hidrocarburos.• Cuantificar la Rw en intervalos que contiene agua.•Analizar el perfil de invasión.• Cuantificar la saturación de agua en intervalos que contienen hidrocarburos.

Hay dos tipos principales de herramientas de resistividad. El laterologmide la resistividad de la formación (circuito en serie) y el induction logmide la conductividad de la formación (circuito en paralelo).

Ambos tipos registran la resistividad en tres zonas simultáneamente:LLD: investiga profundo en el reservorio (60”-90”)LLS: investiga somero en el reservorio (30”)MSFL: lee la resistividad cerca a las paredes del hueco (4”-6”)


Resistividad

Laterolog: se corre en formaciones de altas resistividades, funciona mejor en lodos conductivos (base agua salada).Inducción: se corre en formaciones de bajas resistividades; funciona mejor en lodos resistivos (bases aceite y agua dulce)

AIT (Array Induction Tool): 8 receptores; resolución de 1”, 2” y 4”, con profundidades de investigación de 10”, 20”, 30”, 60” y 90”.HRLA (High Resoution Laterolog Array)

No reservorios:Debido a la ausencia de permeabilidad en rocas no-reservorio, no hay invasión del filtrado del lodo en la formación. Los tres detectores de resistividad leerán la misma resistividad.


Resistividad

Reservorios:Si el reservorio es poroso, el filtrado del lodo (resistividad = Rmf) invadirá la zona cercana a las paredes del hueco, remplazando toda el agua de formación (resistividad = Rw) y parte del hidrocarburo (si está presente).

El LLD casi no está influenciado por la forma del hueco, la torta y la zona invadida. Usualmente leerá la resistividad de la roca reservorio no invadida o virgen (Ro o Rt).El LLS está significativamente influenciado por la forma del hueco, la torta y la zona invadida.El MSFL lee la resistividad de la roca reservorio invadida (Rxo).


Resistividad

Laterolog


Resistividad

Inducción


Resistividad

Lectura de la resistividad

• Identifique potenciales intervalos reservorio buscando separación de las curvas de resistividad en combinación con GR y registros de porosidad.

• Un reservorio que contiene agua usualmente se reconoce por una resistividad profunda relativamente baja.

• Un reservorio que contiene hidrocarburos se reconoce por una resistividad profunda relativamente alta.


Respuestas Generales de Registros según Matriz

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