Perfilaje geofísico de pozos. Apunte 11. Imágenes de pozo

Transcripción

1 Perfilaje geofísico de pozos Apunte 11 Imágenes de pozo Imágenes microresistivas azimutales Imágenes microacústicas Imágenes de densidad Imágenes ópticas Conceptos básicos de interpretación de imágenes de pozo

2 Perfilaje geofísico de pozos Imágenes microresistivas azimutales

3 Características de las distintas herramientas de imagenes micro-resistivas

4 Esquema de la herramienta Azimuthal Resistivity Imager (ARI) En el modo de mediciones de la izquierda, la herramienta registra resistividad en modo laterolog profundo (LLd) con electrodo central Ao y una imagen azimutal con los doce electrodos A 2 mostrados en la parte superior de la herramienta. En el modo de medición de la derecha, se obtiene un registro de tipo laterolog de resistividad somera (LLs), realizado con el electrodo central y el arreglo eléctrico del conjunto de electrodos en la parte superior de la herramienta. Esta última es usada para corregir la imagen azimutal. Las corrientes de focalización en líneas cortadas y las de medición en lineas sólidas

5 Ejemplo Imagen de resistividad registrada con la herramienta ARI

6 Esquema de una herramienta Resistivity-at-the-bit (RAB) Se muestran los electrodos azimutales en la parte superior que rotan con el conjunto completo de perforación, escaneando la pared del pozo y registrando directamente una imagen azimutal aledaña a la broca de perforación.

7 Ejemplo Una imagen RAB que cubre aproximadamente 10 m en una secuencia de sedimentaria bien estratificada, en un pozo desviado.

8 Perfilaje geofísico de pozos Imágenes microacústicas

9 Características de las distintas herramientas de imagenes micro-acústicas

10 Propiedades acústicas de algunos materiales

11 Configuración del sistema digital CBIL (Circumferential Borehole Imaging Log)

12 Esquema de la herramienta UBI (Ultrasonic Borehole Imager) Esquema de la herramienta UBI y fotografía del transductor ubicado en la parte inferior de la herramienta

13 Principios de imagenes ultrasónicas de pozo Se realizan dos mediciones básicas, tiempo de tránsito y amplitud de la onda reflejada

14 Camino en espiral seguido por un scan ultrasónico de la pared del pozo. A una alta tasa de escaneo por segundo A una baja tasa de escaneo por segundo

15 Factores que afectan negativamente la calidad de una imagen ultrasonica

16 Ejemplo de imagen CBIL

17 Ejemplo de imagen CBIL Hacia la parte superior se observan nódulos de anhidrita y hacia la parte basal la figura de un fósil

18 Ejemplo de imagen CBIL

19 Ejemplo de imagen CBIL

20 Ejemplo de imagen CBIL

21 Ejemplo de imagen UBI La imagen del centroizquierda corresponde a una imagen de amplitud y la del centro-derecha a una imagen de tiempo de tránsito.

22 Ejemplo de imagen UBI Proyección tridimensional de la forma del pozo obtenida de al imagen de tiempo de tránsito del UBI. El intervalo cubre 80cm.

23 Ejemplo de imagen UBI

24 Comparación de imágenes A la izquierda una imagen ultrasónica y a la derecha una imagen microeléctrica

25 Perfilaje geofísico de pozos Imágenes de densidad

26 Esquema de la herramienta Azimutal Densidad-Neutrónica (ADN). En el modo en rotación los sensores pueden scanear la pared del pozo y registrar cambios azimutales en la densidad, absorsión fotoeléctrica y porosidad neutrónica.

27 Ejemplos de curvas obtenidas por ADN Ejemplo de curvas de densidad (RHOB) y factor fotoeléctrico (PEF) cara los cuatro cuadrantes y una curva promedio de porosidad neutrónica (NPHI) y calibre ultrasónico.

28 Ejemplo de imagen de densidad y factor fotoeléctrico

29 Ejemplo de imagen de densidad y factor fotoeléctrico

30 Perfilaje geofísico de pozos Imágenes ópticas

31 Ejemplos de imágenes ópticas de pozos

32 Ejemplos de imágenes ópticas de pozos

33 Ejemplos de imágenes ópticas de pozos

34 Perfilaje geofísico de pozos Conceptos básicos de interpretación de Imágenes de pozo

35 Imagen generada artificialmente que permite apreciar el desarrollo más o menos marcado de las capas sinusoides y su representación en la corona sintética.

36 Ejemplo de imagen ultrasónica de una secuencia de areniscas con estratificación entrecruzada

37 Modelos esquemáticos que ilustran el concepto de relaciones angulares entre ondas sinusoidales

38 Modelos esquemáticos demostrando las cuatro actitudes de las ondas sinusoidales con respecto a la fábrica.

39 Modelos esquemáticos ilustrando el concepto de continuidad de las ondas sinusoidales con respecto a un rasgo dado

40 Descripción secuencial de la clasificación morfológica de ondas sinusoidales hasta llegar a un ejemplo de clasificación geológica.

41 Resumen de tipos morfológicos básicos y ejemplos de interpretaciones geológicas.

42 Perfilaje geofísico de pozos Apunte 11 Perfiles de Resonancia Magnética Nuclear (NMR MRIL) Fundamentos y Aplicaciones

43 Modelo de una roca productiva Matriz Arcilla seca Agua en arcilla Agua capilar Agua libre Hidrocarburos Donde: MBVI = volumen de agua irreducible MFFI = volumen de fluidos libres = porosidad

44 Spin y magnetización Protón del hidrógeno

45 Precesión Paralela 100,000 Precesión de Larmor Hz Frec Gauss Bo Antiparalela 100,006

46 Campo magnético constante en el tiempo para polarizar el spin. Componentes básicos de las herramientas de NMR Campo magnético de radiofrecuencia variable en el tiempo para excitar el spin. Un receptor magnético para medir la respuesta del spin.

47 Inclinado transversal Campo B o Campo B 1

48 Los tiempo de relajación T1 y T2

49 Relajaciones exponenciales

50 Relajación transversal y longitudinal T1 T2 Incremento Decaimiento Tiempo TE (tiempo entre ecos) y TW ( tiempo de polarización) son los dos parámetros primarios que controlan el perfil de NMR.

51 Origen del tiempo de decaimiento (T2) observado Relajación por efecto de superficie (T2 S ) Relajación por efecto del fluido total (T2 B ) Relajación por efecto de difusión inducida en gradiente (T2 D ) Se puede escribir en forma general que: T T S T B T 2D

52 Elementos de T2 (fase de saturación húmeda = 100%) Relaxibidad de superficie Relación entre el área de la superficie poral y el volumen Relaxibidad de la masa de fluido Decaimiento por difusión

53 Controles primario sobre T2 (fase de saturación húmeda = 100%) Mojabilidad Geometria y tamaño del poro Viscosidad del fluido poral Mineralogia poral Difusividad del fluido poral Gradiente del campo magnético Espaciamiento inter-eco (TE)

54 Relajación por efecto de superficie (T2 S ) En un sistema poroso es la relación de la superficie del poro al volumen del fluido en el mismo lo que provee más superficie disponible para que los protones se relajen más rápidamente. 1 T S 2 S V Donde: ρ = relaxividad (una propiedad de la roca que depende de la litología y del fluido presente el espacio poral) (S/V) = relación superficie/volumen (representa geométricamente el radio poral y, físicamente, la capacidad de la roca de retener agua por fuerzas capilares).

55 Superficie de relaxibidad y decaimiento T2 Controles sobre la superficie de relaxibidad ρ Mineralogía de la superficie del poro Iones Para-, Ferri-, y Ferro-magnéticos (ej. Fe 3+, Mn 2+ ) Mojabilidad Efectos de las variaciones de ρ (Fase mojable unicamente) Altos valores de ρ resultan en decaimiento rápido T2 Bajos valores de ρ resultan en decaimiento lentos de T2

56 T2 y tamaño de los poros (fase de saturación húmeda = 100%) Poros pequeños = rápido decaimiento Poros grandes = decaimiento lento Amplitud del eco Tiempo (ms)

57 Decaimiento exponencial simple

58 Decaimiento multiexponencial

59 Midiendo T2 en una roca real

60 La distribución T2 en una roca saturada con agua 1 2 T S S V Porosidad incremental % Poros pequeños Agua irreducible Poros muy pequeños Agua en arcillas Poros grandes Agua movible Tiempo de relajación (T2 ms) logaritmico

61 Relajación por efecto sólo del fluido (T2 B ) Es una propiedad de los fluidos, independientemente del tamaño de los poros o del tipo de roca. Físicamente, T2B es el tiempo de desmagnetización, cuando los fluidos se encuentran en sistemas porosos sin entrar en contacto directo con la roca (es decir, sin mojarlas ). 1 T 2 1 T 2 1 T 2 B B B Tk Tk Tk 1.17 Para aceite Para agua Para gas Donde: Tk = temperatura ( K) η = viscosidad (cp) Ρ = densidad del gas (gm/cm 3 )

62 Relajación por efecto de difusión inducida en gradiente (T2 D ) La difusión es simplemente el grado de movilidad molecular y, como podría esperarse, es grande en los gases, menor en el agua, y aún menor en los hidrocarburos líquidos. Donde: 1 2 T D D0 12 G TE 2 D 0 = difusión intrínsica del fluido γ = frecuencia de resonancia (para el Hidrógeno = 4285 Hz/Gauss TE = tiempo entre ecos

63 Herramientas comerciales de perfilaje de NMR Gradiente de campo Bo homogeneo

64 Esquema con indicación de las frecuencias de trabajo de la herramienta MRIL

65 Ejemplo de perfil de NMR

66

67

68 Ejemplo de evaluación de arenas arcillosas con porosidad MRIL

69 Las mediciones son afectadas por: Parámetros incorrectos de adquisición Tiempo de polarización Tiempo entre ecos Número de ecos Frecuencia de operación Nivel de ruido Velocidad de perfilaje Agrandamiento de diámetro de pozo (si excede el diámetro de investigación a la frecuencia y temperatura de operación (típicamente pulgadas)

70 La respuesta de la herramienta MRIL comparada con otras herramientas de porosidad

71 Areas de aplicación Medición y caracterización de la porosidad Estimación de la calidad de la roca reservorio Identificación de fluidos y cálculo directo del valor de la saturación en la zona invadida, sin la ayuda de otros perfiles eléctricos Estimación del corte de agua en la producción (requiere la resistividad profunda)

72 Brinda información confiable de: Formaciones limpias, arcillosas o complejas Zonas productoras de alta o baja resistividad Aguas de formación salada, dulce o variables Zonas productoras de hidrocarburo líquido o gas Lodos de base agua, de base aceite, aireados o cargados de hematita

73 Algunas aplicaciones específicas en petrofísica y producción Porosidad total, efectiva, irreducible, de fluido libre y asociada con arcillas Análisis volumétrico de fluidos producibles y no producibles Evaluación de reservorios de baja resistividad Evaluación de reservorios con agua dulce de formación Detección y evaluación de gas en reservorios muy arcillosos o de litología compleja Cálculo de saturaciones por integración de porosidad NMR y resistividad corregida por el efecto de la conductividad de las arcillas Evaluación de aceites muy pesados: detección y evaluación de la movilidad Estimación de la viscosidad a condiciones de fondo Predicción de la productividad, natural o incremento por estimulación, por medio de distribuciones porales, índice de productividad y clasificación de arcillas Detección directa de hidrocarburos con métodos de contraste de coordenadas NMR tales como doble Tw (contraste en T1 y T2) y doble-te (contraste de difusión) usando herramientas de multifrecuencia.

74 Perfilaje geofísico de pozos Apunte 12 Conceptos básicos de Petrofísica

75 Porosidad La porosidad puede definirse como el porcentaje de espacio vacío en el volumen total de la roca. Se mide como un valor porcentual, y se simboliza con la letra griega. Porosidad () = el volumen de poros / el volumen total de roca El volumen total de poros es la porosidad absoluta La cantidad de espacio vacío que se interconecta, y capaz de permitir la migración de fluidos, se llama porosidad eficaz.

76 Porosidad efectiva, no efectiva y total.

77 Ecuaciones de Porosidad Perfil sónico sonic ( t ( t f t t ma ma ) ) Perfil de densidad den ( ( ma ma f b) ) Perfil de Densidad-Neutrónico N _ D N D 2 2 2

78 Volumen de agua poral BVW = x S w (conocido como número de Buckles) Cuando al calcular los valores de BVW en un intervalo determinado se encuentra que el producto es una constante (o casi) se está en presencia de un reservorio homogéneo y a saturación de agua irreducible (S wir ). Por lo tanto: S wirr =BVW /

79 Saturación de agua agua de saturación (Sw) agua de la formación que ocupa el espacio poral total en la los poros roca Saturación de agua irreducible (o Sw irr.): es toda el agua está entrampada entre granos en una roca, o se sostiene en los capilares a través de la presión capilar. La saturación de agua irreducible, corresponde al agua que no se moverá, y la permeabilidad relativa para el agua es igual a cero.

80 Resistividad del agua de formación A partir del Perfil de Potencial Espontáneo Donde: O bien: Donde: SP = -K x log (R mf / R w ) R w= resistividad del agua de formación R mf = resistividad del filtrado de lodo a la temperatura de la formación SP = -K x log (R xo / R o ) Rxo = resitividad poco profundad obtenida por la herramienta MSFL o Microlaterolg Ro = resitividad de la formación 100% saturada en agua

81 Temperatura de la formación La temperatura de la formación se calcula (Asquith, 1980) usando la ecuación de una regresión lineal: Y = mx + c Donde: x = profundidad y = temperatura m = pendiente (gradiente geotérmico) c = una constante (temperatura en superficie) Por lo tanto el gradiente o pendiente de temperatura es igual a: m = (y - c) / x

82 Resistividad a la temperatura de la formación Después que la temperatura de una formación fue determinada, tanto a partir de una carta o por cálculo, las resistividades de los diferentes fluidos (R m, R mf, o R w ) deben corregirse a la temperatura de la formación, para ello se utiliza la ecuación de Arp: R Tf R temp [( Temp. Tf )] Donde: R Tf = resistividad a la temperatura de la formación R temp = resistividad a una temperatura distinta que la temperatura de la formación Temp = temperatura a la cual fue medida la resistividad Tf = la temperatura de la formación

83 Relación entre resistividades y Factor de Formación Archie demostró que la resistividad de una formación llena de agua (Ro), y la resistividad del agua (Rw) pueden relacionarse por medio de un factor (F) de resistividad de la formación: R o F R w Donde el factor (F) de resistividad de la formación es igual a la resistividad de la formación l00% saturada en agua (Ro) dividido por la resistividad del agua de la formación (Rw).

84 Cuanto vale el Factor de Formación (F) Los experimentos de Archie también revelaron que ese factor de formación podría relacionarse a la porosidad por la fórmula siguiente: F = 1.0 / m Donde m es un exponente de la cementación. El valor de m varía con: el tamaño de grano, la distribución del tamaño de grano, y la complejidad de los caminos entre los poros (tortuosidad). A mayor valor de tortuosidad el valor de m es mayor.

85 Ecuaciones para el Factor de Formación (F) F = a / m Donde: a = el factor de tortuosidad * m = el exponente de la cementación s = la porosidad ** F = 1 / 2 para los carbonatos ** F = 0.81 / 2 para las rocas areniscas consolidadas ** F = 0.62 / 2.15 Fórmula Humble para arenas sin consolidar F = 1.45 / 1.54 para arenas promedio (Carothers, 1958) F = 1.65 / 1.33 F = 1.45 / 1.70 para arenas lutíticas (Carothers, 1958) para arenas calcáreas (Carothers, 1958) F = 0.85 / 2.14 para los carbonatos (Carothers, 1958) F = 2.45 / 1.08 para arenas de Plioceno, California Del sur (Carothers y Porter, 1970) F = 1.97 / 1.29 para arenas de Mioceno de la Costa del Golfo (Carothers y Porter, 1970) F = 1.0 / ( ) * La tortuosidad es función de la complejidad del camino que el fluido debe recorrer a través de la roca. ** Las más comúnmente utilizadas. para formaciones granulares limpias (Sethi, 1979).

86 La ecuación de Archie La saturación de agua (Sw) es determinada de la resistividad de la formación llena de agua (Ro) y de la resistividad de la formación (Rt) por la relación siguiente: S w = (R o / R t ) 1/n Donde n es el exponente de saturación cuyo el valor varía de l.8 a 2.5, pero normalmente es 2 Combinando las fórmulas: R o = F x R w y S w = (R o / R t ) 1/n la fórmula de saturación de agua puede reescribirse de la siguiente forma: S w = ((F x R w ) / R t ) 1/n Ésta fórmula es normalmente llamada la ecuación de Archie para la saturación de agua (Sw).

87 Saturación de Agua S w n = F x (R w /R t ) saturación de agua de la zona no invadida S xon = F x (R mf /R xo ) la saturación de agua de la zona lavada S w = ((R xo /R t ) / (R mf /R w )) proporción saturación de agua por el método de n el exponente de saturación puede variar de 1.8 a 2.5, aunque usualmente es igual a 2.0

88 La porosidad de la formación productiva Cuando una formación porosa y permeable que contiene agua es invadida por el filtrado de lodo de perforación, el agua de la formación es desplazada por filtrado de barro. La porosidad de la formación productiva puede relacionarse a la resistividad de la zona lavada (Rxo) por las ecuaciones siguientes: Sxo [F x (Rmf / Rxo)] Donde S xo = 1.0 (100%) en las zonas productivas de agua. 1.0 [F x (Rmf / Rxo)] al elevar al cuadrado ambos lados de la igualdad tenemos: 1.0 = F x (R mf / R xo ) recordando que: F = a / m por consiguiente: (a / m ) = (R xo / R mf )

89 La porosidad de la formación productiva de agua al despejar la porosidad () tenemos que: = [(a x R mf )/R xo ] 1/m Donde: = porosidad de la formación Rmf = resistividad del filtrado de barro a temperatura de la formación Sxo = saturación de agua de la zona lavada Rxo = resistividad de zona lavada (a partir del Microlaterolog, de Proximidad, Laterolog, o Perfil Microesféricamente Enfocado a = constante a = 1.0 para los carbonatos a = 0.62 para arenas sin consolidar a = 0.8l para arenas consolidadas m = constante m = 2.0 para las arenas consolidadas y carbonatos m = 2.15 para arenas sin consolidar F = el factor de la formación

90 Porosidaden zonasproductivasde hidrocarburos La resistividad poco profunda (Rxo) es afectada por los hidrocarburos residuales (no movilizados por el filtrado de barro invasor). Estos hidrocarburos residuales producirán un valor de resistividad poco profunda (Rxo) qué es demasiado alto, pues los hidrocarburos tienen una resistividad mayor que el agua de la formación. Por consiguiente, la porosidad calculada será demasiado baja. Para realizar las correcciones se debe estimarse la saturación de agua de la zona lavada (S xo ). Entonces, la resistividad poco profunda de una formación (R xo ) puede relacionarse a la porosidad por lo siguiente: S xo = [F x (R mf /R xo )] ahora si elevamos al cuadrado ambos lados de la ecuación, y recordamos que: F = a / m : S xo2 = F x (R mf /R xo ) resolviendo para F: F = (S xo 2 xr xo ) / R mf Por consiguiente: (a / m ) = [(S xo 2 xr xo ) / R mf ] resolviendo para la porosidad (): = [(a x R mf) )/ (S xo 2 x R xo )] 1/m

91 Estimación del volumen de minerales arcillosos IGR ( GR ( GR log max GR GR min min ) ) Indice de rayos gamma Vcl 0.083[2 (3.7IGR) 1.0] Areniscas no consolidadas Vcl 0.33[2 (2IGR) 1.0] Rocas consolidadas

92 Ecuaciones para corregir la porosidad por el volumen de pelitas Donde: den Porosidad corregida del perfil de densidad ma ma b V f sh ma ma sh f Φ den = porosidad obtenida del perfil de densidad Φ sonic = porosidad corregida del perfil sónico ρ ma = densidad de la matriz ρ log = densidad del tramo de interés ρ sh = densidad de las pelitas adyacentes ρ f = densidad del fluido sonic Porosidad corregida del perfil sónico t log tma 100 tf tma tsh V sh t t sh f t t ma ma V sh = volumen de las pelitas t ma = tiempo de tránsito de la matriz t log = tiempo de tránsito del intervalo de interés t f = tiempo de tránsito del fluido t sh = tiempo de tránsito de pelitas adyacentes

93 Ecuaciones para corregir la porosidad por el volumen de pelitas Dcorr D 0.45 Nclay 0.13V sh Donde: Φ D = porosidad obtenida del perfil de densidad Ncorr N 0.45 Nclay 0.30V sh Φ Dcorr = porosidad corregida obtenida del perfil de densidad Φ N = porosidad obtenida del perfil neutrónico N D Ncorr Dcorr 2 Φ Ncorr = porosidad corregida obtenida del perfil neutrónico Φ Nclay = porosidad una arcilla adyacente obtenida del perfil neutrónico

94 Ecuaciones para determinar la S w Luego de determinar el volumen de pelitas y que la porosidad de los perfiles fue corregida por el volumen de arcillas, se debe calcular la saturación en agua. Los tres métodos más comunes usados son: La ecuación de Schlumberger, sh sh t w w V a V a R R S Donde: a = 0.25 (para la Costa del Golfo, USA) a = 0.35 (para las Rocky Montains) La ecuación de Fertl, 1975 w t sh sh sh sh w w R R R V R V R S La ecuación de Simandoux, 1963 sh w t sh w sh sh sh sh w V R R V R R V R V S

95 La saturación efectiva en agua corregida por arcillosidad También se puede determinar la saturación efectiva de agua calculando primero el factor de arcillosidad (q), este factor es igual a: q = (Φ s Φ d )/ Φ s Y con este valor podemos conocer S we : q q q R R S t w we Donde : S we = saturación efectiva en agua corregida por arcillosidad

96 La permebilidad a partir de perfiles de pozo

97 Permebilidad La permeabilidad es la propiedad que tiene una roca de permitir el tránsito de fluidos La capacidad de una roca de transmitir un solo fluido, cuando esta 100% saturada con ese fluido, se llama permeabilidad absoluta La permeabilidad eficaz se refiere a la presencia de dos fluidos en una roca, y es la capacidad de la roca de transmitir un fluido en presencia de otro fluido cuando los dos fluidos son inmiscibles La permeabilidad relativa es la proporción entre la permeabilidad eficaz de un fluido en saturación parcial, y la permeabilidad a 100% de saturación (permeabilidad absoluta).

98 Rangos de porosidad y permeabilidad de interés comercial en areniscas y rocas carbonáticas.

99 El cálculo de la permeabilidad El método de Wyllie and Rose (1950) K e = [250 x ( 3 / S wirr ) ] 2 para hidrocarburos de densidad media K e = [79 x ( 3 / S wirr )] 2 para gas seco Donde: K e = la permeabilidad en millidarcies S wirr = la saturación de agua irreducible

100 El cálculo de la permeabilidad El método de Coates and Dumanoir (1973) El primer paso consiste en calcular los valores de dos constantes C y W, según las siguientes ecuaciones: C h 188h 2 Donde: C = constante de la fórmula de permeabilidad de Coates and Dumanoir ρ h = densidad del hidrocarburo en gr/cm 3

101 El cálculo de la permeabilidad W 3.75 log Rw R tirr Donde: W = constante de la fórmula de permeabilidad de Coates and Dumanoir Φ = porosidad Rw = resitividad del agua de formación a la temperatura de la formación R tirr = resistividad profunda de una zona a saturación de agua irreductible (S wirr )

102 El cálculo de la permeabilidad Una vez determinados los valores de las constantes C y W, entonces se puede calcular la permeabilidad a partir de la siguiente ecuación: Donde: K 1/ 2 W C 4 2W R R w tirr K 1/2 = raiz cuadrada de la permeabilidad; entonces K es igual a la permeabilidad expresada en mlidarcies (md) W y C = son constante Φ = porosidad Rw = resitividad del agua de formación a la temperatura de la formación R tirr = resistividad profunda de una zona a saturación de agua irreductible (S wirr )