MODULO I Parte II. Revisión de Registros de Pozo

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2 MODULO I Parte II Revisión de Registros de Pozo

3 Parte 1 Parte 2 : Introducción : Revisión n de Registros de Pozos Contenido Módulo 1 Parte 3 : Porosidad Parte 4 Parte 5 : Permeabilidad : Saturación n de Fluidos Módulo 2 Parte 6 : Otras Propiedades Petrofísicas Parte 7 : Evaluación n de Formaciones Integrada con Registros de Pozos, Datos de Núcleo, Pruebas de Presión n y Datos de Producción Módulo 3 Parte 8 : Nuevas Tecnologías y Metodologías

4 Concepto? Evaluación de Formaciones Es el análisis e interpretación integrada de información de registros de pozos, datos de núcleos, pruebas de formación y comportamiento de producción de pozos para la descripción de la roca yacimiento y los fluidos que la saturan así como la interacción entre estos.

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9 Operación de Perfilaje

10 EVOLUCIÓN DE LOS PROCESOS DE PERFILAJE PRIMEROS CAMIONES DE PERFILAJE UTILIZADOS EN POZOS PETROLEROS A FINALES DE LOS AÑOS 20. Tomado de

11 EVOLUCIÓN DE LOS PROCESOS DE PERFILAJE CONRAD SCHLUMBERGER REALIZA UNA BÚSQUEDA B DE DEPÓSITOS DE ORO EN NORMANDÍA, A, FRANCIA. A PRINCIPIOS DE LOS AÑOS A 20 SE EMPEZÓ A USAR ESTA TECNOLOGÍA A EN POZOS PETROLEROS. Tomado de Harts E&P Magazine

12 EVOLUCIÓN DE LOS PROCESOS DE PERFILAJE PRIMER REGISTRO ELÉCTRICO OBTENIDO EL 27 DE SEPTIEMBRE DE 1927 EN EL POZO DIEFENBACH 2905, TALADRO 7, EN PECHELBRONN, ALSACE, FRANCIA. LA CURVA DE RESISTIVIDAD ERA CREADA UNIENDO LECTURAS PUNTUALES SUCESIVAS. EL SEGUNDO A NIVEL MUNDIAL Y PRIMERO EN AMÉRICA FUE TOMADO EN VENEZUELA DOS AÑOS A DESPUÉS S EN CABIMAS, EDO. ZULIA. Tomado de Oilfield Review LA TECNOLOGÍA A DE HOY PERMITE LA ADQUISICIÓN N DE GRAN CANTIDAD DE DATOS DE MANERA CONTINUA Y SU TRANSMISIÓN N SATELITAL HACIA LOS CENTROS DE PROCESAMIENTO ASÍ COMO LA VISULIZACIÓN N EN TIEMPO REAL. Tomado de Harts E&P Magazine

13 EVOLUCIÓN DE LOS PROCESOS DE PERFILAJE

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15 Efecto de Invasión de Lodo

16 Relación Invasión - Calidad de Roca Alta Permeabilidad < Prof de Invasión Baja Permeabilidad > Prof de Invasión

17 Diagrama del Hoyo Perfil de Invasión

18 Registros a hoyo desnudo *Registros Resistivos SP LLD y LLS SFL y MSFL ILD - ILM *Registros Acústicos *Registros Radioactivos *Registros Especiales

19 Registros a hoyo desnudo Cabezal

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21 Potencial Espontáneo (SP)

22 Potencial Espontáneo (SP) R SH = 1 Ω.m R SH = 1 Ω.m R T = 2 Ω.m R T = 10 Ω.m R SH = 1 Ω.m R SH = 1 Ω.m

23 Potencial Espontáneo Estático (SSP) SSP = K * log (Rmfe / Rwe)

24 Cálculo de Rw a partir del SSP) SSP = K * log (Rmfe / Rwe)

25 Variaciones del SP en función de la Relación Rmf - Rw

26 Respuesta del SP según la litología y salinidades de agua de formación Fresh Water Salt Water Salt Water Salt Water

27 Corrección del SP por espesor h: Espesor de capa Ri: Resistividad en la zona invadida Rm: Resistividad del lodo di: Diámetro de Invasión

28 RAYOS GAMMA El perfil de Rayos Gamma mide la radioactividad natural de las formaciones. Es por lo tanto útil en la detección y evaluación de minerales radioactivos como potasio, uranio y torio. Estos minerales tienden a concentrarse en arcillas y lutitas, las cuales no son de interés para la producción de hidrocarburo. Las formaciones limpias generalmente tienen un nivel muy bajo de radioactividad. Puede ser usado a hueco abierto y entubado lo que le dá gran versatilidad en operaciones de completación y reacondicionamiento.

29 Registro GR (Rayos Gamma) Mide radioactividad natural de la formación (U,Th,K). Estimación de Arcillosidad. Determinación de litología. Profundidad de Investigación: +/- 6 pulgadas. Resolución vertical: +/- 3 pies. Velocidad de perfilaje: Optima: 30 pies / minuto. Correlación: 60 pies / minuto.

30 Evaluación de la arcillosidad

31 Evaluación de la arcillosidad Deflección del Gamma Ray x= (GR-GRclean) / (GR shale-gr clean) 1) Vsh = 1.7 (3.38 (x + 0.7) 2 ) 1/2 Clavier, junio de ) Vsh = 0.5*x / (1.5 x) Steiber, 1961

32 Espectroscopía de Rayos Gamma Los Rayos Gamma Espectrales, es consecuencia de la radiación combinada proveniente de Uranio, Torio y Potasio y otros elementos radioactivos. Desintegración: Debido a que los elementos radioactivos emiten rayos gamma a diferentes niveles de energía, se les puede analizar separadamente utilizando ventanas selectivas de medición del espectro total de energía, determinando de esta manera las contribuciones de U, Th y K. Potasio 40 Argón 40 (1.46 MeV) Directa Uranio 238 Bismuto 214 (1.76 MeV) Series Complejas Torio 232 Torio 208 (2.62 MeV)

33 Presentación del GR Espectral

34 Aplicación del Rayos Gamma Espectral Determinación del volumen de arcilla Determinación del volumen de arcilla en areniscas ricas en contenido feldespático, minerales de uranio, mica, glauconita, etc Discriminación de yacimientos radioactivos de las arcillas Evaluacvión de la roca madre Correlación geológica, identificación de topes formacionales Determinación del tipo de arcillas presente en el reservorio Detección de fracturas Determinación de ambientes sedimentarios.

35 Aplicación del Rayos Gamma Espectral Determinación de Tipo de Arcilla Identificación de Topes Formacionales

36 Aplicación del Rayos Gamma Espectral Determinación de Ambiente Sedimentario

37 RESISTIVIDAD Durante el primer cuarto de siglo, los únicos perfiles eléctricos disponibles fueron los convencionales de Resistividad más el SP. En los perfiles convencionales de resistividad, se envían corrientes a la formación a través de unos electrodos y se miden los potenciales eléctricos entre otros. La medición de estos potenciales permite determinar las resistividades. Para que haya una circulación de corriente entre electrodos y la formación, la sonda debe ser corrida en pozos que contengan lodo o agua, conductores de electricidad.

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42 Registros de Resistividad *Herramientas Resistivas (Lateroperfil y Doble lateroperfil) Se envían corrientes por medio de electrodos de Corriente y se miden los voltajes (diferencia de potencial) entre los electrodos de medición. *Herramientas Inductivas Se envía una corriente alterna de alta frecuencia e intensidad constante a través de la bobina transmisora. Se crea un campo magnético alterno que induce corrientes hacia la formación, las cuales fluyen en anillos / círculos coaxiales con la bobina de transmisión, y crean a su vez un voltaje en la bobina receptora que es proporcional a la conductividad de la formación.

43 Lateroperfil y Doble Lateroperfil Resolución Vertical: 32 Efecto de capas nulo

44 Registros SFL y MSFL (Esférico Enfocado y Microesférico Enfocado) Resolución Vertical: + 1 Efecto de hoyo y de capa despreciables Resolución Vertical: + 6 (0,5 ) Corrección por revoques > 3/4

45 Profundidades de Investigación Factor Pseudo-geométrico J(di) MSFL LLs LL3 y LL Diámetro, di (pulg.) LLd R LL = J.R XO + (1 J) R t Donde: R LL : Resistividad del DLL R XO : Resistividad del MSFL R t : Resistividad verdadera J: Factor Pseudogeométrico, dependiente del diámetro de Invasión

46 Corrección por Invasión DLL-MSFL Rt / Rxo Rt / RLLD RLLD / Rxo Rt / Rxo Rint-9B RLLD / RLLS

47 Registros de Inducción No requiere de un lodo conductor Lodo fresco o en base a aceite Usar cuando Rmf / Rw > 2,5 Usar cuando Rt < 250 ohm-m Lee conductividad de la formación, derivándose de ella la resistividad (R = 1000 / C) Resolución vertical: aproximadamente 4 pies Profundidad de investigación depende del factor geométrico Necesita corrección por efecto de hoyo, por capas vecinas y por efecto de invasión

48 Corrección por efectos de hoyo en el registro de Inducción CIL = G m C m + G s C s + G xo C xo + G t C t G m + G s + G xo + G t = 1 Donde: C: Conductividad G: Factor geométrico m, s, xo y t: anillos de invest. Ejem: Sonda 6FF40: dist (Standoff) de 1,5 Diam de hoyo: 14,6 R m =0,35 Ω.m Señal del pozo: 5,5 ms/m Si RIL=20 Ohm.m, CIL=50 ms/m CIL c = 50-5,5=44,5 ms/m y RIL c = 22.4 Ω.m

49 Profundidad de Investigación del Inducción

50 Corrección por Invasión ILD-ILM Rxo / Rm = 100 Rint-2c NO INVASION POCA INVASION RSFL / RID INVASION MODERADA INVASION PROFUNDA RIM / RID

51 Selección de la herramienta de Resistividad

52 Comparación de los registros resistivos y de Inducción

53 Comparación de registros de resistividad

54 DENSIDAD DE FORMACIÓN La herramienta de Densidad de Formación está compuesta por una fuente de Rayos Gamma y un detector protegido de dicha fuente que graba la respuesta de la formación a los rayos gamma. Esta respuesta depende de la densidad electrónica de la formación, la cual es directamente proporcional a la densidad de la formación. La fuente y el detector están ubicados sobre un patín que va pegado a la pared del hoyo.

55 Registro de Densidad (FDC) Es de relativamente poca profundidad de investigación (4 ) y con una resolución vertical de 3 pies aproximadamente. La medición se efectúa mediante un patín que se apoya en la pared del pozo, del cual se emite radiación gamma y tiene dos detectores que compensan por las condiciones del hoyo. Los rayos gamma emitidos colisionan con electrones de la formación con la consiguiente pérdida de energía de los rayos emitidos. La magnitud de rayos gamma que regresan a los detectores se miden en dos niveles de energía. La radiación medida es proporcional a la densidad electrónica de la formación, por consiguiente es posible determinar la densidad del volumen de la roca y ésta a su vez relacionarla con porosidad.

56 Registro de Densidad (FDC) Los rayos gamma capturados, en su nivel más bajo de energía, están gobernados por el factor fotoeléctrico, el cual está influenciado en gran parte por la litología presente y tiene poca relación con porosidad. Densidad de matriz Factor Fotoeléctrico Arenisca Caliza Dolomita Sal Agua dulce Se usa principalmente como registro de porosidad total Otros usos: detección de gas, evaluación de arenas arcillosas y litologías complejas, cálculo de presión de sobrecarga y propiedades mecánicas de las rocas, elaboración de sismogramas sintéticos.

57 Presentación del FDC Φd = (ρma ρb)/(ρma ρf) Φd = porosidad del densidad (%) ρma = densidad de la matriz (g/cm3) ρb= densidad de la formación (g/cm3) ρf= densidad del fluido (g/cm3)

58 Factores que afectan al FDC Litología: ρma (arenas: 2.65 g/cc) y la presencia de minerales pesados Arcillosidad:ρsh ( g/cc) Tipo de fluido (Efecto de los hidrocarburos): Prof. de investigación somera: ρfl = ρmf Efecto del pozo (Hoyo en malas condiciones): Caliper *Estos dos último efectos se relacionan también con el uso de fluidos de perforación pesados, como los contentivos de barita.

59 NEUTRÓN Esta herramienta capta principalmente la cantidad de hidrógeno presente en la formación, pero es afectada por la mineralogía de la formación atravesada y por el hoyo. El registro neutrón no diferencia entre el hidrógeno presente en los fluidos del espacio poroso, in agua cristalizada o entre agua adherida a los granos. En formaciones limpias (acuíferas o petrolíferas) la lectura del neutrón proporciona una lectura aproximada de la porosidad, por lo cual al combinar esta herramienta con otra de porosidad y con las debidas correcciones, podemos obtener una lectura confiable de la porosidad de la formación.

60 Registro de Porosidad Neutrón (CNL) El perfil de Neutrones es una medición de la concentración de hidrógeno o índice de hidrógeno en la formación. Desde una fuente radioactiva en la herramienta se emiten neutrones de manera continuada hacia la formación, estos neutrones colisionan con núcleos en la formación, principalmente con átomos de hidrógeno que tienen masa similar. Al colisionar, los neutrones pierden energía en cada colisión hasta que son absorbidos por un núcleo. Con la siguiente emisión de rayos gamma, esta pérdida de energía está en relación directa con la concentración de átomos de hidrógeno, los cuales forman parte fundamentalmente del agua que está contenida en los espacios porosos. De ahí que se puede relacionar la medición efectuada con valores de porosidad del medio. Resolución Vertical: 3 La medición efectuada por la herramienta se expresa directamente en valores de porosidad total.

61 Principio del CNL

62 Principio del CNL

63 Medición de porosidad a partir del CNL En formaciones limpias con poros llenos con líquidos y matriz litológica conocida, la determinación de porosidad es relativamente ptrecisa El Neutrón es afectado por la presencia de gas. Es muy útil cuando se corre con otros perfiles

64 Factores que afectan al CNL Arcillosidad Alta porosidad frente a formaciones arcillosas o arenas arcillosas Agua Fresca Salina Sin efecto en la Porosidad Neutrón Baja la Porosidad Neutrón Tipo de fluido Petróleo Poco o nada de efecto en la Porosidad Neutrón Gas Muy baja la Porosidad Neutrón Compactación La Porosidad Neutrón no es afectada Porosidad Secundaria El CNL mide la Porosidad Total (Primaria + Secundaria) Efecto de forma del pozo Mínimo efecto Correcciones ambientales Temperatura, presión de Fm, salinidad del agua de Fm y del lodo, peso del lodo

65 Combinación Densidad - Neutrón

66 Porosidad XND

67 Registros Acústicos (BHC y de Espaciamiento Largo) Registro en función del tiempo que requiere una onda sonora para atravesar un pie de Formación. Este tiempo es conocido como Tiempo de Tránsito ( t) y es el inverso de la velocidad de la onda sonora que depende de la litología y la porosidad primaria de una determinada formación Se generan ondas de compresión y de cizallamiento dentro de la formación. La medida de porosidad está relacionada con la onda compresional. Las herramientas tienen uno o más transmisores y dos o más receptores, los mismos que están diseñados para evitar efectos de pozo y artefactos producidos por la inclinación de la herramienta

68 Herramienta Sónica Pared del hoyo T Señal del Transmisor Tiempo Herramienta centralizada: mayor Señal / Ruido Resolución vertical: 2 pies Camino de la onda reflejada Cuerpo de La Sonda R lejano R cercano TR cercano TRlejano = 40 mseg Compresional Nivel de detección Señal de los receptores t Cizalla y Rayleigh E2 E4 Lodo Stoneley Profundidad de investigación: 1-2 para formaciones homogéneas, aumenta un poco para formaciones más heterogénea. Tiempo de tránsito en revestimiento: 57 µseg/pie Se puede correr en hoyo desnudo o entubado, en base agua o base aceite (se necesitan correcciones por hoyo)

69 Principio de medición del BHC (Borehole Compensated) + Medidas desde Transmisor # 1 Salida de T1 Receptor # 1 + T 11 T12 - T11 Salida de Receptor # 2 T 12 R1 X R2 T2 Salida de Receptor # 2 Salida de Receptor # Medidas desde Transmisor # 2 T 22 T21 - T22 T 21 T = 1 / 2 { ( T12 - T11 ) + ( T21 - T22 ) } / X

70 Presentación del BHC

71 Ruidos y Saltos de Ciclo CALI (pulg. ) t ( µseg / pie ) Ruido Picos de Ruido Medición errónea de tiempos de tránsito muy cortos Saltos de Ciclo CALI ( pulg. ) t ( µseg / pie ) Saltos de ciclo Medición errónea de tiempos de tránsito muy largos

72 Porosidad a partir del DT MEDIO VELOCIDAD (ft/s) TIEMPO DE TRANSITO (ms/ft) Dolomita Caliza Arenisca Anhidrita Yeso Sal Agua fresca Agua (100,000 ppm NaCl) Agua (200,000 ppm NaCl) Petróleo Aire Revestidor t = Ø x t f + (1-Ø) x tma Øs = porosidad (%) t = tiempo de tránsito de la formación (µ/pie) Øs = ( t - tma) / ( t f - tma) tma = tiempo de tránsito de la matriz (µ/pie) t f = tiempo de tránsito del fluido (µ/pie)

73 Porosidad Raymer-Hunt-Gardner 50 Ø (%) Dolomita Caliza Arena t (µ seg / pie) φs = 0.63 * [1 - ( tma / t)]

74 Sónico de Espaciamiento Largo Separación entre transmisor y receptor: 8-10 pies Pozos derrumbados Formación alterada por presencia de arcillas hidratadas o hinchadas (porosidad mayor, menor velocidad)