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REGISTROS DE POZO
Geología III
Registro eléctricos a hueco abierto
Justificación:
Luego que una sección de un pozo ha sido perforada, se
bajan sondas de medición hasta el fondo del hueco por medio
de un cable. Mientras se tira la sarta de registros hacia arriba
del pozo, se miden de forma continua varias propiedades de
las formaciones en función de la profundidad.
Estas propiedades físicas pueden interpretarse en términos
de litología, porosidad, saturación de hidrocarburos, etc.
La interpretación de registros permite determinar parámetros de
fundamental importancia para la estimación de reservas.
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Medida de la Profundidad:
La profundidad (MD) es medida a
lo largo del hueco en pies bajo la
mesa rotaria (u otro datum de
referencia). Cuando la punta de
la sarta toca la mesa rotaria la
medida de profundidad es cero.
La longitud del cable en el hueco
se mide con una precisión de
±0,1%.
En pozos verticales la profundidad medida (MD) es igual a
la profundidad vertical verdadera (TVD). En pozos
desviados se necesita un registro de desviación (survey)
para calcular la profundidad vertical.
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Tipos de Registros Básicos
I
Espesor del reservorio (Gamma Ray, Spontaneous Potential)
Discriminan reservorio de no-reservorio
II Porosidad (Density, Neutron, Sonic)
Se usan para calcular porosidad, identificar litologías y diferenciar
aceite de gas.
III Resistividad (Laterolog, Induction, Microresistivity)
Junto con los registros de porosidad se usan para calcular
saturaciones de hidrocarburos.
Otros tipos de registros son:
Side wall sampler: Toma muestras de roca las cuales se usan para confirmar
litología y tipo de fluido.
Formation tester: Mide presiones de formación y puede recuperar muestras
de fluidos.
Dipmeter: Mide rumbo y buzamiento de las capas
Checkshot & VSP: Usado para calibrar sísmica
FMI, UBI: Ofrecen una imagen del hueco basadas en conductividad y reflexión
acústica de la roca.
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Potencial Espontáneo
Objetivos:
•Detectar capas permeables (solo
es una indicación cualitativa)
•Determinar Rw
•Estimar el nivel de lodolitas de la
roca reservorio
El SP es una medida de la
diferencia potencial eléctrica entre
un electrodo móvil en el hueco y
uno fijo en superficie (se mide en
mV).
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Potencial Espontáneo
Se presenta por un fenómeno
natural que ocurre cuando un
nuevo fluido (lodo de perforación)
rompe el equilibrio de la
formación.
Los potenciales son creados por
corrientes eléctricas inducidas
químicamente, solo si la salinidad
del fluido de perforación es
diferente a la salinidad del agua
de formación.
Solo se puede registrar en hueco
abierto y en lodos base agua.
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Potencial Espontáneo
La corriente se genera en las
interfases capa permeable/capa
impermeable y zona virgen/zona
invadida.
Dentro de la capa impermeable no se
genera ninguna corriente y el SP se
comporta como una línea recta. En
formaciones permeables la curva del
SP muestra deflexiones desde la
línea base de arcillas o nivel de
lodolitas.
En capas gruesas y limpias, la
deflexión tiende a alcanzar una
desviación esencialmente constante
que define un nivel de arenas limpias.
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Potencial Espontáneo
La deflexión de la curva puede ser
a la izquierda (negativa) o a la
derecha (positiva) dependiendo de
la resistividad relativa del agua de
formación y del filtrado del lodo.
1.Rmf > Rw - gran amplitud negativa
2.Rmf >> Rw - amplitud negativa pero
no tan grande
3.Rmf = Rw - no hay deflexión del SP
4.Rmf < Rw - amplitud positiva pero
no tan grande
5.Rmf << Rw – gran amplitud positiva
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Potencial Espontáneo
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Gamma Ray
Objetivos:
•Discriminar entre reservorio y no-reservorio (net/gross)
•Definir volumen de arcilla en el reservorio
•Estimar el nivel de lodolitas de la roca reservorio
Algunos elementos en la naturaleza emiten radiación. Elementos
comunes en la corteza terrestre son potasio (K), torio (Th) y uranio
(U). La mayoría de las rocas reservorio contienen nada o muy pocas
cantidades de estos elementos y por lo tanto tienen un nivel bajo de
radiación GR. Otros tipos de rocas (shales) tienen una gran cantidad
de átomos de K y Th, resultando en altos niveles de radiación GR.
La herramienta registra los rayos gamma espontáneamente
emitidos por los tres isótopos. El nivel de GR se registra en unidades
API en escala de 0 – 150 API.
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Gamma Ray
La herramienta puede correrse en
hueco abierto y en hueco
entubado.
La respuesta puede ser afectada
por el peso y tipo de lodo de
perforación, además por el
tamaño del hueco.
Cuando las rocas reservorio
contienen isótopos radiactivos no
asociados con arcillas se corre
Gamma Ray Espectral, la cual
identifica la fuente y mide la
contribución de cada uno de los
elementos.
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Gamma Ray
Areniscas/calizas con alto GR:
• Areniscas ricas en micas,
feldespato potásico, glauconita,
fosfatos
• Areniscas con contenido de
minerales arcillosos
• Areniscas/calizas donde se ha
precipitado/adsorbido Uranio.
La proporción de K, Th y U para la
calibración es de 4% K, 22 ppm
Th, 12 ppm U = 200 API.
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Densidad
Objetivos:
•Calcular la porosidad (Φ) en capas de litología conocida.
•Evaluar litologías de formaciones en combinación con Neutron.
•Verificar consistencia de las litologías observadas con mudlog y GR
Una fuente de rayos gamma
bombardea la roca; estos rayos
colisionan con los electrones en la
formación, perdiendo energía. La
cantidad de estos GR atenuados a
una distancia fija es inversamente
proporcional a la densidad de
electrones de la formación.
De la densidad de electrones se
calcula la densidad total (bulk
density).
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Densidad
La fuente y dos detectores están montados en un pad, el cual está
presionado contra las paredes del hueco. Con el detector lejano la
herramienta calcula la ρb en una escala de 1,95 a 2,95 g/cm3. El
detector cercano se usa para corregir la medida por efectos de la torta
y derrumbes.
La roca reservorio consiste de matriz (cuarzo, calcita, dolomita) y fluido
de poro (agua, aceite, gas). La densidad (ρb) de una roca reservorio es
la densidad promedio de su matriz (ρma) y el fluido de poro presente
(ρf).
ρb = Φ*ρf + (1- Φ)*ρma
RHOB: densidad total
DRHO: corrección de la lectura (función del espesor de la
torta y de la densidad
DPHI: densidad real; es derivada de la curva RHOB
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Densidad
0
GR
API
200
6
CALIX
IN
16
6
CALIY
IN
16
2
RHOB
G/C3
-0.25
3
DRHO
G/C3
0.25
4100
Gamma ray
Density
Density
correction
4200
Caliper
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Densidad
La herramienta mide densidad de la formación. Para calcular
porosidad se usa la siguiente fórmula:
Φ = (ρma – ρb) / (ρma – ρf)
ρ f:
lodo aceite
=
lodo agua dulce =
lodo agua salada=
0,9 g/cm3
1,0 g/cm3
1,1 – 1,2 g/cm3
ρma:
arenisca
caliza
dolomita
2,65 g/cm3
2,71 g/cm3
2,85 g/cm3
=
=
=
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Neutrón
Objetivos:
•Calcular la porosidad en capas de litología conocida.
•Evaluar litologías de formaciones en combinación con Density.
•Detectar reservorios saturados con gas en formaciones limpias.
•Verificar consistencia de las litologías observadas con mudlog, GR y
Density.
Una fuente emite neutrones de alta energía que colisionan con los
núcleos de los átomos de la formación, perdiendo energía. La
máxima pérdida de energía se da al colisionar con núcleos de
átomos de hidrógeno. Estos núcleos emiten rayos gamma.
La herramienta registra los neutrones reflejados y los neutrones
absorbidos emitiendo rayos gamma.
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Neutrón
La fuente y dos detectores están
montados en una herramienta, la
cual está presionada contra las
paredes del hueco. De la relación
de neutrones detectados por los
detectores (lejano y cercano), se
determina empíricamente la
cantidad de átomos de hidrogeno
en la formación.
La herramienta asume que todos
los átomos de H están presentes
en el espacio poroso (agua o HC).
La herramienta está calibrada
para leer porosidad en calizas
saturadas con agua. Estas
porosidades son computadas en
unidades de porosidad (p.u.).
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001) BONANZA 1
Neutrón
GRC
0
150
SPC
-160 MV
40
ACAL
6
16
10700
0.2
0.2
0.2
ILDC
SNC
MLLCF
200
200
RHOC
1.95
2.95
CNL
0.45
-0.15
DT
150 us/f 50
200
CNL
0.45
-0.15
10800
10900
Neutron
Log
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Neutrón
•
A través de calizas con contenido de agua el registro entrega la
porosidad real. A través de areniscas o dolomitas con contenido
de agua y/o aceite, el registro debe corregirse por litología para
calcular la porosidad real.
•
El gas tiene una concentración de hidrógeno mas baja que el
petróleo o el agua debido a su baja densidad. Por consiguiente en
zonas de gas, la herramienta registra un valor de NPHI más bajo
que la porosidad real.
•
Las arcillas tiene agua ligada en su estructura, pero esta agua es
inmóvil y NO representa porosidad efectiva. Sin embargo la
herramienta responde principalmente a la presencia de
hidrógeno. Ya que hay una cantidad considerable de agua ligada
a las arcillas, la herramienta de porosidad neutrón registra un
valor de NPHI anómalamente alto.
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Neutrón
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Combinación Densidad/Neutrón
Objetivos:
•Define porosidades
•Detectar reservorios saturados de gas
Las herramientas Densidad y Neutrón determinan porosidad de una
reservorio, pero lo hacen midiendo cantidades diferentes:
– Densidad mide densidad total
– Neutrón mide densidad de hidrógeno
Por esta razón estas herramientas reaccionan diferente a fluidos de
poro y litologías.
Como estándar estos registros se plotean juntos en una pista,
usando una escala tal que ambos registros deben superponerse en
calizas saturadas con agua. Usando estas escalas, los registros
deberán separarse solamente en otras litologías o fluidos de poro.
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Combinación Densidad/Neutrón
En reservorios con contenido de gas la porosidad neutrón es menor y
la densidad se reduce (aumenta la porosidad densidad).
La separación resultante con Neutron a la derecha y Densidad a
la izquierda se llama separación de gas.
Las lodolitas tienen un efecto invertido (separación de shale). Debido
al agua que está químicamente adjunta a las partículas de arcilla, la
herramienta neutrón registra alta porosidad, donde en realidad no
existe porosidad efectiva.
Cross-plot Densidad/Neutrón:
Gráfico X-plot que indica la influencia de cambio de porosidad de
acuerdo a la litología del reservorio.
¿Cómo se utiliza el Cross-Plot?
• Lea las respuestas de Densidad y Neutrón en la capa de interés y
plotee los resultados en el X-plot.
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Combinación Densidad/Neutrón
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Combinación Densidad/Neutrón
Verifique con mudlog, GR y
Caliper que la litología es
consistente.
• Si se conoce la litología se
puede leer la porosidad de la
escala en la línea de litología
relevante.
• Sal y Anhidrita tienen
porosidades cero.
• Tenga cuidado con:
– mezcla de litologías
– efecto gas
– efecto shale
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Sónico
Objetivos:
• Calcular la porosidad en capas de litología conocida.
• Calibrar datos sísmicos.
• Evaluar porosidades secundarias en combinación con las
herramientas Densidad y/o Neutrón.
• Combinado con el registro de densidad sirve para generar trazas
sísmicas (sismograma sintético).
Un transmisor envía un pulso acústico y los receptores detectan la
llegada de la onda. Se mide la diferencia en el tiempo de llegada (∆t)
del pulso a los dos receptores de la herramienta.
La primera llegada a los receptores es la onda P (Pressure), la cual
viaja a través de la roca y el fluido. La onda S (Shear) que viaja
solamente a través de la roca, llega después. Por último llega la onda
Stoneley, la cual es sensible a la permeabilidad y a las fracturas.
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Sónico
La herramienta sónico mide el tiempo que
toma un pulso acústico al viajar a través
de la formación (∆tlog). Los resultados se
despliegan en µs/pie (o µs/m)
Esta medida de tiempo de viaje en la
formación puede interpretarse en términos
de velocidad sísmica de la formación, la
cual es un parámetro esencial en la
conversión tiempo-profundidad de datos
sísmicos.
El tiempo de viaje (de la onda P) también
puede usarse para estimar la porosidad de
la formación.
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Sónico
La ecuación de tiempo promedio asume que el tiempo de viaje es una
combinación lineal de los tiempos de viaje de la matriz (∆tma) y del
fluido de poro (∆tf):
∆tlog = Φ*∆tf + (1-Φ)*∆tma
Para calcular la porosidad se usa la siguiente fórmula:
Φ = (∆tlog – ∆tma) / (∆tf – ∆tma)
∆tf:
∆tma:
lodo
=
arenisca =
caliza =
dolomita =
189 µs/pie
55 µs/pie
47 µs/pie
43 µs/pie
620 µs/m
182 µs/m
156 µs/m
143 µs/m
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Sónico
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Sónico
En formaciones arcillosas el tiempo de tránsito (∆t) es mayor (la
velocidad de la onda es más baja), por lo tanto cuando se determina
la porosidad en formaciones arcillosas el registro sónico proporciona
valores altos.
Porosidad secundaria:
La presencia de porosidad secundaria (fracturas, vugs) tiene el
efecto de reducir la cantidad de energía acústica q alcanza el
receptor. En otras palabras, el registro sónico responde solamente a
la porosidad primaria (de matriz).
Como la herramienta Densidad mide la porosidad total, una
diferencia entre las dos medidas podría indicar la presencia de
porosidad secundaria.
Φsec = ΦD – ΦS
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Resistividad
Objetivos:
• Diferencias intervalos que contienen agua e hidrocarburos.
• Cuantificar la Rw en intervalos que contiene agua.
•Analizar el perfil de invasión.
• Cuantificar la saturación de agua en intervalos que contienen
hidrocarburos.
Hay dos tipos principales de herramientas de resistividad. El laterolog
mide la resistividad de la formación (circuito en serie) y el induction log
mide la conductividad de la formación (circuito en paralelo).
Ambos tipos registran la resistividad en tres zonas simultáneamente:
LLD: investiga profundo en el reservorio (60”-90”)
LLS: investiga somero en el reservorio (30”)
MSFL: lee la resistividad cerca a las paredes del hueco (4”-6”)
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Resistividad
Laterolog: se corre en formaciones de altas resistividades, funciona
mejor en lodos conductivos (base agua salada).
Inducción: se corre en formaciones de bajas resistividades; funciona
mejor en lodos resistivos (bases aceite y agua dulce)
AIT (Array Induction Tool): 8 receptores; resolución de 1”, 2” y 4”,
con profundidades de investigación de 10”, 20”, 30”, 60” y 90”.
HRLA (High Resoution Laterolog Array)
No reservorios:
Debido a la ausencia de permeabilidad en rocas no-reservorio, no
hay invasión del filtrado del lodo en la formación. Los tres detectores
de resistividad leerán la misma resistividad.
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Resistividad
Reservorios:
Si el reservorio es poroso, el filtrado del lodo (resistividad = Rmf)
invadirá la zona cercana a las paredes del hueco, remplazando toda
el agua de formación (resistividad = Rw) y parte del hidrocarburo (si
está presente).
El LLD casi no está influenciado por la
forma del hueco, la torta y la zona
invadida. Usualmente leerá la
resistividad de la roca reservorio no
invadida o virgen (Ro o Rt).
El LLS está significativamente
influenciado por la forma del hueco, la
torta y la zona invadida.
El MSFL lee la resistividad de la roca
reservorio invadida (Rxo).
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Resistividad
Laterolog
Registro eléctricos a hueco abierto
Resistividad
Inducción
Registro eléctricos a hueco abierto
Resistividad
Lectura de la resistividad
• Identifique potenciales intervalos reservorio buscando separación
de las curvas de resistividad en combinación con GR y registros de
porosidad.
• Un reservorio que contiene agua usualmente se reconoce por una
resistividad profunda relativamente baja.
• Un reservorio que contiene hidrocarburos se reconoce por una
resistividad profunda relativamente alta.
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Respuestas Generales de Registros según Matriz