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Viro Consultoria Ltda. Capítulo 3: Características Básicas de los Registros

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Sección II: Registros

Capítulo 3: Características Básicas de los Registros Resumen: Análisis de las características de los registros, de la presentación de la información en el

registro y conceptos de memorización de curvas y de correlación de profundidad. 1. Procedimiento de obtención de registros

Antes de bajar la TR (Tubería de Revestimiento) o “casing”, se efectúa la operación de obtener los registros a agujero descubierto. Estos registros no pueden ser repetidos después de entubar el pozo; por lo tanto, debe verificarse inmediatamente, en el momento de su obtención, que sean de buena calidad. Ellos son datos de entrada críticos para la interpretación que permitirá evaluar el potencial del yacimiento. La unidad de registros, con equipos electrónicos (para control de las herramientas dentro del pozo) y unos 8,000 m de cable para registro (de acero con varios cables eléctricos en su interior), se ubica frente al pozo. El cable pasa por la primera roldana, fija a la parte baja de la estructura de la torre, y sube para pasar por la segunda roldana, colgada del aparejo o “travelling-block”; luego el cable es conectado a la(s) herramienta(s) a ser utilizadas en la primera bajada. Una vez verificado el correcto funcionamiento, la(s) herramienta(s) es(son) bajada(s) hasta el fondo del pozo tan rápido como sea posible sin arriesgar su seguridad ni la del pozo. El registro en sí comienza con la(s) herramienta(s) apoyadas en el fondo del pozo, para obtener el momento del despegue o “pick-up” que define la profundidad total cuando se recoge el cable. Se continúa recogiendo cable y obteniendo datos de la(s) herramienta(s) a una velocidad constante que depende de la(s) herramienta(s) en uso: de 600 a 6,000 pies por hora (ft/hr). El registro es una presentación de los datos medidos por la(s) herramienta(s), o de valores derivados de estos datos, en función de la profundidad (ocasionalmente, en función del tiempo), impreso en forma continua en papel y grabado en medio magnético, generalmente a razón de una medición a cada ½ pie de pozo. Pueden agregarse curvas auxiliares como, por ejemplo, la tensión en el cable. El diámetro típico de las herramientas de registro es de 3+5/8”, con una longitud entre 7 y 17 m, dependiendo del número de herramientas usadas.

1. 1. Memorización de curvas Cuando se utilizan herramientas con mas de un sensor, o una combinación de herramientas, el sensor mas profundo es el que define la profundidad de registro. Los otros sensores están mas arriba en el pozo, por lo que la información que registran en un cierto momento, corresponden a profundidades menores que la de referencia (la del sensor mas profundo). Cada uno de estos sensores adicionales debe disponer de un circuito electrónico de memorización, generalmente localizado en la superficie, para grabar la información en medio magnético o registrarla en papel solamente después que la(s) herramienta(s) haya(n) recorrido una distancia igual a la que separa los sensores; de esta manera, todas las curvas aparecen en profundidad (como si todas hubiesen sido registradas con todos los sensores a la misma profundidad).

2. Correlación de profundidad entre registros/herramientas Las mediciones de un registro obtenido con herramientas de múltiplos sensores, o con varias herramientas combinadas, pasan por un proceso de memorización antes de ser graficada en el registro. Debe verificarse la corrección de este proceso, a través de la correlación de profundidad o “depth-match”, ya que una


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memorización equivocada origina desplazamientos en una o mas curvas, con lo cual una misma capas aparecerá en diferentes profundidades, según que curva se observe. La misma verificación debe ser efectuada comparando curvas de registros obtenidos en diferentes bajadas al pozo.

2. 1. Registro/herramienta-base El registro de la primera herramienta bajada al pozo en un trabajo de registros es el que se toma como registro-base; generalmente es el registro de resistividad (inducción o doble-laterolog). Los registros subsiguientes deben estar en profundidad con el primero.

3. Tipos de registros Hay básicamente tres tipos de registros de pozo: los registros de campo (en papel y en medio magnético), los registros transmitidos y/o reproducidos, y los registros procesados.

3. 1. Registros de campo Estos registros a menudo son identificados por un sello o adhesivo ‘Copia de Campo’ o “Field-Print”. Es el registro original obtenido e impreso en el pozo. Cuando son obtenidos por unidades de registro computadorizadas, cada archivo o “file” está numerado cronológicamente, comenzando con el número 1 para el primer archivo.

3. 2. Registros transmitidos y/o reproducidos Los registros transmitidos y/o reproducidos (“playback-logs”) son frecuentemente identificados por un sello o adhesivo ‘Registro de Campo Transmitido’ o “Field-Transmitted-Log” para indicar que no se trata del registro original, sino que fue transmitido y luego reproducido.

3. 3. Registros procesados Estos registros incluyen los editados por la unidad de registro computadorizada, aunque esta edición no necesariamente se efectúe en el pozo; estos registros tienen cada archivo o “file” numerado, comenzando con 001. Si el registro fue procesado en un CPD (Centro de Procesamiento de Datos), generalmente está identificado por el nombre del CPD y por un número de referencia.

4. Presentación moderna de los registros de pozo Cualquiera que sea el tipo de registro, siendo moderno, debe tener las características mencionadas a continuación.

4. 1. Encabezado En el encabezado, generalmente colocado en la parte superior, al final del registro (normalmente el final del registro corresponde a la parte mas somera de la sección registrada), se identifican los datos pertinentes al registro, tales como nombre y localización del pozo, fecha y tipo de registro, tipo de herramienta utilizado y datos de calibración de la misma, nombre del responsable por el trabajo de registro y del observador, observaciones sobre particularidades ocurridas durante la operación, escala y tipo de trazo utilizado para cada curva.

4. 2. Pistas (o carriles)



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

4. 3. Escalas de profundidad La profundidad de la medición puede estar en pies o metros, dependiendo de las unidades utilizadas por la compañía que solicitó el servicio. Una práctica común es la de presentar (o registrar simultáneamente) los registros es dos escalas de profundidad: una, mas comprimida (1:500 ó 1:1,000), generalmente utilizada para fines de correlación y otra, mas detallada (generalmente 1:200) utilizada para interpretación. La forma mas simple de identificar (o verificar) la escala de profundidad del registro es observar cuántos metros de pozo fueron registrados en 1 m de papel; la escala se obtiene de la siguiente tabla: • cantidad de metros de pozo registrados en 1 m de papel: 40 100 200 500 1,000 • escala de profundidad del registro: 1:40 1:100 1:200 1:500 1:1,000 Las líneas transversales en el registro, se denominan de líneas de profundidad. En las escalas comprimidas usadas para correlación, según la escala, aparece una línea de profundidad a cada metro o a cada 5 m (si el registro está en pies, aparece una línea a cada 2 ó 5 pies); en la escala detallada usada para interpretación, generalmente aparece una línea de profundidad a cada metro (si el registro está en pies, aparece una línea a cada 2 pies).

4. 4. Velocidad de registro La velocidad de registro es un parámetro muy importante, ya que puede afectar la calidad de la información registrada, especialmente para los registros nucleares. El valor de la velocidad de registro puede ser verificada en la línea del borde de la pista 1 de cada registro, la cual es interrumpida brevemente una vez a cada minuto. Multiplicando por 200 la cantidad de metros observados entre dos interrupciones consecutivas, se obtiene el valor de la velocidad de registro en pies/hora (ft/hr). La tabla muestra velocidades de las herramientas de registros mas tradicionales, en ft/m, ft/h y en m/min:

Herramienta Inducción Inducción-GR Desnidad-Neutrón Sónico Dipmeter Micro-resistividad ft/min. 100 60 30 60 60 40 ft/h 6,000 3,600 1,800 3,600 3,600 2,400 m/min. 30 18 9 18 18 12

4. 5. Grillado

Se denomina de grillado o “grid” a las líneas paralelas a los bordes de las pistas; existen dos tipos de grillado utilizados en los registros modernos: el lineal (líneas con separación uniforme) y el logarítmico (líneas con separación variable según una escala logarítmica, para realzar los valores bajas y comprimir los valores altos). Estos dos tipos de grillado pueden aparecer combinados en las tres pistas, dando lugar a tres presentaciones utilizadas con frecuencia:

Grillado Pista 1 Pista 2 Pista 3 Utilización típica Lin-Lin-Lin Lineal Lineal Lineal Registros de porosidad Lin-Log-Lin Lineal Logarítmica Lineal Combinación resistividad-porosidad Lin-Log-Log Lineal Logarítmica Logarítmica Registros de resistividad

4. 6. Curvas



Las curvas contenidas en los registros son la representación gráfica de los valores medidos por las herramientas durante la operación de registro del pozo.

4. 6. 1. Escala utilizada para cada curva La escala utilizada, indicada en el encabezado directamente en unidades de ingeniería, representa el valor de la curva en cada extremo de la pista. Algunas mediciones son fracciones o números decimales, en cuyo caso no tienen unidad. Los registros simultáneos de resistividad son presentados, en la mayoría de los casos, en la misma pista y usando la misma escala para todos ellos. Frecuentemente se utilizan curvas de relevo o "back-up" para graficar valores que se salen de la pista en la escala normal (por ejemplo, el calibrador de pozo, en una caverna); sus escalas también están en el encabezado, generalmente con una línea mas gruesa, como se muestra en la Figura 3-1, con escala de 6 a 16" para la curva principal y 16 a 26" para el relevo; la línea recta de trazos en 12+¼ representa el diámetro de la barrena.

4. 6. 2. Trazo utilizado para cada curva Los trazos que representan cada curva pueden ser elegidos (fino o grueso; continuo o de trazos o de puntos) para ayudar a identificar cada curva; el trazo utilizado para cada curva aparece en el encabezado, junto a la escala que se utilizó para la misma curva.

4. 6. 3. Nombre de cada curva Con la utilización de unidades de registro computadorizadas, se divulgó la utilización de mnemónicos o "mnemonics" para definir el nombre de cada curva; por ejemplo: CALI para el calibrador de pozo.

4. 7. Descripción de algunos registros típicos La curva de rayos gamma o GR ("Gamma-Ray"), obtenida con una herramienta que puede ser combinada con la gran mayoría de las otras herramientas de registro, generalmente es presentada en la pista 1, en escala de 0 a 100 ó 150 API. La Figura 3-2 ilustra una presentación combinada de inducción con densidad y neutrón.

4. 7. 1. Registro de inducción/sónico El registro combinado de inducción/sónico presenta las siguientes curvas: • Pista 1; escala lineal: Curva de

Figura 3-1

Figura 3-2



GR (opcional); curva de potencial espontáneo o SP ("Spontaneous-Potential") en lodos conductivos solamente, generalmente con 100 mv (milivolts) ocupando el ancho de la pista; curva de calibrador o CALI (opcional), generalmente en escala de 6 a 16" junto a una línea recta representando el diámetro de la barrena, denominada de BS o "Bit-Size".

• Pista 2; escala logarítmica: Curva de inducción profunda o ILD ("Induction-Log-Deep"); curva de

inducción media o ILM ("Induction-Log-Medium"), si se trata de una herramienta de doble inducción; curva de resistividad esférica enfocada o SFLU ("Spherical-Focalized-Log-Unaveraged"). La escala para todas estas curvas es de 0.2 a 20 Ω·m (ohm-m). Cuando la herramienta mide mas de 20 Ω·m, la curva puede pasar a la pista 3, la cual puede estar en escala lineal; en este caso debe transportarse la escala logarítmica de la pista 2 (por ejemplo, copiándola en una hoja de papel) y sobreponerla a la escala lineal, apenas para leer los valores de la resistividad, ahora en escala de 20 a 2,000 Ω·m.

• Pista 3; escala lineal: Curva de tiempo de tránsito, o DT (Delta-T), generalmente de 140 a 40 µs/ft

(microseg/pie); Cuando la herramienta mide mas de 140 µs/ft, la curva puede pasar a la pista 2, la cual puede estar en escala logarítmica; en este caso debe transportarse la escala lineal de la pista 3 (por ejemplo, copiándola en una hoja de papel) y sobreponerla a la escala logarítmica, apenas para leer los valores del tiempo de tránsito, ahora en escala de 240 a 140 µs/ft. Ocasionalmente se agrega la curva de tensión del cable o TENS, en libras. Opcionalmente puede agregarse, junto al borde de una de las pistas, la curva de tiempo de tránsito integrado o TTI ("Transit-Time-Integrated"), representada por pulsos pequeños a lo largo de una línea recta, a cada 1 ms (miliseg) y un pulso grande a cada 10 ms.

4. 7. 2. Registro de doble-laterolog/micro-resistividad

El registro de micro-resistividad sólo puede obtenerse en lodos conductivos. Su presentación es: • Pista 1; escala lineal: Curva de GR (opcional); curva de potencial espontáneo o SP ("Spontaneous-

Potential"), en lodos conductivos solamente, generalmente con 100 mv (milivolts) ocupando el ancho de la pista; curva de calibrador o CALI, generalmente en escala de 6 a 16" junto a una línea recta representando el diámetro de la barrena, denominada de BS ("Bit-Size").

• Pistas 2 y 3; escala logarítmica: Curva de laterolog profundo o LLD ("LateroLog-Deep"); curva de

laterolog somero o LLS ("LateroLog-Shallow"); curva de micro-resistividad esférica enfocada o MSFL ("Micro-Spherical-Focalized-Log"), solamente en lodos conductivos. La escala para todas estas curvas es de 0.2 a 2,000 Ω·m.

4. 7. 3. Registro de lito-densidad/Neutrón

Esta combinación lleva casi sistemáticamente una herramienta de rayos gamma. La presentación es: • Pista 1; escala lineal: Curva de GR (opcional); curva de calibrador, generalmente en escala de 6 a 16"

junto a una línea recta representando el diámetro de la barrena, denominada de BS ("Bit-Size"). • Pista 2; escala lineal: Curva de factor fotoeléctrico, generalmente en escala de 0 a 10 barns/electrón. • Pistas 2 y 3; escala lineal: Curva de porosidad neutrón o NPHI ("Neutron-Porosity”), calibrada en matriz

caliza ("limestone"), en escala de -15 a 45 pu ("porosity-units"); curva de densidad media o RHOB ("Bulk-Density"), en escala de 1.95 a 2.95 gr/cc (gramos/centímetro cúbico) o, a veces, de 1.9 a 2.9 ó de 2 a 3 gr/cc.

• Pista 3; escala lineal: Curva de corrección de densidad o DRHO ("Delta-Rho"), de -0.25 a 0.25 gr/cc;

ocasionalmente se agrega la curva de tensión del cable o TENS, en libras.



5. Aplicaciones de los registros

Evaluación de formaciones Detección de Zonas Sobrepresurizadas Procesamientos en el pozo Registros de sónico y densidad Procesamientos en el CPD En algunas áreas, registro de resistividad Correlación pozo a pozo Correlación agujero descubierto/pozo revestido Calibración de Sísmica Mecánica de Rocas Registros sónico y densidad, Resistencia de las formaciones combinados con tiros de prueba Gradiente de presión de fracturamiento o "check-shots" para procesar sismogramas sintéticos Calidad de la cementación Trayectoria del Pozo Índice de adherencia o "Bond-Index" Registro de desviación Determinación del volumen del cemento Acompañamiento de Yacimientos Aplicaciones Multi-Pozo Registros de producción Descripción de yacimientos Análisis de presiones Mapeamiento Registro de decaimiento de neutrones termales o TDT ("Thermal-Decay-Time")

6. Cómo y dónde efectuar lecturas en un registro

Debe tomarse mucho cuidado para leer valores con fines de interpretación en los registros. En general deben elegirse zonas en las cuales todos los registros tengan lecturas estables a lo largo de un par de metros. Debe evitarse leer valores en un pico localizado de un registro, que puede no ser representativo de la formación y donde las diferencias de profundidad entre registros dificulta la identificación de los valores correspondientes en los otros registros. Las herramientas de patín, que registran en contacto con la pared del pozo, son mas sensibles a irregularidades en la pared del pozo que las herramientas centralizadas. Estas irregularidades pueden ser rugosidad en la pared del pozo y/o zonas de erosión o alargamiento del pozo con diámetro grande e irregular donde, debido a la presencia de lodo entre el patín y la formación, el registro de densidad puede mostrar valores de densidad exageradamente baja (porosidad exageradamente alta) y el registro de micro-resistividad puede mostrar valores mucho menores que los esperados en la formación. El valor indicado por el registro en la zona de interés debe ser leído en la escala mostrada en el encabezado. Frecuentemente se debe interpolar, ya que difícilmente la indicación de la curva coincidirá con una de las líneas con valor marcado en la escala. Usando como ejemplo la curva de densidad en escala de 1.95 a 2.45 gr/cc sobre la pista 2, como muestra la Figura 3-3, el valor identificado por "?" en la lectura del registro puede determinarse interpolando de la siguiente manera: • la variación de 0.5 gr/cc (de 1.95 a 2.45 gr/cc) ocupa 10

divisiones; cada división debe valer 0.05 gr/cc;

Figura 3-3



• la línea marcada "a", debe valer 1.95 gr/cc + 2 divisiones, o sea: 1.95 gr/cc + 2*0.05 gr/cc = 2.05 gr/cc; • la línea marcada "b", debe valer 1.95 gr/cc + 3 divisiones, o sea: 1.95 gr/cc + 3*0.05 gr/cc = 2.10 gr/cc; • el valor marcado "?" está a aproximadamente 6/10 de división a la derecha de "a" (la densidad indicada

debe ser mayor que 2.05 gr/cc, correspondiente al valor "a"); como cada división vale 0.05 gr/cc, el valor marcado "?" es calculado de la siguiente manera: 2.05 gr/cc + 6/10 de 0.5 gr/cc = (2.05 + 0.03) gr/cc = 2.08 gr/cc.

Esta forma de leer valores de las curvas en los registros se aplica a todos los tipos de registros graficados en escala lineal, respetando los valores declarados en las escalas, y en poco tiempo su uso se hace rutinario. Durante el desarrollo de este curso se explicará y se practicará la interpolación en escala lineal y también en escala logarítmica, tal como en los dos ejemplos presentados en las Figuras 3-4 y 3-5.

Figura 3-5 Figura 3-4



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Viro Consultoria Ltda. Capítulo 4: Registro de Potencial Espontáneo


Capítulo 4: Registro de Potencial Espontáneo Resumen: Discusión del origen del potencial espontáneo, de la respuesta del registro, de las

herramientas, de los efectos ambientales y de la interpretación. 1. Curva de SP

La curva de potencial espontáneo o SP (“Spontaneous-Potential”) representa la diferencia de potencial eléctrico entre un electrodo fijo en la superficie y otro móvil dentro del pozo, medida en mv (milivolts). La escala de SP no tiene un valor cero absoluto; apenas se registran los cambios de potencial dentro del lodo al pasar la herramienta de registro frente a diferentes capas. El registro de SP puede aplicarse para: • Localizar los contactos entre capas y • Determinar la salinidad del agua de formación correlacionarlos con los otros registros • Estimar el espesor de las capas • Detectar capas permeables • Evaluar la arcillosidad de las capas La curva de SP se presenta normalmente en la pista 1, de manera tal que indique zonas permeables cuando está próxima del extremo inferior de la pista e indique las lutitas o “shales” cuando está próxima del extremo superior de la pista (con el encabezado a la izquierda del observador).

2. Origen del potencial espontáneo Dentro del pozo se originan potenciales eléctricos espontáneos en las interfaces entre rocas permeables e impermeables, así como en la interface entre zona virgen y zona lavada, como se muestra en la Figura 4-1; como consecuencia, se establece la circulación de corrientes eléctricas dentro de la formación, en la interface entre capas permeables e impermeables, las cuales atraviesan el lodo dentro del pozo solamente en las proximidades del contacto de estas capas. No existe ninguna corriente eléctrica dentro del pozo en el centro de una lutita; en consecuencia, la curva de SP es plana (línea-base de lutitas). Al aproximarse a un contacto entre capas, la herramienta de SP pasa por la zona de corrientes en el lodo, generadas por el potencial espontáneo; en el contacto entre capas, el flujo de corriente es máximo, así como el cambio de potencial por cm de pozo (denominado de pendiente del registro de SP). Una vez pasado el contacto entre capas, la intensidad de la corriente en el lodo disminuye hasta desaparecer, con lo que la curva de SP permanece en un valor constante, generalmente mas negativo en las zonas permeables que en las lutitas o “shales”. Al aproximarse al próximo contacto, ocurre una situación inversa a la anterior, con lo que la curva de SP regresa a la línea-base de lutitas.

Figura 4-1



El lodo en el pozo debe ser conductivo para permitir la circulación de las corrientes eléctricas mencionadas. Por otro lado, si el lodo es demasiado conductivo, no existirá diferencia de potencial que pueda ser detectada, ya que el lodo sería prácticamente un cortocircuito.

3. Efectos ambientales La forma de la curva de SP y la amplitud de la deflección frente a capas permeables depende de varios factores; entre ellos está la relación Rmf /Rw, el espesor h de la capa permeable y el valor Rt de su resistividad, el valor Rxo de la resistividad de la zona lavada y el valor di de su diámetro, la resistividad Rs de las formaciones adyacentes, la resistividad Rm del lodo y el diámetro dh del pozo. La lectura del registro frente a una capa permeable puede ser menor que el esperado cuando el espesor de la capa es menor que 50 veces el diámetro del pozo, especialmente si Rm es mucho menor que Rxo. Las compañías que prestan servicios de registros publican gráficas para estimar la corrección necesaria en función de los parámetros mencionados (Figura 4-2). Durante el desarrollo de este curso se explicará y se practicará la utilización de estas gráficas.

4. Herramientas de registro No existe herramienta específica para obtener el registro de SP; ya que apenas se necesita un electrodo expuesto al lodo, conectado eléctricamente con el equipamiento de superficie, la práctica común es incluir ese electrodo en las herramientas de inducción y en las de laterolog. Normalmente, el electrodo de SP es el sensor mas profundo y, por esta razón, es el que define la profundidad de la herramienta en el pozo.

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

5. 1. Componentes electroquímicas Una de las dos componentes electroquímicas del potencial eléctrico de SP se origina en la interface entre

Figura 4-2



capas permeables e impermeables (lutitas o “shales”), como muestra la Figura 4-1. Las lutitas son permeables a los cationes (iones positivos) Na+ e impermeables a los aniones (iones negativos) Cl-. Considerando la lutita expuesta a dos soluciones de diferentes salinidades, la del agua de formación y la del filtrado, los cationes Na+ se moverán a través de la lutita desde la solución con mayor concentración hacia la de menor concentración, constituyendo una corriente eléctrica; se puede considerar que existe un potencial eléctrico a través de la lutita originándola y siendo que la lutita actúa como una membrana catiónica que facilita el paso de cationes Na+, se denomina este potencial de ‘potencial de membrana’. La otra componente electroquímica del potencial eléctrico de SP se origina en la interface entre la zona virgen y la zona lavada, donde el agua de formación y el filtrado están en contacto; aquí, tanto los cationes Na+ como los aniones Cl- están en libertad para moverse de una solución a la otra. Debido a la mayor movilidad de los aniones Cl-, el resultado neto es un movimiento de cargas negativas de la solución mas concentrada hacia la menos concentrada; se puede considerar que existe un potencial eléctrico a través de la interface zona virgen/zona invadida que la origina, a la cual se denomina de potencial de juntura, el cual es aproximadamente 1/5 del potencial de membrana. El potencial electroquímico total es la suma de los dos potenciales y puede ser estimado a 75°F, en función de los valores de resistividad ‘equivalente’ del agua de formación y del filtrado, por la siguiente ecuación:

E KRRSSP

mfe

we= − ⋅log (4-1)

donde: ESSP es el ‘valor estático’ de SP, medido en mv K es un coeficiente que depende de la temperatura Rmfe es el valor ‘equivalente’ de la resistividad Rmf del filtrado Rwe es el valor ‘equivalente’ de la resistividad Rw del agua de formación

ESSP, el ‘valor estático’ de SP, es el valor que se mediría (separación de la línea-base de lutitas, en mv) si no circulase corriente (con lo cual no habría pérdida de potencial dentro de la formación); el registro se aproxima a este valor en formaciones limpias, de gran espesor. El valor típico de ESSP en lodo relativamente dulce y agua de formación salada está en el rango de -50 a -100 mv. El valor del coeficiente K puede ser determinado con las siguientes expresiones: • si la temperatura T está en °C:

K T= + ⋅65 0 24. (4-2) • si la temperatura T está en °F:

K T= + ⋅61 0 133. (4-3) Los ‘valores equivalentes’ de las resistividades Rmfe y Rwe son los valores que Rmf y Rw tendrían si existiese un relación directa con las actividades químicas de filtrado y del agua de formación, respectivamente. Las compañías que prestan servicios de registros publican gráficas para determinar los valores de K y de las resistividades ‘equivalentes’ Rmfe y Rwe en función de la temperatura y de los valores de Rmf y Rw. Durante el desarrollo de este curso se explicará y se practicará la utilización de estas gráficas.

5. 2. Componente electrocinética La componente electrocinética, también conocida como ‘potencial de electrofiltración’ o “streaming-



potential”, es producida por el flujo de un electrolito a través de un medio poroso no metálico. Su valor depende de varios factores, entre los cuales está la presión diferencial que origina el flujo del electrolito, así como la resistividad del electrolito. Existen dos componentes electrocinéticas, producidas por el movimiento del filtrado a través del enjarre y de la lutita (la cual, por ser prácticamente impermeable, permite un flujo muy pequeño de filtrado). En la práctica, estas componentes electrocinéticas del potencial espontáneo son pequeñas y en general son mucho menores que las componentes electroquímicas, por lo cual no se las considera.

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

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

5. 5. Formaciones de resistividad extremadamente alta Las corrientes de SP que circulan en el lodo, normalmente retornan a la formación junto a la interface entre capas. Cuando existen camadas de rocas con resistividad extremadamente alta, las corrientes de SP continúan circulando por el lodo hasta encontrar la próxima lutita o formación permeable. Este fenómeno origina patrones de líneas rectas, inclinadas, con cambio de pendiente frente a cada lutita o formación permeable, haciendo muy difícil la identificación del contacto entre capas con la curva de SP.

5. 6. Desplazamientos de la línea-base de lutitas Ocasionalmente, la línea-base de lutitas sufre desplazamientos, dificultando la determinación del valor de SSP en una capa permeable con dos líneas-base de lutita diferentes, una por encima y otra por debajo. Este fenómeno ocurre cuando dos formaciones permeables can aguas de diferentes salinidades están separadas por una lutita que no es una membrana catiónica perfecta.

5. 7. Determinación de arcillosidad En los intervalos permeables, la curva de SP se separa de la línea-base de lutitas. Esta característica puede ser utilizada para la determinación de la arcillosidad vsh (fracción del volumen total de la roca que es lutita) en las formaciones permeables, efectuando una interpolación lineal entre las lecturas de SP en lutitas o “shales” y en formaciones permeables limpias (como se trata de una aproximación, se aconseja la utilización simultánea de otros indicadores de arcillosidad):



vEEsh

SP

SSPSP

≈ −1 (4-4)

donde: vsh es la arcillosidad (volumen de lutita) en la formación ESP es la separación de la curva de SP de la línea-base de lutitas, en mv ESSP es el ‘valor estático’ de SP (referirse a la ecuación 4-1)

Es importante destacar que vsh tiene valores entre 0 y 1, y así se lo debe utilizar en los cálculos. En la práctica se lo multiplica por 100 para expresar la arcillosidad en porcentaje. Por ejemplo: vsh = 0.15 = 15%.

6. Anomalías en la curva de SP A continuación se destacan algunas anomalías que pueden aparecer en la curva de SP: Segregación del filtrado: Cuando una formación de alta permeabilidad, gran espesor y conteniendo agua salada es invadida por filtrado de baja salinidad, el filtrado tiende a flotar sobre el agua de formación por ser mas liviano. La invasión es muy somera en el fondo de la zona y muy profunda en el tope. La curva de SP puede mostrar una amplitud menor que la normal en el fondo de la zona. Ruido: Los siguientes son ejemplos de ruidos superpuestos a la curva de SP: • Magnetismo: Ocasionalmente, una onda sinusoidal de pequeña amplitud se superpone a la curva de SP.

Una posible causa de este efecto es la magnetización del cable de registro, que debe ser desmagnetizado periódicamente. Para utilizar un registro con este ruido, debe evitarse leer valores aumentados o disminuidos por el ruido.

• Picos: Algunos picos aislados pueden aparecer en la curva de SP si existe un contacto intermitente entre

la TR (Tubería de Revestimiento) o “casing” y el cable de registro. • Corrientes en el pozo: Corrientes eléctricas fluyendo en la formación, cerca del electrodo de medida de

SP, pueden alterar el valor medido, particularmente cuando la resistividad de la formación es alta. Estas corrientes pueden ser producidas por ‘bimetalismo’, un fenómeno que ocurre cuando dos piezas de diferentes metales están en contacto físico, sumergidas en el lodo, formado una batería débil.

• Corrientes en superficie: Otras fuentes de anomalías en el registro de SP son las instalaciones de

protección catódica para la TR (Tubería de Revestimiento) o “casing”, las pérdidas de corriente en la torre, la proximidad de líneas de alta tensión y otras. La mayoría de estas anomalías pueden ser evitadas eligiendo cuidadosamente la posición del electrodo de superficie, frecuentemente denominado de ‘pescado’ o “fish”.

7. Determinación de la resistividad del agua de formación: ecuación de respuesta

La ecuación de respuesta del registro de SP es la ecuación 4-1, de donde se puede obtener el valor de la resistividad del agua de formación Rw; el cálculo se efectúa de la siguiente forma: • Obtener el valor de ESSP en la capa permeable • Determinar Rmfe = 0.85·Rmf si la salinidad < 70,000 ppm, o con ayuda de gráficas de interpretación si la

salinidad > 70,000 ppm (Figura 4-4) • Determinar el valor de la relación Rmfe /Rwe con las gráficas de interpretación de SP (Figura 4-3) • Calcular Rwe con el valor de la relación Rmfe /Rwe y el valor conocido de Rmfe (Figura 4-3) • Determinar el valor de Rw con ayuda de las gráficas de interpretación de SP (Figura 4-4)



Algunas de las limitaciones del método son las siguientes: • El valor del potencial electrocinético, no considerado por estimarse que es muy pequeño • La muestra de filtrado puede no ser representativa de las condiciones dentro del pozo • Las relaciones entre Rwe y Rw y entre Rmfe y Rmf pueden no ser representativas Se recomienda usar el valor de Rw apenas como aproximación de la resistividad del agua de formación. Si es posible, deben aplicarse otros métodos para verificar las conclusiones obtenidas.


Viro Consultoria Ltda. Capítulo 5: Registro de Rayos Gamma


Capítulo 5: Registro de Rayos Gamma Resumen: Discusión del origen de la radioactividad natural de las rocas, de los principios de la

medición, de la respuesta de los registros, de los efectos ambientales y de la interpretación.

1. Registro de GR La curva de rayos gamma o GR (“Gamma-Ray”) representa la radioactividad natural de las formaciones y es presentada en unidades API (“American-Petroleum-Institute”); cada unidad API es definida como 1/200 de la respuesta generada por un calibrador patrón constituido por una formación artificial que contiene cantidades bien definidas de uranio, torio y potasio, mantenida por el API en Houston, Texas, USA. Generalmente, la curva de GR es presentada en la pista 1, junto a las curvas de SP y de calibrador, con escalas de 0 a 100 ó de 0 a 150 API. Al igual que la curva de SP, la de GR tiene su escala definida de manera tal que ambas curvas indican zonas permeables cuando están próximas del extremo inferior de la pista, y ambas indican lutitas o “shales” cuando están próximas del extremo superior de la pista (con el encabezado a la izquierda del observador). Este registro es muy útil para identificar zonas permeables debido a que los elemento radioactivos mencionados tienden a concentrarse en las lutitas o “shales” (impermeables), siendo muy poco frecuente encontrarlos en areniscas o carbonatos (permeables). El registro de GR puede aplicarse para: • Detectar capas permeables • Determinar la arcillosidad de las capas • Evaluar minerales radioactivos • Definir los minerales radioactivos • correlación con registros a pozo revestido • Correlación pozo a pozo

2. Origen de los rayos gamma La radioactividad natural de las formaciones proviene de los siguientes tres elementos presentes en las rocas: uranio (U), torio (Th) y potasio (K). El decaimiento de estos elemento genera la emisión continua de rayos gamma naturales, los que pueden penetrar varias pulgadas de roca y también pueden ser medidos utilizando un detector adecuado dentro del pozo, generalmente un “scintillation-detector”, con una longitud de 20 a 30 cm. Este detector genera un pulso eléctrico por cada rayo gamma observado. El parámetro registrado es el número de pulsos por segundo registrados por el detector.

3. Efectos ambientales La respuesta de la herramienta de diámetro 3+5/8” está generalmente calibrada en las condiciones de pozo de 8”, conteniendo lodo de densidad 1.2 gr/cc. La misma formación, con la misma radioactividad, en pozos de diámetro mayor y lodo mas denso (donde hay mayor absorción de rayos gamma en el lodo antes de que alcancen el detector), producirá una respuesta atenuada de la curva GR; por el contrario, en pozos de pequeño diámetro y lodo liviano, la herramienta producirá una respuesta aumentada en la curva de GR. Las compañías que prestan servicios de registros publican gráficas para estimar la corrección en función del diámetro del pozo, peso del lodo y posicionamiento de la herramienta (centralizada o descentralizada), como muestra la Figura 5-1.



Durante el desarrollo de este curso se explicará y se practicará la utilización de estas gráficas. Las correcciones son también necesarias cuando el lodo es cargado con cloruro de potasio (situación poco frecuente) para evitar la erosión y colapso de las lutitas o “shales”. Siendo el potasio radioactivo, la radioactividad del lodo generará un piso de radioactividad o “background” sobre el cual estará superpuesta la radioactividad natural de la formación.

3. 1. Variaciones estadísticas Las variaciones estadísticas son una característica inherente a todos los registros nucleares, los cuales nunca repiten exactamente (pasando dos veces por el mismo intervalo) debido a pequeñas variaciones u oscilaciones alrededor del verdadero valor de respuesta del registro. Estas oscilaciones son variaciones aleatorias y no representan la respuesta de la formación. Al leer un registro nuclear, debe efectuarse un promedio visual sobre 1 a 1.5 m. La única excepción a esta regla es el caso de una capa de menos de 1 m de espesor, donde se debe leer el valor del pico. El origen de las variaciones estadísticas está en la naturaleza aleatoria del proceso de degradación nuclear. Los pulsos generados en el detector de rayos gamma aparecen como una secuencia aleatoria, aunque la diferencia porcentual entre el número de pulsos contados en dos intervalos de tiempo iguales será pequeña si los intervalos de tiempo son suficientemente grandes. Por esta razón, generalmente se promedian las lecturas de rayos gamma en un intervalo de tiempo de 2 seg (correspondiente a un intervalo de 1 pie de pozo cuando la velocidad del registro es de 1,800 ft/hr ó 9m/min). Esta combinación permite una buena definición de una capa de 1.3 m de espesor sin necesidad de disminuir demasiado la velocidad del registro. Si de duplica la velocidad, la definición de capas no se altera, pero las variaciones estadísticas aumentan en un factor de 2½ = 1.414.

4. Herramientas de registro Existen dos tipos de herramientas de rayos gamma: la tradicional, que mide la radioactividad natural total de la formación, y la de espectrometría de rayos gamma naturales. Ambas pueden registrar también una curva de localización de coples o CCL (“Casing-Collar-Locator”), que permite la correlación entre registros de agujero descubierto y de pozo revestido para el posicionamiento de las pistolas de perforación frente a las zonas de interés. La herramienta de espectrometría de rayos gamma naturales aprovecha que los rayos gamma emitidos por los tres elementos radioactivos (uranio, torio y potasio) tienen diferentes energías, para distinguir cuál de los elementos origina la radioactividad medida.

4. 1. Registro de espectrometría de rayos gamma naturales Este registro tiene un detector que permite analizar las energías de los rayos gamma detectados, discriminando el contenido de uranio, torio y potasio en la formación. Los valores medidos de uranio y torio se presentan en ppm (partes por millón) y el valor del potasio se presenta en porcentaje de peso (1% equivale a 10,000 ppm). El registro, cuando se presenta separado de los otros, generalmente tiene una curva de GR total (curva SGR) en la pista 1, en escala de 0 a 100 ó de 0 a 150 API. En las pistas 2 y 3 se presentan las concentraciones de torio, uranio y potasio (curvas THOR, URAN y POTA).

Figura 5-1



Una presentación especialmente adecuada para ayudar en la interpretación muestra en la pista 1, en la misma escala de SGR, la curva CGR (SGR sin URAN), que facilita el cálculo de arcillosidad sin considerar el contenido de uranio (frecuentemente las lutitas o “shales” no contienen uranio). En la pista 2, en escala logarítmica, con escala de 0.2 a 20, se presentan las relaciones entre torio y potasio o TPRA (“Thorium-to-Potassium-Ratio”) y entre torio y uranio o TURA (“Thorium-to-Uranium-Ratio”). En la pista 3 se presentan las tres concentraciones (torio, uranio y potasio) con el torio y potasio aumentando en direcciones opuestas, compartiendo el valor cero, para facilitar la visualización de la arcillosidad, utilizando el denominado efecto “Mae-West”.

5. Interpretación Debido a que los elementos radioactivos están generalmente concentrados en los minerales arcillosos, el registro de GR es muy utilizado en la determinación de la arcillosidad vsh (fracción lutita del volumen total de la roca) en las formaciones permeables. Básicamente se efectúa una interpolación lineal entre las lecturas de GR en formaciones limpias y lutitas o “shales” (como se trata de una aproximación, se aconseja la utilización simultánea de otros indicadores):

vGR GRGR GRsh

ma

sh maGR

≈−−

log (5-1)

donde: vsh es la arcillosidad (volumen de lutita) en la formación GRlog es la lectura del registro de GR en la zona de interés, en unidades API GRma es la lectura del registro de GR en zonas limpias, en unidades API GRsh es la lectura del registro de GR en lutitas o “shales”, en unidades API

Es importante destacar que vsh tiene valores entre 0 y 1, y así se lo debe utilizar en los cálculos. En la práctica se lo multiplica por 100 para expresar la arcillosidad en porcentaje. Por ejemplo: vsh = 0.20 = 20%. Si el registro de GR es de espectrometría de rayos gamma naturales, puede utilizarse la curva de CGR en lugar de GR para la determinación de arcillosidad sin considerar la contribución del uranio. El registro de GR es particularmente útil en la identificación de capas permeables en casos como los de SP arredondada (capas de muy alta resistividad), SP sin carácter (resistividades similares del filtrado y del agua de formación), o cuando no puede registrarse la curva de SP (lodos a base de aceite). El registro de CGR también es útil en la detección y evaluación de minerales radioactivos, como potasio o uranio; también puede ser utilizado en la definición de depósitos de minerales no radioactivos, como carbón. Este registro es utilizado con mucha frecuencia para correlación de registros de agujero descubierto con los de pozo revestido. El registro simultáneo de la curva de GR y de CCL cuando se obtiene los registros a pozo revestido, permite el posicionamiento de las pistolas de perforación (posicionados en pozo revestido utilizando la referencia del CCL) frente a las capas de interés identificadas en agujero descubierto. Con este objetivo, es práctica común en pozo revestido combinar una herramienta de rayos gamma con el registro de control de cementación, alcanzándose el doble objetivo de verificar la calidad de la cementación de la TR (Tubería de Revestimiento) o “casing” y permitir la correlación los coples obtenidos en pozo revestido con los registros de agujero descubierto. La combinabilidad de la herramienta de GR con prácticamente todas las herramientas de agujero descubierto permite un excelente medio de correlación de profundidad entre registros, utilizando las curvas de GR obtenidas con cada registro.



La correlación pozo a pozo es frecuentemente facilitada utilizando el registro de GR, cuando existen marcadores o "markers” radioactivos a nivel regional.

6. Determinación del espesor de capa Para definir el espesor de capa puede obtenerse una buena aproximación utilizando el espesor definido por los puntos de inflexión (cambio en la curvatura de la curva) en la transición entre los valores altos (lutitas) y bajos (capa permeable) de la curva de GR.

7. Ecuación de respuesta Considerando que la lectura de la herramienta proviene de la radioactividad de cada uno de los elementos presentes en la formación, puede escribirse la ecuación de respuesta del registro de rayos gamma para una formación, como la suma de las radioactividades de cada elemento considerado, ponderada por sus respectivos volúmenes. En el caso de una formación permeable y arcillosa, con fluidos no radioactivos en la porosidad, la ecuación de respuesta de GR es:

GR v GR v GRma ma sh shlog = ⋅ + ⋅ (5-2) donde:

GRlog es la lectura del registro de GR en la zona de interés, en unidades API vma es volumen de matriz (formación limpia) en la formación GRma es la lectura del registro de GR en zonas limpias, en unidades API vsh es la arcillosidad (volumen de lutita) en la formación GRsh es la lectura del registro de GR en lutitas o “shales”, en unidades API

En esta ecuación, la suma de la porosidad, volumen de la matriz y volumen de lutita, constituyen el total de la roca; por lo tanto se debe cumplir que:

1 = + +φ v vma sh (5-3) En el caso del registro de espectrometría de rayos gamma naturales, pueden escribirse tres ecuaciones similares a la ecuación 5-2: una para el torio, otra para el potasio y, finalmente, otra para el uranio. En caso de existir fluidos radioactivos, deberá agregarse su contribución en la ecuación 5-2:

( )GR S GR S GR v GR v GRxo w xo hy ma ma sh shlog = ⋅ ⋅ + ⋅ − ⋅ + ⋅ + ⋅φ φ 1 (5-4) donde los parámetros tienen el mismo significado indicado en la ecuación 5-2, con las siguientes adiciones:

φ·Sxo es el volumen de agua radioactiva en la zona lavada; GRw es la lectura del registro de GR sumergido en 100% agua radioactiva, en unidades API; φ·(1-Sxo) es el volumen de hidrocarburos radioactivos en la zona lavada; GRhy es la lectura del registro de GR sumergido en 100% hidrocarburos radioactivos, en API. donde: φ·Sxo + φ·(1-Sxo) es igual a la porosidad φ.

En esta ecuación, la suma de la porosidad, volumen de la matriz y volumen de lutita, constituyen el total de la roca; por lo tanto se debe cumplir que:

1 = + +φ v vma sh (5-5)

Viro Consultoria Ltda. Capítulo 6: Registros de Resistividad


Capítulo 6: Registros de Resistividad Resumen: Análisis de las características y respuesta de las herramientas de resistividad y micro-

resistividad. Definición de los efectos ambientales y de invasión. Evaluación del diámetro de invasión y determinación de las verdaderas resistividades de la formación.

1. Registros de resistividad

Los registros de resistividad, por oposición a los de micro-resistividad, tienen gran profundidad de investigación y reducida resolución vertical; son los registros utilizados para determinar la verdadera resistividad de la zona virgen (para lo cual utilizan la información obtenida por los registros de micro-resistividad) y se los denomina de ‘registros de resistividad profunda’. Existen dos tipos básicos de herramientas de resistividad profunda: las de inducción y las de laterolog. Los registros de resistividad profunda pueden ser utilizados para: • Detección rápida de hidrocarburos • Determinación de la saturación de agua • Determinación del diámetro de invasión • Determinación de la resistividad del agua • Determinación del espesor de capas • Correlación con otros registros/otros pozos Todos los registros de resistividad profunda incluyen la obtención de una curva de potencial espontáneo o SP (“Spontaneous-Potential”) y pueden combinarse con herramientas de rayos gamma.

1. 1. Registro de inducción El registro de inducción mide la conductividad de la formación, expresada en mho-m/m2, simplificado para mho/m; en la práctica, por ser esta unidad muy grande,

se utiliza frecuentemente el milésimo de mho/m o milimho/m. Esta unidad se expresa en el día a día como ‘milimho’. Para ser coherente con los otros registros de resistividad, a partir de la conductividad se genera su recíproca, la resistividad, medida en ohm-m2/m, simplificado para Ω·m (ohm-m). Existe la siguiente relación entre un valor C de conductividad expresada en milimho y el valor de la resistividad R correspondiente expresada en Ω·m:

Figura 6-1

Figura 6-2



RC

=1000,

(6-1)

La herramienta de inducción (Figura 6-1) contiene un arreglo de bobinas eléctricas aisladas en un cuerpo no conductivo de fibra de vidrio y alimentado por un oscilador de corriente constante, la que genera un campo magnético alrededor de la herramienta que, a su vez, induce corrientes en la formación con intensidades que dependen de su conductividad (o resistividad). La corriente que circula en anillos concéntricos alrededor de la herramienta, en la formación, genera un segundo campo magnético proporcional a la intensidad de las corrientes en la formación (y, por consecuencia, proporcional a la conductividad de la formación), que es detectado por el arreglo de bobinas receptoras en la herramienta. Esta información obtenida por las bobinas receptoras en la herramienta es enviada a la superficie, donde es convertida en valores de conductividad, con mnemónico CILD, y de resistividad, con mnemónico ILD. En el cuerpo de la sonda existen electrodos que envían corriente a la formación para obtener el registro de resistividad esférica enfocada o SFL (“Spherical-Focalized-Log”), además de un electrodo para la obtención del registro de potencial espontáneo o SP (“Spontaneous-Potential”). Las herramientas de inducción modernas tienen arreglos de bobinas que permiten simultáneamente medir una segunda curva de conductividad con menor profundidad de investigación, con mnemónico CILM, generando una resistividad somera, con mnemónico ILM. Esta doble configuración es la que justifica el nombre de doble-inducción o DIT (“Dual-Induction-Tool”) de estas herramientas. La Figura 6-2 muestra una combinación de herramientas. Algunas características de la herramienta de inducción (o de doble-inducción) son: • Funciona en lodos no conductivos o • Adecuada para formaciones de bajas en pozos perforados con aire resistividades (menores que 100 Ω·m) • Combinable con otras herramientas • Adecuada para capas de mas de 6 ft (micro-resistividad, porosidad, GR) de espesor En el Capítulo 3 se discute la presentación del registro de doble-inducción.

1. 1. 1. Registro de resistividad esférica enfocada El registro de resistividad esférica enfocada o SFL (“Spherical-Focalized-Log”) es obtenido utilizando un arreglo de electrodos que existen en el cuerpo de la sonda de doble-inducción; por ellos se envía corriente a la formación para obtener la información de SFL.

1. 2. Registro de laterolog El registro de laterolog mide la resistividad de la formación en ohm-m2/m, simplificado para Ω·m (ohm-m), presentada generalmente en escala logarítmica en las pistas 2 y 3, en escala de 0.2 a 2,000 Ω·m. La herramienta (Figura 6-3) tiene electrodos de corriente y de medición; los electrodos de corriente fuerzan la circulación de Figura 6-3



corriente eléctrica dentro de la formación enfocándola radialmente y limitándola dentro de un espesor de aproximadamente 2 ft. Midiendo el potencial eléctrico necesario para generar la corriente de medida, puede obtenerse la resistividad de la formación. El conjunto de electrodos mencionados está configurado de tal manera que enfoca la corriente para que penetre lo mas profundo posible dentro de la formación, midiendo la resistividad profunda, con mnemónico LLD. Otro generador de corriente está conectado a este mismo conjunto de electrodos, utilizándolos con otra configuración de electrodos de corriente y de medición, de manera que la corriente eléctrica enviada por esta segunda configuración pierda el enfoque relativamente rápido, así evitando penetrar en la formación tan profundamente como la medida de LLD, pero penetrando mas profundo que las herramientas de micro-resistividad; así se mide la resistividad somera, con mnemónico LLS. Esta doble configuración es la que justifica el nombre de doble-laterolog o DLT (“Dual-Laterolog-Tool”) de esta herramienta. La Figura 6-4 muestra una combinación de herramientas. Algunas características de la herramienta de doble-laterolog son: • Amplio rango dinámico, de 0.2 a 20,000 Ω·m • Combinable con otras herramientas Utilizable en lodo de salinidad media y alta (micro-resistividad, porosidad, GR) • Lectura confiable en altos contrastes Rt /Rm; • Resolución vertical de aproximadamente 2 ft En el Capítulo 3 se discute la presentación del registro de doble-laterolog.

1. 3. Efectos ambientales

Todos los registros mencionados (ambos registros de inducción, ILM e ILD, ambos registros de laterolog, LLD y LLS, y el registro de SFL) son afectados por la resistividad del lodo y de las capas adyacentes, por el diámetro del pozo, por el espesor de la capa medida y por la posición de la herramienta en el pozo. Existen gráficas que permiten corregir estos efectos comunes a todos los registros mencionados, así como para corregir los siguientes efectos particulares (las Figuras 6-5, 6-6 y 6-7 muestran algunos ejemplos): • efectos del espesor de la capa medida

sobre los registros de ILD e ILM. • efectos de la resistividad de las capas

adyacentes sobre los registros de LLD y LLM; estas capas alteran la distribución de las líneas de corriente de acuerdo al contraste de resistividades y al espesor de la capa medida, así alterando el valor de la resistividad medida en la capa de interés.

Todas estas correcciones están incorporadas en programas de computadora y el intérprete debe apenas verificar los parámetros de entrada y las correcciones efectuadas por la computadora.

Figura 6-4

Figura 6-5



El valor de la resistividad del lodo, necesario para efectuar estas correcciones y generalmente disponible a condiciones de superficie, debe ser convertido a las condiciones de la zona en estudio. Las compañías que prestan servicios de registros publican gráficas para estimar las correcciones necesarias en función de los parámetros mencionados. Durante el desarrollo de este curso se explicará y se practicará la utilización de estas gráficas.

1. 3. 1. Otros efectos que influencian las mediciones El registro de resistividad profunda LLD de laterolog es particularmente sensible al efecto Groningen. Este efecto se produce cuando la herramienta se aproxima a una capa de resistividad infinita; en estas condiciones, la herramienta no consigue mantener el enfoque de la corriente (la cual debe regresar a superficie), con lo cual se observa un aumento progresivo de la resistividad medida. El efecto desaparece completamente cuando la capa de resistividad infinita queda por debajo de la herramienta.

2. Registros de micro-resistividad Los registros de micro-resistividad se caracterizan por ser obtenidos a través de patines apoyados contra la pared del pozo, con configuraciones de electrodos que tienen pequeña profundidad de investigación y una buena resolución vertical, como muestra la Figura 6-8. Algunas aplicaciones de los registros de micro-resistividad, utilizados junto a los registros de resistividad media y profunda, son: • Determinación de hidrocarburos móviles • Corregir los registros de porosidad por • Determinación de la resistividad del filtrado efectos de hidrocarburos livianos • Determinación de la resistividad del lodo • Determinación del espesor del enjarre • Corregir la resistividad profunda por invasión • Determinación de la saturación Sxo




2. 1. Registro de micro-resistividad esférica enfocada El registro de micro-resistividad esférica enfocada o MSFL (“Micro-Spherical-Focalized-Log”) generalmente es obtenido en combinación con otros registros. La medición es efectuada por un patín con un arreglo de electrodos presionado contra la pared del pozo por un brazo mecánico en la generatriz opuesta, lo que permite obtener la medición del diámetro del pozo o “caliper”. Esta medición es denominada de ‘calibrador de dos brazos’ y se caracteriza por medir generalmente el diámetro mayor del pozo. La configuración de electrodos en el patín enfoca la corriente enviada a la formación de tal forma que se investigan apenas unas pocas pulgadas dentro de la formación, lo que permite obtener información de la zona lavada.

2. 2. Registro de micro-laterolog El registro de micro-laterolog o MLL (“Micro-LateroLog”), predecesor del registro de MSFL, tiene una profundidad de investigación de aproximadamente 4”, siendo adecuado en caso de enjarre no muy gruesos (espesor menor que 3/8”). Con esta herramienta se obtiene también un registro de microlog o ML (“MicroLog”), explicado en el párrafo 2.4 de este Capítulo.

2. 3. Registro de proximidad El registro de proximidad o PL (“Proximity-Log”), también predecesor del registro de MSFL, tiene una profundidad de investigación mayor que la del MLL, por lo tanto es adecuado en casos de enjarre de mayor espesor. Como consecuencia de su mayor profundidad de investigación, puede ser afectado por la resistividad Rt en casos de diámetro de invasión pequeño. Con esta herramienta se obtiene también un registro de microlog o ML (“MicroLog”), explicado en el siguiente párrafo.

2. 4. Registro de microlog El registro de microlog o ML (“MicroLog”) fue el primer registro de contacto con la pared del pozo. Actualmente puede ser obtenido en combinación con el registro de propagación de onda electromagnética, ambos con excelente resolución vertical. El patín de ML contiene tres pequeños electrodos alineados verticalmente, separados entre sí por 1”, los que permiten dos mediciones con diferentes profundidades de investigación, obteniendo información del enjarre (si existe enjarre) y de un pequeño volumen de formación inmediatamente detrás del enjarre. Estas dos mediciones constituyen un excelente indicador de presencia de invasión y por lo tanto, de permeabilidad en la zona en estudio. Las curvas de resistividad medidas son la R1x1 o microinversa y la R2 o normal, con profundidad de investigación mayor que la microinversa y por lo tanto, midiendo una resistividad mayor (la resistividad del enjarre es levemente mayor que la del lodo y, generalmente, mucho menor que la resistividad de la zona lavada). Esta separación R2 > R1x1 es denominada de ‘separación positiva’.

Figura 6-8



La interpretación utilizando gráficas provistas por las compañías de servicios de registros permiten evaluar el espesor hmc del enjarre, así como el valor de la resistividad Rxo de la zona lavada.

2. 5. Efectos ambientales Todos los registros de micro-resistividad (MLL, PL, MSFL) son afectados y deben ser corregidos por el espesor y la resistividad del enjarre. La presencia de lodo frente al patín, en caso de mal contacto del patín con la formación, afecta todos los registros de micro-resistividad. Las compañías que prestan servicios de registros publican gráficas para estimar las correcciones necesarias en función de los parámetros mencionados (Figuras 6-9 y 610). Durante el desarrollo de este curso se explicará y se practicará la utilización de estas gráficas.

3. Interpretación El valor de la resistividad profunda después de corregido por condiciones ambientales, puede ser tomado en primera aproximación como representativo de la resistividad Rt de la zona virgen. Sin embargo, es necesario verificar que el diámetro de invasión no sea excesivamente alto para que no exista necesidad de corregir también por efecto de invasión. Las Figuras 6-11 y 6-12 muestran ejemplos de patrones de invasión y de resistividad en las proximidades del pozo. Como regla práctica puede decirse que después de corregir los efectos de las condiciones ambientales, para diámetros de invasión mayores que 40”, los registros de micro-resistividad no necesitan corrección por invasión, indicando el valor de resistividad Rxo de la zona lavada. Cuando el diámetro de invasión es menor que 40”, el registro de inducción no necesita de corrección por efecto de invasión, indicando el valor de la resistividad Rt de la zona virgen. El registro de laterolog siempre necesita corrección por invasión.

3. 1. 1. Determinación del diámetro de invasión y de las verdaderas resistividades de la roca

Esta corrección puede hacerse cuando se dispone de tres curvas de resistividad: una micro-resistividad, una resistividad media y una profunda. Para ello, se utilizan las gráficas denominadas de ‘tornado’, donde entrando con las lecturas de los tres registros de resistividad mencionados, se obtienen los valores del diámetro di de invasión, de la resistividad Rxo de la zona lavada y de la resistividad Rt de la zona virgen.




Cabe destacar que la mayoría de estas gráficas se refieren a condiciones del patrón de invasión (no existe anillo o “annulus” ni zona de transición) que no siempre son representativas de las condiciones reales.

Las compañías que prestan servicios de registros publican las gráficas ‘tornado’ para determinar el diámetro de invasión y las verdaderas resistividades de la roca (Figura 6-13). Durante el desarrollo de este curso se explicará y se practicará la utilización de estas gráficas.

3. 1. 2. Uso de la resistividad de la zona lavada para corregir la resistividad profunda por invasión Puede expresarse la lectura del registro de resistividad profunda LLD de laterolog, después de corregido por condiciones ambientales, como compuesto por dos contribuciones: una proveniente de la zona lavada (idealizada como un cilindro de diámetro di igual al diámetro de invasión) y la otra proveniente de la zona virgen, fuera de este cilindro. Este modelo permite representar la lectura del registro como la suma de dos resistividades en serie:

( )LLD J R J Rxo t= ⋅ + − ⋅1 (6-2) Este modelo representando la lectura del registro como la suma de dos resistividades en serie no puede ser aplicado a la herramienta de inducción, ya que ésta mide conductividad; sin embargo, el mismo concepto puede aplicarse con un modelo que represente la lectura del registro como la suma de dos conductividades en paralelo, donde CILD = 1/ILD es la conductividad medida por la herramienta de inducción:

CILDILD R

GRxo t

= = +−1 1 1

(6-3)

Figura 6-12

Figura 6-11



Las compañías que prestan servicios de registros publican gráficas para de los coeficientes J y G en función de diámetro di de invasión, que permiten calcular el valor de la resistividad Rt cuando se conocen los valores de la resistividad LLD (o ILD) y Rxo Durante el desarrollo de este curso se explicará y se practicará la utilización de estas gráficas.

3. 1. 3. Ecuación de respuesta para las resistividades de las zonas lavada y virgen Las ecuaciones de respuesta para las resistividades de las zonas lavada y virgen son las ecuaciones de saturación (ecuaciones 2-24 a 2-28a), las que expresan la resistividad de la zona en función de las resistividades de los fluidos y minerales conductivos (lutita) y de sus volúmenes en la formación. Lamentablemente estas ecuaciones no son lineales, lo que las hace de difícil solución para el cálculo manual. Por esta razón, frecuentemente se adoptan los exponentes igual a 2 y las raíces cuadradas para facilitar los cálculos.

4. Comparación inducción - laterolog La herramienta de doble-inducción es recomendada para formaciones de baja resistividad (menores que 100 Ω·m) y para pozos con lodos no conductivos, ya que en ellos no puede obtenerse el registro de doble-laterolog. La herramienta de doble-laterolog es adecuada para formaciones de altas resistividades y para pozos con lodos de muy alta salinidad, donde el registro de inducción tendría un efecto ambiental muy grande, proveniente de la alta conductividad del lodo.

Figura 6-13

Viro Consultoria Ltda. Capítulo 7: Registros de Porosidad


Capítulo 7: Registros de Porosidad Resumen: Discusión de las características de las herramientas de porosidad (sónico, lito-densidad,

neutrón y propagación electromagnética), de los principios físicos de cada medición y de la respuesta de los registros; corrección de efectos ambientales, efectos de hidrocarburos livianos y efectos de arcillosidad; interpretación de los registros de porosidad.

1. Registro sónico

El registro sónico compensado o BHC (“Bore-Hole-Compensated”) mide el tiempo de tránsito, también denominado de “slowness” y representado por ∆t, de una onda acústica en la formación, en µs/ft (microseg por pie), generalmente presentado en las pistas 2 y 3, en escala de 40 a 140 µs/ft, con mnemónico DT; para ello, un transmisor en la herramienta genera una onda que se propaga por el lodo, alcanza las paredes del pozo y continúa propagándose por ellas. Los efectos de esta propagación son detectados por dos receptores en la herramienta de registro, generalmente a 3 y 5 pies del transmisor; la diferencia de tiempos observada (medidos desde el momento del disparo del transmisor), dividida por los 2 pies que separan los receptores, determina el tiempo de tránsito de la formación.

1. 1. Principio de la medición Existe dos tipos principales de propagación de la energía acústica en un medio sólido que pueden ser registrados por la herramienta de registro: las ondas compresionales , también denominadas de ondas ‘P’, y las de cizallamiento, también denominadas de ondas ‘S’ o “shear-waves”. Las ondas compresionales son las propagadas por el movimiento de las partículas del medio oscilando en la dirección de propagación de la onda; las de cizallamiento son las propagadas por el movimiento de las partículas del medio oscilando en dirección perpendicular a la de propagación de la onda:

Dirección de Dirección de oscilación Tipo de Onda propagación de la onda de las partículas del medio Compresional ! ↔ Cizallamiento ! b

La velocidad de propagación de las ondas compresionales es de 1.6 a 2.4 veces mas rápida que las de cizallamiento. Los fluidos no pueden transmitir ondas de cizallamiento; sin embargo, ondas compresionales transmitidas por el lodo pueden originar ondas de cizallamiento en la formación que, posteriormente originan ondas compresionales en el lodo; un receptor en el pozo que detecte estas últimas ondas permite visualizar el efecto de las ondas de cizallamiento en la formación. La medición de las ondas de cizallamiento junto con las compresionales, permite evaluar las propiedades mecánicas de las rocas. Otros tipos de propagación de ondas acústicas son las ondas Rayleigh y las ondas Stoneley. La onda Rayleigh se propaga en la interface lodo-formación, con una velocidad levemente inferior a la velocidad de la onda “shear” y se atenúa rápidamente. La onda Stoneley se propaga en el lodo, por interacción entre el lodo y la formación; es una energía de baja frecuencia que sufre muy poca atenuación, facilitando su detección por la herramienta de registro. Pueden existir varios frentes de onda, viajando por diferentes caminos desde el transmisor hasta el receptor en la herramienta de registro; cada receptor en la herramienta registra una onda que representa la combinación de todos los diferentes modos de propagación.



La herramienta básica de sónico tiene un transmisor y dos receptores, generalmente a 3 y 5 pies del transmisor; el transmisor es disparado varias veces por segundo y a cada disparo se genera una onda acústica que se propaga por el lodo en todas direcciones. Cada vez que un frente de onda llega a la pared del pozo, dependiendo del ángulo de incidencia, parte de la energía es reflejada, parte es refractada, otra parte viaja como onda compresional y/o cizallamiento. Para la determinación del tiempo de tránsito ∆t de la formación, se detecta la primera llegada de energía inmediatamente después del disparo del transmisor; esta primera llegada corresponde a una onda compresional (es mas rápida que las otras ondas) que viaja por el camino mas rápido (puede demostrarse que este camino va del transmisor a la formación con un ángulo de incidencia de aproximadamente 45° de la horizontal, continua por la pared del pozo y atraviesa el lodo hasta el receptor con una inclinación similar a la anterior). Para cada disparo del transmisor, la diferencia de tiempo entre las primeras llegadas observadas en dos receptores separados entre sí por dos pies, dividida por estos 2 pies, es el valor del tiempo de tránsito ∆t (compresional) de la formación. Si por cualquier motivo un receptor no consigue detectar la primera llegada, después de algunos microsegundos detectará la siguiente (la del segundo frente de onda mas rápido), con lo que se produce un ‘salto de ciclo’ o “cycle-skipping” en la curva de ∆t registrada. Esta configuración de un transmisor y dos receptores obtendría una curva de ∆t afectada por variaciones del tamaño del pozo; para compensar este efecto se utiliza una segunda configuración invertida de un transmisor y dos receptores, de tal modo que en ambas mediciones se investiguen los mismos 2 pies de formación (Figura 7-1). Las variaciones de tamaño del pozo afectarán a ambas configuraciones, en exceso a una y en defecto a la otra, con lo cual el promedio de las dos mediciones es el ∆t de la formación, ya compensado por estos efectos; por esta razón esta herramienta es denominada de ‘registro sónico compensado’ o BHC (“Bore-Hole-Compensated”).

1. 2. Herramientas de registro; profundidad de investigación y definición vertical La medición del tiempo de tránsito ∆t de la formación con la herramienta BHC tiene muy poca profundidad de investigación (del orden de 1 a 2”); como aproximación se dice que el número que representa la separación transmisor-receptor, en pies, es el número de pulgadas de la profundidad de investigación. Considerando que la zona entre 1 y 2” de la pared del pozo está frecuentemente alterada por la perforación, es interesante disponer de mayores espaciamientos transmisor-receptor para tener una medición mas profunda, en la zona que (aunque lavada por el filtrado de lodo en los intervalos permeables) no haya sido alterada por la perforación. Por esta razón, además de las herramientas convencionales con espaciamientos transmisor-receptor de 3 y 5 pies, también existen herramientas de ‘espaciamiento largo’, con 7, 8, 9, 10 y 12 pies entre transmisor y receptor. Estas herramientas generalmente permiten combinar diferentes transmisores y receptores para obtener registros con el espaciamiento adecuado a las necesidades de cada pozo. También es frecuente utilizar memorias electrónicas para efectuar la compensación memorizada (en vez de instantánea, como en el registro BHC) combinando una configuración transmisor-receptor para medir un intervalo de 2 pies, midiendo el mismo intervalo 2 pies mas tarde (después que la herramienta se mueva algunos metros dentro

Courtesy Schlumberger Figura 7-1



del pozo) con otra configuración transmisor-receptor. Esta forma de obtener la compensación se denomina ‘compensación por profundidad’ o “depth-derived-compensation”. También existe un arreglo de receptores separados entre sí por ½ pie, que puede ser conectado encima de la sonda de sónico para obtener registros mas sofisticados como, el de la onda de cizallamiento. La definición vertical del registro sónico depende del espaciamiento entre los receptores utilizados en la determinación del ∆t de la formación; para el registro BHC normal es del orden de 60 cm (2 ft).

1. 2. 1. Tiempo de tránsito integrado El tiempo de tránsito ∆t de la formación puede integrarse a lo largo del pozo, comenzando en el fondo (sumando los resultados de multiplicar los µs/ft observados en cada pie de pozo por la distancia de 1 pie considerada), con lo que se obtienen µs desde el fondo del pozo hasta cualquier profundidad; los resultados se presentan como pulsos pequeños para cada 1 ms y pulsos grandes para cada 10 ms de ‘tiempo de tránsito integrado’ o TTI (“Transit-Time-Integrated”). Estos datos son fundamentales para verificar la sísmica de superficie y para estos fines se prefiere una herramienta de sónico de espaciamiento largo por efectuar una medida de mejor calidad ya que, debido a su mayor profundidad de investigación, presenta menor riesgo de medir en la zona alterada por la perforación.

1. 3. Relaciones entre los valores de tiempo de tránsito y la porosidad: ecuaciones de respuesta El registro sónico, generalmente tiene una repetición excelente al pasar dos veces por el mismo intervalo, lo que prácticamente elimina la incerteza sobre el valor exacto del ∆t de la formación. Sin embargo, para interpretar la lectura de ∆t en términos de porosidad existen por lo menos dos ecuaciones de respuesta diferentes, ambas empíricas; esto significa que existe una incerteza sobre la relación existente entre el ∆t medido y la porosidad de la formación. Las dos ecuaciones de respuesta referidas son la de Wyllie y la de Raymer-Hunt.

1. 3. 1. Ecuación de respuesta de Wyllie La ecuación de respuesta de Wyllie es la mas utilizada y establece una relación lineal entre el tiempo de tránsito ∆t medido y la porosidad φ de la formación; según este modelo, el ∆t de la formación es la suma de los ∆t‘s de cada elemento ponderados por sus volúmenes en la formación. En el caso de una formación limpia con porosidad φ y zona lavada de mas de 5 cm de extensión, la ecuación de respuesta es:

∆ ∆ ∆t t v tmf ma malog = ⋅ + ⋅φ (7-1) donde:

∆tlog es el tiempo de tránsito medido por el registro sónico, en µs/ft φ es la porosidad de la formación, 0 ≤ φ ≤ 1 ∆tmf es el tiempo de tránsito del filtrado, generalmente 189 µs/ft vma es el volumen de matriz en la formación, 0 ≤ vma ≤ 1 ∆tma es el tiempo de tránsito de la matriz, 43 µs/ft ≤ ∆tma ≤ 55 µs/ft

En esta ecuación, la porosidad y el volumen de matriz constituyen el total de la roca, y por lo tanto se debe cumplir que:

1 = +φ vma (7-2) Recordando el concepto de porosidad aparente, tratado en el párrafo 4.1.1 del Capítulo 2, puede identificarse la porosidad en las ecuaciones 7-1 y 7-2 como siendo la ‘porosidad aparente de sónico’, la cual puede obtenerse substituyendo en la ecuación 7-1 la expresión de vma obtenida de la ecuación 7-2:



φSma

mf maa

t tt t

=−−

∆ ∆∆ ∆

log (7-3)

En el caso de la formación ser arcillosa, las ecuaciones 7-1 y 7-2 se modifican de la siguiente manera:

∆ ∆ ∆ ∆t t v t v tmf ma ma sh shlog = ⋅ + ⋅ + ⋅φ (7-1a) donde los parámetros tienen el mismo significado indicado en la ecuación 7-1, con las siguientes adiciones:

vsh es la arcillosidad (volumen de lutita) en la formación, 0 ≤ vsh ≤ 1 ∆tsh es el tiempo de tránsito de la lutita, generalmente entre 80 y 130 µs/ft

En esta ecuación, la porosidad, el volumen de matriz y el de lutita constituyen el total de la roca, y por lo tanto se debe cumplir que:

1 = + +φ v vma sh (7-2a) La ecuación de Wyllie es válida en las siguientes condiciones: • Porosidad intergranular uniforme • Formaciones acuíferas • Formaciones limpias (sin lutitas o “shales”) • Formaciones compactadas

1. 3. 2. Ecuación de respuesta de Raymer-Hunt La ecuación de respuesta de Raymer-Hunt establece una relación de segundo grado entre el tiempo de tránsito ∆t medido y la porosidad φ de la formación, que puede dar mejores resultados en zonas con porosidades variando entre valores bajos y altos, pero mas difícil de utilizar en cálculos manuales. En el caso de una formación limpia es:

1 2

∆ ∆ ∆t tvtmf

ma

malog= +

φ (7-4)

donde los parámetros tienen el mismo significado indicado en la ecuación 7-1. En esta ecuación, la porosidad y el volumen de matriz constituyen el total de la roca, y por lo tanto se debe cumplir que:

1 = +φ vma (7-4a)

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

1. 5. Otros factores que influencian la medición Compactación: Generalmente se asume que las propiedades elásticas de las rocas son independientes de la compactación si la roca está sometida a una presión suficientemente alta (varios miles de psi); si la roca está sometida a presiones menores (por ejemplo formaciones someras o formaciones con presiones anormales), el valor del tiempo de tránsito medido es mas alto que lo esperado, indicando valores de



porosidad aparente mayores que la verdadera porosidad. En estos casos puede estimarse la verdadera porosidad dividiendo la porosidad aparente por un factor de compactación Cp > 1. • Si existen registros de densidad y neutrón, el factor de compactación puede ser determinado en cada

nivel como Cp = φS/φDN • Si no existen otros registros de porosidad y ∆tsh > 100 µs/ft, puede estimarse Cp ≈ ∆tsh /100 • En el caso anterior, si ∆tsh < 100 µs/ft, se asume que la formación no está afectada por falta de

compactación y se toma Cp = 1. Arcillosidad: Las lecturas del registro sónico en lutitas o “shales” puede variar entre 70 y 130 µs/ft; el efecto de la presencia de lutita en la formación depende del contraste entre el tiempo de tránsito medido en las lutitas o “shales” y el de la formación limpia. Hidrocarburos: La presencia de hidrocarburos en la roca-almacén generalmente no afecta la medición del tiempo de tránsito en formaciones compactadas; en formaciones no compactadas existe efecto de hidrocarburos, pero no existe una corrección que pueda ser aplicada. Fracturas y vúgulos: La presencia de fracturas y vúgulos en la formación produce efectos muy pequeños en el tiempo de tránsito medido por el registro, por lo que se obtienen valores de porosidad menores que los reales (se dice que el registro no ve las fracturas y vúgulos). Aprovechando este efecto puede definirse un ‘indicador de porosidad secundaria’ o SPI (“Secondary-Porosity-Index”) como la diferencia entre la porosidad densidad-neutrón y la porosidad sónico:

SPI DN S= −φ φ (7-5) Efectos del pozo: El pozo debe estar lleno de fluido para que los receptores puedan detectar la energía de sónico; cuando el nivel está bajo, la herramienta deja de registrar al salir por encima del nivel. Otro efecto, que ocurre en pozos de diámetro grande, es la atenuación de la intensidad de la onda, lo que dificulta la detección por el transmisor mas lejano y puede originar ‘saltos de ciclo’ o “cycle-skipping”.

2. Registro de lito-densidad El registro de lito-densidad o LDT (“Lito-Density-Tool”) mide la densidad media de la formación ρb en gr/cc, así como su factor fotoeléctrico Pef en barns/electrón, en las proximidades de la pared del pozo. Para ello, una fuente radioactiva es colocada en la sonda antes de bajar al pozo. La radioactividad que la formación deja llegar a dos detectores ubicados a pocas pulgadas de la fuente, en la herramienta de registro, permite determinar los parámetros mencionados. La curva de densidad es presentada en las pistas 2 y 3 en escala coherente la de neutrón, generalmente de 1.95 a 2.95 gr/cc, con mnemónico RHOB. El factor fotoeléctrico se presenta generalmente en la pista 2 en escala de 0 a 10 barns/electrón, con mnemónico PEF.

2. 1. Principio de la medición La fuente radioactiva natural emite rayos gamma de alta energía dentro de la formación, ya que el patín de la herramienta de densidad se apoya en la pared del pozo para registrar. Existen tres tipos de interacción entre los rayos gamma y la formación: el ‘efecto fotoeléctrico’ que ocurre con los rayos gamma de baja energía; la ‘dispersión Compton’ que ocurre a niveles de energía intermedios; y, por último, la ‘generación de pares’ que ocurre con rayos gamma de muy alta energía. La dispersión Compton ocurre cuando la energía de los rayos gamma de la fuente tiene valores entre 75 keV (kiloelectrón-Volt) y 2 MeV (Megaelectrón-Volt). En este tipo de interacción los rayos gamma pierden energía por colisión con los electrones de los átomos de la formación hasta que, finalmente, son absorbidos.



El número de rayos gamma encontrados en la formación depende del número de electrones disponibles para colisiones, permitiendo determinar la densidad electrónica o el número de electrones por unidad de volumen. Puede deducirse una relación entre la densidad electrónica ρe (en electrones/cc) y la densidad media de la formación ρb (en gr/cc):

( )ρρ

be

ZA

= 2 (7-6)

donde:

ρb es el valor de la densidad media de un elemento, medida en gr/cc ρe es el valor de la densidad electrónica del mismo elemento, medida en electrones/cc Z es el número atómico del elemento (número de protones en el núcleo del átomo) A es el peso atómico del mismo elemento

Para la mayoría de los minerales encontrados en las formaciones, el valor 2Z/A es aproximadamente igual a 1; por lo tanto en general puede asumirse que ρb ≈ ρe lo que significa que la densidad electrónica medida es prácticamente igual a la densidad media de la formación.

2. 2. Herramientas de registro, profundidad de investigación y definición vertical La primera herramienta de registro de densidad tenía una fuente de Cesium-137 con una intensidad de 1.5 Curie y energía de 662 keV, con un detector apoyado en la pared del pozo. El patín era ‘colimado’ u orientado para concentrar la emisión de rayos gamma en una dirección preferencial dirigida a la pared del pozo. El detector estaba ubicado a una distancia de aproximadamente 30 cm encima de la fuente. El registro obtenido con esta herramienta es afectado por la rugosidad o irregularidades en la pared del pozo, que permiten la presencia de lodo entre el patín y la formación. La siguiente generación de herramientas incluía un segundo detector entre la fuente y el detector anterior (Figura 7-2); el espaciamiento corto entre la fuente y este nuevo detector permite investigar principalmente el enjarre, indicando valores de densidad diferentes al de la formación dependiendo de la densidad del enjarre. La diferencia de densidades obtenidas por los dos detectores permite efectuar una corrección automática a la lectura del detector lejano para obtener la densidad de la formación sin el efecto de la presencia de enjarre entre el patín y la formación. Se presentan las curvas de densidad media ρb corregida por enjarre con mnemónico RHOB y la corrección aplicada ∆ρ con mnemónico DRHO, ambas en gr/cc. Las herramientas modernas, denominadas de lito-densidad, utilizan detectores mas sensibles los que además de contar los rayos gamma también permiten detectar su nivel de energía: los rayos gamma de alta energía son utilizados para medir la densidad y la corrección aplicada tal como se explicó; los rayos gamma de baja energía permiten obtener la curva de efecto fotoeléctrico Pef en la formación en barns/electrón con mnemónico PEF, la cual indica la litología de la formación. La profundidad de investigación del registro de densidad es de aproximadamente 30 cm, similar la su definición vertical.

Courtesy Schlumberger Figura 7-2



2. 3. Relación entre densidad y porosidad: ecuación de respuesta

La densidad ρb de una formación limpia y acuífera puede obtenerse como la suma de las densidades de cada elemento, ponderada por su volumen en la formación. En el caso de una formación limpia con porosidad φ y zona lavada de mas de 30 cm de extensión, la ecuación de respuesta es:

ρ φ ρ ρb bmf ma bmavlog = ⋅ + ⋅ (7-7) donde:

ρblog es la densidad de la formación, en gr/cc φ es la porosidad de la formación, 0 ≤ φ ≤ 1 ρbmf es la densidad del filtrado en la zona investigada por el registro (ρbmf ≈ 1.1 gr/cc) vma es la fracción de la roca ocupado por la matriz limpia, 0 ≤ vma ≤ 1 ρbma es la densidad de la matriz limpia, en gr/cc (2.65 gr/cc ≤ ρbma ≤ 2.87 gr/cc)

En esta ecuación, la suma de la porosidad y el volumen de la matriz constituyen el total de la roca; por lo tanto se debe cumplir que:

1 = +φ vma (7-8) Combinando las ecuaciones 7-7 y 7-8 puede obtenerse la porosidad aparente de densidad φDa para la formación limpia y acuífera (ver el párrafo 4.1.1 del Capítulo 2) como:

φρ ρρ ρD

bma b

bma bmfa

=−−

log (7-9)

En el caso de la formación ser arcillosa, las ecuaciones 7-7 y 7-8 se modifican de la siguiente manera::

ρ φ ρ ρ ρb b mf ma b ma sh bv vshlog

= ⋅ + ⋅ + ⋅ (7-10) donde los parámetros tienen el mismo significado indicado, con las siguientes adiciones:

vsh es el valor de la fracción de la roca ocupado por la lutita, 0 ≤ vsh ≤ 1 ρbsh es el valor de la densidad de la lutita

En esta ecuación, la suma de la porosidad, el volumen de la matriz y el volumen de lutita constituyen el total de la roca; por lo tanto se debe cumplir que:

1 = + +φ v vma sh (7-11) La ecuación de respuesta del registro de densidad no es empírica, como la mayoría de las otras ecuaciones de respuesta, sino que responde a una ley física.

2. 3. 1. Factor fotoeléctrico La curva de factor fotoeléctrico se obtiene del número de rayos gamma de baja energía detectados por la herramienta, los que fueron sometidos a absorción fotoeléctrica, de donde puede obtenerse el factor fotoeléctrico Pef de la formación; este parámetro indica básicamente la litología de la roca con muy poca influencia de la porosidad del tipo de fluido en la formación.



El factor fotoeléctrico se expresa en función del número Z de protones (o número de electrones por átomo eléctricamente neutro) en la formación. Los valores típicos de Pef para las rocas-almacén mas comunes son los siguientes: 1.8 en arenisca, 5.08 en caliza y 3.14 en dolomía. Las siguientes son las aplicaciones del factor fotoeléctrico: • Identificación rápida de litología • Evaluación de lutitas o “shales” • Reconocer minerales pesados en la formación • Facilitar la evaluación en presencia de gas • Detección de fracturas en lodos con barita • Evaluación cuantitativa con la curva U (índice volumétrico de absorción fotoeléctrica)

2. 3. 2. Índice volumétrico de absorción fotoeléctrica La curva del ‘índice volumétrico de absorción fotoeléctrica’ U (la cual es calculada y no registrada) es definida como el producto, nivel a nivel, de las curvas de densidad y la de factor fotoeléctrico. Esta curva tiene una enorme ventaja sobre la del factor fotoeléctrico: puede expresarse a través de una ecuación de respuesta, como la suma de los índices volumétricos de absorción fotoeléctrica de cada elemento en la formación, ponderados por sus volúmenes; en una formación limpia y acuífera es:

U U v Umf ma malog = ⋅ + ⋅φ (7-12) donde:

Ulog es el índice volumétrico de absorción fotoeléctrica de la formación, en barns/cc φ es la porosidad de la formación, 0 ≤ φ ≤ 1 Umf es el índice volumétrico de absorción fotoeléctrica del filtrado (Umf ≈ 0.5 barns/cc) vma es la fracción de la roca ocupado por la matriz limpia, 0 ≤ vma ≤ 1 Uma es el índice volumétrico de absorción fotoeléctrica de la matriz limpia, en barns/cc (4.8 barns/cc ≤ vma ≤ 13.8 barns/cc)


1 = +φ vma (7-12a)

2. 4. Efectos ambientales El registro de factor fotoeléctrico es fuertemente afectado por lodos cargados con barita y no existe corrección para este efecto. En este tipo de lodos no se recomienda utilizar la curva de Pef para interpretar. La única corrección necesaria en la curva ρb de densidad de la formación, es por curvatura del pozo; como el patín está adaptado a pozos de 8” de diámetro, esta corrección solamente debe aplicarse cuando el pozo tenga curvaturas diferentes a 8”. Las compañías que prestan servicios de registros publican gráficas para estimar la corrección necesaria en función de la curvatura del pozo frente al patín. Durante el desarrollo de este curso se explicará y se practicará la utilización de estas gráficas.

2. 5. Otros efectos que influencian la medición Variaciones estadísticas: Contrariamente al registro sónico, la ecuación de respuesta del registro de densidad es perfectamente bien conocida. Sin embargo, las variaciones estadísticas intrínsecas al principio físico de esta medición hace que haya una pequeña incerteza de ± 0.005 gr/cc sobre el valor exacto de la densidad medida.



Pozo en mal estado: el mal estado de la pared del pozo produce lecturas anormalmente bajas de la densidad medida, básicamente por la presencia de lodo entre el patín y la formación. La curva DRHO de corrección aplicada a la densidad medida es un excelente indicador de la calidad de la medición: en zonas donde el valor de ∆ρ es mayor que 0.15 gr/cc (en escala normal, corresponde a 3 divisiones grandes) debe sospecharse que el valor de densidad ρb medido puede no ser representativo del verdadero valor de la densidad de la formación. Arcillosidad: El registro de densidad en general es poco sensible a la presencia de lutita en la formación debido al pequeño contraste entre la densidad de as lutitas o “shales” y de las roca-almacén limpias. Cuando existe contraste, la densidad del registro aumenta o disminuye con relación al valor de la roca limpia, según que la densidad de la lutita sea mayor o menor que el de la roca limpia. El efecto de la arcillosidad de la formación es mucho menor en el registro de densidad que en el registro de neutrón. Hidrocarburos livianos: Los hidrocarburos livianos presentan una densidad menor que la del agua o del aceite pesado; por esta razón, cuando existe gas en la zona investigada por la herramienta, el registro de densidad indicará una porosidad aparente (calculada con ρbmf = 1.0 gr/cc) bastante mayor que la verdadera porosidad. Este efecto es aprovechado como excelente indicador de gas cuando se combina el registro de densidad con el de neutrón, ya que el hidrocarburo produce en el registro de neutrón efectos exactamente opuestos a los que produce en el registro de densidad: la porosidad aparente de neutrón φNa es menor que la verdadera porosidad de la roca. De esta manera, con las dos porosidades ajustadas para superponerse en calizas limpias y acuíferas, las curvas se separan en calizas limpias con hidrocarburos livianos. Lodo cargado con barita: La barita tiene un valor de sección transversal fotoeléctrica extremadamente alto, lo cual afecta la medición e impide la aplicación del factor fotoeléctrico para la identificación de litología. Por otro lado, las rápidas deflecciones de la curva de factor fotoeléctrico hacia valores altos en lodos cargados con barita es frecuentemente utilizada como un excelente indicador adicional de fracturas abiertas (en las cuales el lodo entra y produce los efectos mencionados). Las compañías que prestan servicios de registros publican gráficas que permiten efectuar las correcciones por arcillosidad y efecto de hidrocarburos livianos (para lo cual se requiere la información del registro de neutrón y de micro-resistividad). Durante el desarrollo de este curso se explicará y se practicará la utilización de estas gráficas.

2. 6. Interpretación rápida La superposición de las curvas de densidad y neutrón permite la interpretación rápida o “quick-look”, para evaluar la litología, la presencia de hidrocarburos livianos y la porosidad de las formaciones. Esta importante técnica es explicada en el Capítulo 10.

Figura 7-3



3. Registro de neutrón El registro de neutrón o CNT (“Compensated-Neutron-Tool”) mide el índice de hidrógeno de la formación, expresado como φN o porosidad neutrón en unidades de porosidad o pu (“porosity-units”), generalmente presentado en las pistas 2 y 3 en escala coherente con la de densidad, de 45 a -15 pu, con mnemónico NPHI. Para ello uno fuente radioactiva natural de neutrones es colocada en la herramienta de registro antes de bajar al pozo. Los neutrones que la formación deja llegar a dos detectores ubicados a algunas pulgadas de la fuente en la herramienta de registro, permiten obtener el índice de hidrógeno de la formación. Existen los siguientes tipos de detectores: de neutrones epitermales (herramientas SNP ó “Sidewall Neutron Porosity” y APS ó “Accelerator Porosity Sonde”), neutrones termales (herramienta CNT ó “Compensated Neutron Porosity”), neutrones termales y rayos gamma de captura (antigua herramienta GNT ó “Gamma-Neutron Tool”).

3. 1. Principio de la medición Los neutrones emitidos por la fuente se dispersan en el pozo y en la formación alrededor de la herramienta. Existe un descentralizador elástico apoyando la generatriz de la herramienta que pasa por la fuente radioactiva contra la pared del pozo para maximizar la cantidad de neutrones en la formación y minimizar la cantidad de neutrones en el pozo. Existen cuatro tipos de interacción entre los neutrones y la formación: la ‘dispersión elástica’ en la cual el neutrón sufre una colisión con el núcleo de los átomos de la formación y rebota observando las leyes de la conservación de la energía y del momento; la ‘dispersión inelástica’ en la cual el núcleo es excitado por la colisión con el neutrón y regresa a su estado energético emitiendo un rayo gamma; la ‘captura’ en la cual el núcleo absorbe el neutrón emitiendo un rayo gamma y, por último, la ‘activación’ en la cual el núcleo absorbe el neutrón emitiendo un rayo beta, un rayo gamma y un neutrón. El registro de neutrón aprovecha la dispersión elástica, en la cual los neutrones sufren sucesivas colisiones con los núcleos de la formación hasta que pierden suficiente energía para ser absorbidos por la formación. Cuando son emitidos por la fuente, los neutrones tienen una energía muy alta, de 2 MeV; después de sucesivas colisiones con los núcleos de la formación, su energía disminuye hasta alcanzar el nivel epitermal (aproximadamente de 10 eV hasta 0.4 eV) y finalmente alcanzan el nivel termal (aproximadamente 0.025 eV) en el cual son absorbidos por la formación. Existen dos elementos que se destacan en relación a la dispersión elástica de neutrones: Hidrógeno: entre los elementos mas frecuentemente encontrados en las formaciones, el hidrógeno tiene el menor número atómico con valor igual a 1 (misma masa que el neutrón), lo que identifica al hidrógeno como el elemento mas eficiente en la dispersión elástica (el próximo elemento, oxígeno, tiene número atómico con valor igual a 6); todos los otros elemento tienen masa mayor que el neutrón lo que facilita el rebote sin transferencia de energía. En zonas con alto contenido de hidrógeno los neutrones alcanzarán el nivel epitermal y luego termal con mucha rapidez. Por esta razón se dice que la herramienta de neutrón mide el índice de hidrógeno de la formación. Cloro: entre los elementos mas frecuentemente encontrados en las formaciones, el cloro tiene la mayor sección transversal de captura para neutrones termales, con valor igual a 31.6 barns (el próximo elemento, hidrógeno, tiene sección transversal de captura con valor igual a 0.3 barns). En zonas con alto contenido de cloro, los neutrones termales serán absorbidos por la formación con mucha rapidez. Los detectores pueden ser de dos tipos: pueden medir la populación de neutrones epitermales en la formación o pueden medir los rayos gamma de captura emitidos por la formación durante la absorción de neutrones termales.



3. 2. Herramientas de registro, profundidad de investigación y definición vertical Para minimizar los efectos del pozo las herramientas modernas de neutrón utilizan dos detectores localizados a algunas pulgadas de la fuente radioactiva. La Figura 7-4 muestra una combinación de herramientas. Los parámetros registrados son las ‘cuentas por segundo’ o “count-rates” de ambos detectores, de los cuales se calcula la relación entre ellos NRAT o “ratio”, dividiendo las cuentas por segundo del detector cercano por las del lejano. Esta relación es mucho menos sensible a los efectos de pozo que las cuentas individuales y por eso se la utiliza para obtener el índice de hidrógeno o porosidad neutrón φN a través de una transformación del “ratio” para porosidad. Existen dos transformaciones del “ratio” para obtener la porosidad neutrón. La convencional, con mnemónico NPHI y una nueva transformación con TNPH, la cual tiene en cuenta los efectos combinados de la litología y la salinidad en la respuesta del registro. Esta nueva transformación obtiene una curva TNPH de porosidad de neutrón de mejor calidad que la obtenida con la transformación tradicional (mnemónico NPHI). Las líneas de litología (arenisca, caliza y dolomía) que aparecen en las gráficas de densidad vs neutrón para interpretación, son diferentes según se utilice la curva NPHI o TNPH como dato de entrada. Para disminuir el efecto indeseable del lodo, la herramienta cuenta con un descentralizador elástico apoyando el cuerpo de la herramienta (en la generatriz que pasa por la fuente) continuamente contra la pared del pozo. Debido a medir el índice de hidrógeno, es natural que el registro sea muy sensible a la presencia de fluidos, como el lodo en el pozo. El principal patrón de calibración para la herramienta de neutrón es una serie de bloques de calizas limpias y acuíferas con porosidades perfectamente conocidas. El segundo calibrador es un tanque de precisión conteniendo agua. La calibración en el pozo se efectúa con una pequeña fuente para reproducir el “ratio” obtenido en el tanque de calibración, con lo que la herramienta queda calibrada para leer directamente la porosidad de la formación en ‘matriz caliza’. La profundidad de investigación del registro de neutrón es de aproximadamente 45 cm, similar a su definición vertical.

3. 3. Relación entre índice de hidrógeno y porosidad: ecuación de respuesta Frecuentemente se obtiene el registro de neutrón expresado en ‘matriz caliza’, lo que significa que en calizas limpias y acuíferas la porosidad aparente de neutrón es la verdadera porosidad de la formación. En areniscas limpias y acuíferas, la porosidad aparente de neutrón (expresado en matriz caliza) es menor que la verdadera porosidad de la formación. De la misma manera, en dolomías limpias y acuíferas, la porosidad aparente de neutrón (expresado en matriz caliza) es mayor que la verdadera porosidad de la formación. La porosidad neutrón φN de una formación limpia y acuífera se obtiene como la suma de las porosidades neutrón de cada elemento, ponderada por su volumen en la formación. En el caso de una formación limpia con porosidad φ y zona lavada de mas de 45 cm de extensión, la ecuación de respuesta es:

φ φ φ φNL NLmf ma NLmavlog = ⋅ + ⋅ (7-13)

Figura 7-4



donde: φNLlog es el índice de hidrógeno de la formación, matriz caliza, en pu φ es la porosidad de la formación, 0 ≤ φ ≤ 1 φNLmf es el índice de hidrógeno del filtrado, matriz caliza, en pu (φNLmf ≈ 100 pu) vma es e la fracción de la roca ocupado por la matriz limpia, 0 ≤ vma ≤ 1 φNLma es el índice de hidrógeno de la matriz limpia, matriz caliza, en pu (-2 pu ≤ φNLma ≤ 3 pu)


1 = +φ vma (7-14) Combinando las ecuaciones 7-13 y 7-14 puede obtenerse la porosidad aparente de neutrón φNa para la formación limpia y acuífera (ver el párrafo 4.1.1 del Capítulo 2) como:

φφ φφ φN

NL NLma

NLmf NLmaa

=−−

log (7-15)

Es interesante observar que cuando la matriz es caliza (en la que φNLma = 0 pu) y el valor del índice de hidrógeno del filtrado φNLmf = 100 pu, la porosidad aparente de neutrón resulta ser igual a la porosidad de la formación: φ = φNa = φNLlog en pu/100, o multiplicando todas las porosidades por 100 para expresarlas en pu: φ = φNa = φNLlog, lo que confirma que el registro en ‘matriz caliza’ obtiene directamente la porosidad en calizas limpias y acuíferas. En el caso de la formación ser arcillosa, las ecuaciones 7-13 y 7-14 se modifican de la siguiente manera:

φ φ φ φ φNL NLmf ma NLma sh NLv vshlog

= ⋅ + ⋅ + ⋅ (7-16) donde los parámetros tienen el mismo significado indicado, con las siguientes adiciones:

vsh es el valor de la fracción de la roca ocupado por la lutita, 0 ≤ vsh ≤ 1 φNLsh es el valor de la densidad de la lutita


1 = + +φ v vma sh (7-17)

3. 4. Efectos ambientales El registro de neutrón es sensible a varios efectos ambientales: Diámetro del pozo: El efecto del diámetro del pozo puede tener un efecto apreciable en la lectura del registro. En general, cuando densidad y neutrón son corridos combinados, esta corrección es efectuada automáticamente utilizando el diámetro del calibrador del registro de densidad que, en pozos ovalados, mide el diámetro máximo del pozo. Espesor del enjarre: Existe un efecto residual por espesor del enjarre ya que el “ratio” no es completamente insensible a la presencia del enjarre.



Salinidad del lodo: Es la corrección por el efecto del cloro en el lodo, originada en su gran sección transversal de captura para neutrones termales. Salinidad en la formación: Es la corrección por el efecto del cloro en la formación, originada en su gran sección transversal de captura para neutrones termales. Densidad del lodo: Es la corrección por el efecto de la densidad del lodo, que disminuye el valor de porosidad del registro. Su importancia aumenta al aumentar la porosidad y el valor de la densidad del lodo. Separación herramienta/pared del pozo: El efecto de la separación entre la herramienta de registro y la pared del pozo puede afectar apreciablemente la lectura del registro. Es la corrección por el efecto del lodo entre la herramienta y la formación, originada por la presencia de un separador o “stand-off” que normalmente es de 0.5”. Presión hidrostática: Es la corrección por el efecto de la presión hidrostática dentro del pozo, que aumenta el valor de porosidad del registro. Su importancia aumenta al aumentar la porosidad y el valor de la presión hidrostática en el lodo. Temperatura del lodo: El efecto de la temperatura del lodo puede tener un efecto apreciable en la lectura del registro. Este efecto es mayor a altas porosidades y aumenta con la temperatura del lodo. Las compañías que prestan servicios de registros publican gráficas que permiten efectuar las correcciones mencionadas (Figura 7-5), así como por arcillosidad y efecto de hidrocarburos livianos (tratadas en el siguiente párrafo, para lo cual se requiere la información del registro de neutrón y de micro-resistividad). Durante el desarrollo de este curso se explicará y se practicará la utilización de estas gráficas.

3. 5. Otros efectos que influencian la medición Existen otros factores que afectan la lectura del registro de neutrón: Arcillosidad: La lectura del registro de neutrón en lutitas o “shales” es generalmente bastante alta, con frecuencia del orden de 40 pu; siendo que este valor mucho mayor que la lectura del registro en la roca-almacén limpia, el efecto de la presencia de lutitas o “shales” en la formación es bastante notable, aumentando el valor medido por el registro. El efecto de la arcillosidad de la formación es mucho mayor en el registro de neutrón que en el registro de densidad. Hidrocarburos livianos: Los hidrocarburos livianos presentan un contenido menor de átomos de hidrógeno por cc que el agua o el aceite pesado; por esta razón, cuando existe gas en la zona investigada por la herramienta, el registro de neutrón indicará una porosidad aparente (calculada con φNLmf = 100 pu) bastante menor que la verdadera porosidad. Este efecto es aprovechado como excelente indicador de gas cuando se combina el registro de densidad con el de neutrón, ya que el hidrocarburo produce en el registro de densidad efectos exactamente opuestos a los que produce en el registro de neutrón: la porosidad aparente de densidad φDa es mayor que la

Figura 7-5



verdadera porosidad de la roca. De esta manera, con las dos porosidades ajustadas para superponerse en calizas limpias y acuíferas, las curvas se separan en calizas limpias con hidrocarburos livianos.

4. Registro de propagación electromagnética El registro de propagación electromagnética o EPT (“Electromagnetic-Propagation-Tool”) mide el tiempo de propagación tpl en ns/m y la atenuación Att en dB/m de la onda electromagnética propagándose en la formación, presentando generalmente la curva de tpl en la pista 2 en escala de 0 a 20 ns/m con mnemónico TPL y la curva de Att en la pista 3 en escala de 0 a 1.000 dB/m con mnemónico EATT; para ello, la herramienta utiliza un patín con antenas transmisoras y receptoras de ondas electromagnéticas alineadas verticalmente, apoyado en la pared del pozo. Las diferencias de fase y de amplitud entre las ondas detectadas por dos antenas receptoras, separadas entre sí por algunos centímetros, permite obtener los dos parámetros de la formación. Esta información puede ser utilizada par determinar la ‘porosidad con agua’ en la formación, ya que para la onda electromagnética los hidrocarburos se presentan con características similares a las de la formación. La medida del registro de propagación electromagnética es muy influenciada por la cantidad y la salinidad del agua en a zona investigada por el registro. Las mejores condiciones ocurren con alta porosidad y agua dulce ya que además de la atenuación ser baja, el registro permite distinguir agua dulce del aceite, algo muy difícil de efectuar con los registros convencionales. Las siguientes son algunas de las aplicaciones del registro de propagación electromagnética: • Distinguir hidrocarburos del agua dulce en • Contribuir para la evaluación de capas la zona lavada delgadas • Evaluar la ‘porosidad con agua’ sin utilizar • Determinar valores de Shr en la zona lavada la ecuación de Archie (en la cual debe y obtener valores sintéticos de Rxo en lodo conocerse el valor del exponente de a base de aceite (no puede obtenerse el cementación m) registro de micro-resistividad)

4. 1. Principio de la medición La onda electromagnética emitida por la herramienta tiene frecuencia de 1.1 GHz, en el espectro de ‘frecuencia ultra alta’ o UHF (“Ultra-High-Frequency”). La herramienta detecta el paso de la onda electromagnética en la formación, frente a las dos antenas receptoras, y por comparación de las dos señales obtenidas se determina el tiempo de tránsito tpl y la atenuación Att sufridas por la onda en el espacio de formación entre las dos antenas receptoras. La característica de la formación que mas influencia la propagación de la onda es la permisividad dieléctrica o constante dieléctrica ε, que referida relativamente a la del aire, se expresa como un número; de ella puede obtenerse el tiempo de tránsito tpl en ns/m:

Constante dieléctrica relativa tiempo de tránsito Elemento ____________ε____________ .... tpl (ns/m) .... Agua 56 a 80 25 a 30 Caliza 7.5 a 9.2 9.1 a 10.2 Dolomía 6.8 8.7 Anhidrita 6.4 8.4 Arenisca 4.7 7.2 Aceite 2.2 4.9 Aire o gas 1.0 3.3



4. 2. Herramientas de registro, profundidad de investigación y definición vertical El patín de la herramienta EPT tiene un arreglo de transmisores y receptores con disposición parecida a la de transmisores y receptores en a herramienta BHC de sónico para compensar por los efectos de inclinación del patín. El brazo opuesto al arreglo de antenas puede contener un patín para registro de ML (Figura 7-6). La resolución vertical es del orden de 4 cm y la profundidad de investigación depende de la conductividad de la roca, variando entre 2 y 15 cm. Una nueva versión de esta herramienta permite elegir entre dos patines, uno con las antenas verticales y el otro con las antenas horizontales, para obtener diferentes características de investigación en la formación.

4. 3. Relación entre el tiempo de tránsito y porosidad: ecuación de respuesta

Considerando que el registro EPT permite distinguir entre agua e hidrocarburos en la zona lavada, la ecuación de respuesta debe separar la porosidad en dos componentes: una ‘porosidad con agua’ φmf (el agua en este caso es filtrado) y otra ‘porosidad con hidrocarburos’ φhy manteniendo la relación φ = φmf + φhy entre ellas. El tiempo de tránsito tpllog de una formación limpia y acuífera se obtiene como la suma de los tiempos de tránsito de cada elemento, ponderada por su volumen en la formación. En el caso de una formación limpia con porosidad φ y zona lavada de mas de 15 cm de extensión, la ecuación de respuesta es:

t t t v tpl mf pl mf hy pl hy ma pl malog= ⋅ + ⋅ + ⋅φ φ (7-18)

donde: tpllog es el tiempo de tránsito de la formación, en ns/m φmf es la ‘porosidad con agua’ (en este caso, con filtrado) de la formación, 0 ≤ φmf ≤ 1 tplmf es el tiempo de tránsito del filtrado, en ns/m (25 ns/m ≤ tplmf ≤ 30 ns/m) φhy es la ‘porosidad con hidrocarburos’ de la formación, 0 ≤ φhy ≤ 1 tplhy es el tiempo de tránsito del hidrocarburo, en ns/m (3.3 ns/m ≤ tplhy ≤ 4.9 ns/m) vma es e la fracción de la roca ocupado por la matriz limpia, 0 ≤ vma ≤ 1 tplma es el tiempo de tránsito de la matriz limpia, en ns/m (4.7 ns/m ≤ tplma ≤ 8.7 ns/m)


1 = +φ vma (7-19) Combinando las ecuaciones 7-18 y 7-19 y asumiendo que tplhy ≈ tplma puede obtenerse la porosidad aparente de EPT (tpl) o ‘porosidad con agua’ (en este caso, con filtrado) φmf de la formación limpia y acuífera:

φ φtpl mf

pl pl ma

pl mf pl maa

t t

t t≈ ≈

−

−log

(7-20)

En el caso de la formación ser arcillosa, las ecuaciones 7-18 y 7-19 se modifican de la siguiente manera:

t t t v t v tpl mf pl mf hy pl hy ma pl ma sh pl shlog= ⋅ + ⋅ + ⋅ + ⋅φ φ (7-21)

Figura 7-6



donde los parámetros tienen el mismo significado indicado, con las siguientes adiciones:

vsh es el valor de la fracción de la roca ocupado por la lutita, 0 ≤ vsh ≤ 1 tplsh es el valor del tiempo de tránsito de la lutita


1 = + +φ v vma sh (7-22) Puede escribirse una segunda ecuación de respuesta, esta vez para la atenuación, que tiene en cuenta que los minerales y los hidrocarburos tienen atenuación cero; la arcilla tiene atenuación alta debido a su contenido de agua. La atenuación Attlog de una formación limpia y acuífera se obtiene como la suma de las atenuaciones de cada elemento, ponderada por su volumen en la formación. En el caso de una formación limpia con porosidad φ y zona lavada de mas de 15 cm de extensión, la ecuación de respuesta es:

Att Attmf mflog = ⋅φ (7-23) donde:

Attlog es la atenuación de la formación, en dB/m φmf es la ‘porosidad con agua’ (en este caso, con filtrado) de la formación, 0 ≤ φmf ≤ 1 Attmf es el tiempo de tránsito del filtrado, en dB/m

Esta ecuación permite evaluar rápidamente la porosidad aparente de EPT (Att) o ‘porosidad con agua’ (en este caso, con filtrado) φmf de la formación limpia y acuífera:

φAttmf

a

AttAtt

= log (7-23’)

También rápidamente puede calcularse la saturación de agua Sxo en la zona lavada:

SxoAtt=

φφ

(7-24)

En el caso de la formación ser arcillosa, la ecuación 7-23 se modifica de la siguiente manera:

Att Att v Attmf mf sh shlog = ⋅ + ⋅φ (7-25)

donde los parámetros tienen el mismo significado indicado, con las siguientes adiciones:

vsh es el valor de la fracción de la roca ocupado por la lutita, 0 ≤ vsh ≤ 1 Attsh es el valor de la atenuación de la lutita

4. 3. 1. Interpretación rápida

Considerando que la porosidad aparente obtenida del registro EPT es esencialmente la porosidad con agua, puede efectuarse una interpretación rápida o “quick-look” comparando esta porosidad φEPT con la porosidad densidad-neutrón φDN de la siguiente forma: • En intervalos acuíferos: φEPT ≈ φDN • En intervalos con hidrocarburos: φEPT < φDN



4. 4. Efectos ambientales La primera generación de herramientas EPT tenían antenas bastante grandes, que no generaban un frente de onda plano en la formación sino que el frente de onda era esférico. Esta propagación tiene la característica de distribuir la energía de la onda en volúmenes de formación cada vez mayores a medida que la onda se propaga en forma esférica. Debido a esta característica era necesario introducir una corrección de ‘pérdida esférica’ o “spreading-loss” para obtener los valores que hubiera medido la herramienta si el frente de onda hubiese sido plano. Las nuevas generaciones de herramientas tienen antenas suficientemente pequeñas para poder considerar que la onda en la formación es efectivamente una onda plana por lo que la corrección anterior no es mas necesaria.

4. 5. Otros efectos que influencian la medición Los siguientes son otros factores que afectan la medición del registro EPT: Rugosidad de la pared del pozo: Es especialmente crítica en lodo a base de agua, ya que el lodo entre el patín y la formación distorsiona los valores medidos. En lodo a base de aceite este efecto es muy pequeño. No existe corrección para este efecto.




Diámetro del pozo: Esta limitación representa el tamaño mínimo del diámetro del pozo para poder obtener este registro; los valores recomendados son 8+¼” con patín de ML y de 6+½” sin el patín de ML. Salinidad del agua en la formación: La salinidad del agua en la zona investigada por la herramienta introduce efectos que deben ser tenidos en cuenta durante la interpretación. El agua dulce es ideal; el peor caso es porosidad alta saturada con agua salada, lo que produce una atenuación muy alta y el receptor lejano puede no detectar el paso de la onda en la formación. No existe un valor fijo de salinidad para que esto ocurra; es una combinación del volumen del agua y de su salinidad. En general puede decirse que habrá dificultades para obtener el registro de EPT cuando el valor de Rxo < 10 Ω·m (Figuras 7-7 y 7-8).

4. 6. Combinabilidad La herramienta de EPT (Figura 7-9) es combinable con la mayoría de las herramientas convencionales de registro, como lito-densidad, neutrón, rayos gamma o espectrometría de rayos gamma naturales.

Figura 7-9

Viro Consultoria Ltda. Capítulo 8: Control de Calidad de Registros


Capítulo 8: Control de Calidad de Registros Resumen: Análisis de los criterios de control de calidad de registros o LQC (“Log-Quality-Control”),

enfatizando la importancia de efectuarlo antes de comenzar cualquier interpretación. 1. Introducción

El control de calidad de los registros o LQC (“Log-Quality-Control”) debe ser efectuado antes de intentar cualquier interpretación, incluyendo la interpretación rápida, para verificar que los registros están dentro de los límites aceptables de calidad. No hacerlo significa correr el riesgo de obtener una interpretación errónea sin haber notado que la misma está basada en uno o mas registros anómalos. Los registros modernos obtenidos por computadora son generados en papel continuo (copias heliográficas de película o impresión directa por la computadora) y en medio magnético (cinta o cartucho). Existen algunos controles de calidad a ser aplicados a ambos medios (papel y medio magnético), mientras que otros controles de calidad se aplican apenas a la copia en papel y otros se aplican apenas al medio magnético.

2. Controles de calidad para registros en papel y en medio magnético Los controles de calidad que se mencionan a continuación permiten verificar elementos del registro que pueden afectar su calidad, independientemente que se esté trabajando con la copia en papel o con el medio magnético.

2. 1. Velocidad del registro Cada herramienta de registro tiene un valor de velocidad máxima de registro definida en las especificaciones suministradas por la compañía de servicios de registros. Obtener el registro a velocidades mayores que el valor máximo permitido compromete la calidad de la información. En el párrafo 4.4 del Capítulo 3 se explica como verificar el valor de la velocidad a la cual fue obtenido el registro.

2. 2. Sección Repetida Uno de los controles de calidad mas importantes es la verificación de que la herramienta repite las mediciones obtenidas al registrar una segunda pasada sobre una sección de unos 50 m de pozo (elegida con criterio, normalmente en la zona de interés). Algunos registros repiten con mas precisión que otros; por ejemplo, los registros nucleares son afectados por las variaciones estadísticas inherentes al principio físico de la medición, por lo que la repetición no puede ser perfecta.

2. 3. Correlación de profundidad La correlación de profundidad o “depth-match” verifica la existencia o no de diferencias de profundidad en los siguientes casos: • entre curvas de un mismo registro (por ejemplo debido a una memorización errónea) • entre las curvas de un registro y las de otro registro obtenido en otra bajada al pozo (por ejemplo debido

al diferente alargamiento del cable entre un registro y el otro, por diferencia de peso de las herramientas y/o diferencia de fricción de las herramientas con la pared del pozo)



• entre curvas de un registro actual y las de registros anteriores en el mismo pozo (generalmente existen algunos metros de agujero descubierto debajo de la TR los que fueron registrados como fondo del pozo antes de entubar).

En todos estos casos, a menos que exista una justificación clara, esta diferencia apunta a descuidos del profesional que registró el pozo. Actualmente, gracias a la versatilidad de las computadoras, estas deficiencias pueden subsanarse a través de una edición posterior, absolutamente necesaria para el procesamiento de interpretaciones por computadora. La correlación de profundidad o “depth-match” se trata en los párrafos 1.1 y 2 del Capítulo 3.

2. 4. Especificaciones publicadas Todas las herramientas de registro tienen especificaciones publicadas, tales como el rango de diámetro de pozo en el que puede usarse cada una, rangos de presión y temperatura permitidos, rangos del parámetro medido para garantizar la precisión de la medición y otros. El intérprete siempre debe verificar si la herramienta fue utilizada fuera de las especificaciones publicadas, ya que esta utilización de la herramienta puede originar anomalías que afectan la calidad del registro.

2. 5. Datos faltantes o equivocados Frecuentemente se observa que existen datos faltantes o equivocados en los encabezados de los registros que, sin ser esenciales para garantizar la calidad del registro, comprometen la calidad de su presentación. Ejemplos de estos son las escalas de profundidad, escalas de las curvas o del relevo o “back-up” de las curvas, identificación del trazo utilizado para cada curva, nombre del profesional que obtuvo el registro así como de los profesionales que acompañaron el trabajo como observadores, identificación de los equipamientos utilizados, observaciones relativas a cualquier peculiaridad ocurrida durante el trabajo, etc. Otro tipo de datos que son fundamentales y que no pueden faltar ni estar equivocados, son los relativos a la identificación del pozo (nombre y coordenadas geográficas), la fecha en la cual se efectuó el trabajo, los otros registros obtenidos durante el mismo trabajo, los datos de resistividad y temperatura del lodo, enjarre y filtrado, temperaturas de superficie y de fondo, datos de calibración de las herramientas utilizadas.

3. Controles de calidad para registros en papel En general, los controles de calidad aplicados a la copia en papel no tienen relación con la calidad del registro en medio magnético; sin embargo, un dato faltante o equivocado en la copia en papel probablemente también falta o está equivocado en el medio magnético.

3. 1. Legibilidad Frecuentemente debe efectuarse una evaluación rápida o “quick-look” en el pozo para tomar decisiones inmediatas, trabajando sobre la copia generada en el pozo. Si esta copia no está legible por ser muy obscura o excesivamente clara, se dificulta enormemente la tarea del intérprete. La misma dificultad se presenta frecuentemente pare quien recibe la transmisión ilegible del registro o de la interpretación del mismo vía facsímil (fax).

3. 2. Calidad de la copia Al copiar películas en el pozo utilizando copiadoras heliográficas, frecuentemente se observa un lento corrimiento lateral de la película con relación al papel. En copias cortas, de menos de un metro de longitud, este corrimiento no llega a representar un problema; ya en copias largas, si el profesional que efectúa las



copias no es habilidoso e intenta bruscamente realinear la película con el papel, generalmente se produce en la copia una zona ilegible de 15 a 20 m de pozo, inútil para interpretación. Cuando se utiliza papel en rollo en vez de usar papel predoblado para efectuar las copias, el registro resultante es de difícil manipulación y archivamiento.

4. Controles de calidad para registros en medio magnético En general, los controles de calidad aplicados a la copia en medio magnético no tienen relación con la calidad del registro en papel; sin embargo, un dato faltante o equivocado en la copia en medio magnético probablemente también falta o está equivocado en la copia en papel.

4. 1. Verificación de los datos grabados Para verificar la representatividad de los datos grabados en medio magnético puede hacerse un muestreo por computadora a cada 50 ó 00m de pozo, verificando que la información existe y es correcta. Otra forma de verificación es la de reproducir en papel los datos grabados, con la presentación adecuada para compararlos con el registro original en una mesa de luz, verificando si hay discrepancias con el registro original.

5. Validación de registros utilizando técnicas de interpretación Frecuentemente pueden validarse los registros a través de la utilización de técnicas de interpretación, tal como se trata en el Capítulo 9.

6. Cuantificación de la calidad de los registros En muchas compañías petroleras es norma interna el cuantificar la calidad de los registros obtenidos. Para esto, es muy práctico disponer de un formulario patrón en el que asignan valores (por ejemplo de 0 a 10) a cada ítem que afecta la calidad del registro. De esta manera puede obtenerse un valor para la calidad de cada registro.



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