Bond Index = 0.8 TCSG. E1 Amplitude (mv) Casing ID (inches) Intervalo Mínimo Requerido. Casing Size. 100 SFT 119 in FLUID (SFT 155) 93/ /2

Transcripción

1 ÍNDICE Registros Geofísicos Página I. LOS REGISTROS GEOFÍSICOS 4 Introducción 4 Historia de los registros en México II. TIPOS DE REGISTROS GEOFÍSICOS 5 Registro en agujero abierto 6 Registro en agujero entubado Tipos de herramientas Registros resistivos 7 Doble inducción fasorial Doble laterolog telemétrico 8 Microesférico enfocado Registros nucleares 9 Neutrón compensado 10 Litodensidad compensada Espectroscopía de rayos Gamma 12 Rayos Gamma naturales Registros acústicos 13 Sónico digital Otros registros 14 Medición continua de echados Geometría de pozo Herramientas de imágenes 15 Herramienta Halliburton 22 III. PROGRAMA DE REGISTROS 22 Selección de los registros apropiados Pozos exploratorios 23 Pozos de desarrollo 25 Control de calidad de los registros 25 Control de profundidad Calidad técnica general Repetibilidad 26 Valores absolutos de registros ("Marcadores") Zonas potenciales de contenido de agua y cálculos Zonas potenciales de contenido de hidrocarburos y cálculos 27 Decisiones sobre la capacidad productiva 1

2 IV. CONCEPTOS BÁSICOS DE INTERPRETACIÓN 28 Introducción El proceso de la interpretación Evaluación de las formaciones Parámetros petrofísicos 30 Porosidad Saturación Permeabilidad Resistividad y fluidos de la formación Resistividad Factor de formación y saturación de agua 32 Ecuación de Archie fraccionada 34 V. INTERPRETACIÓN CUALITATIVA Introducción Lectura de los registros geofísicos 35 Respuesta típica del registro GR 38 Identificación de litologías Identificación de zonas permeables 40 Potencial natural SP 42 Separación de curvas de resistividad Calibrador Efecto de rugosidad y diámetro del pozo en el registro de densidad Arcillas, agua ligada y gas en la herramienta de neutron 43 Efecto de litología en el neutrón 44 Efecto de las condiciones del pozo VI. INTERPRETACIÓN EN FORMACIONES LIMPIAS 46 Introducción Pasos para la interpretación Información obtenida de los registros 48 Determinación de Rw por el método de inversión de Archie 49 Determinación de Rw a partir del SP 50 Ejemplo de aplicación de la ecuación de Archie Cálculo de Rw por el método de inversión de Archie 52 Cálculo de Rw usando el SP 53 Cálculos de Sw 54 Indicadores de permeabilidad Notas adicionales acerca de la resistividad del agua de formación 55 Definición de la zona de interés Determinación de Rw con el método de inversión de Archie 56 Métodos "rápidos" en el análisis de registros Cálculo de la saturación de agua 58 Gráfica cruzada de porosidad y litología (CP) Porosidad dos tercios (Two-Thirds Porosity) Porosidad gráfica cruzada Yacimientos de mineralogía compleja 59 VII. INTERPRETACIÓN EN FORMACIONES ARCILLOSAS 60 Introducción Método de doble agua 61 Evaluación de la cementación 65 Técnica de la cementación 2

3 Registro CBL - VDL 66 Principio de operación El registro VDL 67 Interpretación del registro CBL - VDL Interpretación cualitativa 68 Tubería mal cementada Buena adherencia de la tubería y buen acoplamiento acústico a la formación 70 Canalización y microánulo Interpretación cuantitativa Ejemplos 71 3

4 Registros Geofísicos I. LOS REGISTROS GEOFÍSICOS Hasta los años 70, los registros geofísicos se obtenían con unidades de tipo convencional. Éstas operaban con cable electromecánico de siete conductores. Dentro de la cabina de la unidad se encontraban los paneles o tableros electrónicos y una cámara registradora de 9 galvanómetros que proporcionaban mediciones en películas transparentes Introducción Conocer las características de las formaciones atravesadas por los pozos, tanto en su naturaleza litológica, como en lo relativo a su contenido de fluidos (agua o hidrocarburos), es motivo de profundo interés. Del conocimiento de los diferentes parámetros que tal información proporciona, dependerá la extracción eficiente de los hidrocarburos. Para ello se cuenta con el muestreo de los pozos; es decir, del registro de lo que la barrena atraviesa. Este muestreo se hace en forma directa: estudiando muestras de la formación, o mediante el análisis continuo del fluido de perforación, y por la introducción mediante cables con conductores eléctricos de dispositivos medidores de los distintos parámetros característicos de las formaciones atravesadas y de su contenido. De estos métodos de muestreo, el que mayores avances tecnológicos ha reportado es el originalmente conocido como registro eléctrico. Actualmente, a éste se le han sumado una serie numerosa de registros de otros parámetros y se les denomina genéricamente registros geofísicos. Un registro geofísico es un gráfico X-Y en donde el eje Y representa la profundidad del pozo y el eje X representa el o los valores de algunos parámetros del pozo como son: porosidad, densidad, tiempo de tránsito, resistividad, diámetro del agujero, etcétera. Historia de los registros en México Figura 1 Operación con paneles electrónicos y unidades convencionales. En México se introdujeron las primeras cabinas marinas para la toma de registros geofísicos en El registro de inducción empezó a realizarse en 1964, los registros de producción en 1967; el registro de densidad en 1969; el de echados en El registro de microproximidad fue introducido en 1971, el Doble Laterolog en 1974, y el registro de doble inducción en En el año de 1979, Petróleos Mexicanos se ve afectado por el cambio de sistemas de registros. Esto ocurrió porque se descontinuó la producción del equipo convencional integrado por tableros de control que fueron sustituidos por sistemas computarizados. Toca la responsabilidad de analizar todas las alternativas de solución y sus repercusiones a Petróleos Mexicanos, que adquiere la nueva tecnología. Además, para mantenerse a la vanguardia de la especialidad y garantizar la obtención de información con un alto porcentaje de exactitud para la toma de re- 4

5 Registros Geofísicos Registros Geofísicos gistros geofísicos, la institución adquiere unidades cibernéticas a compañías extranjeras. Bond Index = 0.8 Intervalo Mínimo Requerido Figura 2 Unidad móvil computarizada / En junio de 1991, se introduce en México un nuevo sistema computarizado. Éste utiliza una telemetría de punta de 500 kilobits por segundo. 93/ Casing Size Figura 54 Intervalo requerido para un buen. sello. 100 SFT 119 in FLUID (SFT 155) 90 E1 Amplitude (mv) 80 TCSG Figura 3 Cabina computarizada costafuera. 30 Actualmente, la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos se ha colocado a la vanguardia en tecnología de registros. Esto se debe a la la adquisición de tres sistemas que han sido instalados en unidades cibernéticas Casing ID (inches) Figura 55 Amplitud del CBL en tubería libre El diseño modular del sistema permite que sea fácilmente mejorado (actualizado) para incrementar la velocidad o memoria. Las aplicaciones de este sistema son servicios de registros en agujero abierto y entubado; registros de producción; despliegue en tiempo real de imágenes de pozo; de servicios como los de imágenes microresistivas y ultrasónicas; servicios de terminación como corridas de empaques, disparos, recuperación de tuberías y cortadores químicos, verificar y evaluar las operaciones de estimulación, cementación y empaque de arena. Existe otro sistema de adquisición de datos que mejora cuatro aspectos críticos de los registros: integridad de la medida y calidad de los datos, tecnología avanzada de servicios, seguridad y eficiencia operativa. El sistema integra avances en adquisición digital de datos, computación multitarea y tecnología gráfica. 9 5/8 CSG 70 la capacidad de proceso de una estación de trabajo. El uso de componentes de mayor potencia de procesamiento permite más combinaciones de herramientas y velocidades mayores de registro. Además, que varias aplicaciones puedan correrse simultáneamente. Las unidades vienen equipadas con sistemas redundantes e independientes para realizar simultáneamente dos funciones mayores Otras compañías líderes en tecnología de registros cuentan con sistemas de cómputo integrados. Existe un sistema de registros que entrega consistentemente datos exactos de alta calidad y proporciona II. TIPOS DE REGISTROS GEOFÍSICOS Para determinar algunas características de las formaciones del subsuelo es necesario llevar a cabo la toma de registros. Para esto se utiliza una unidad móvil (o estacionaria en pozos costafuera) que contiene un sistema computarizado para la obtención y procesamiento de datos. También cuenta con el envío de potencia y señales de comando (instrucciones) a un equipo que se baja al fondo del pozo por medio de un cable electromecánico. El registro se 5

6 obtiene al hacer pasar los sensores de la sonda enfrente de la formación, moviendo la herramienta lentamente con el cable. Neutrón compensado Densidad compensada Sónico digital Imágenes de pozo Registros en agujero entubado Servicios apozos Evaluación de la cementación Pruebas de formación Desgaste de tubería Arcilla Arena Arcilla Caliza 0 GR CALI 14 0 LLS % O 15% p R 0 LLD T 20 O 0 MSFL b 2.9 F Tipos de herramientas El equipo de fondo consta básicamente de la sonda. Este es el elemento que contiene los sensores y el cartucho electrónico, el cual acondiciona la información de los sensores para enviar a la superficie, por medio del cable. Además, recibe e interpreta las órdenes de la computadora en superficie. Las sondas se clasifican en función de su fuente de medida en: Resistivas (Fuente: corriente eléctrica) Porosidad (Fuente: cápsulas radiactivas). Sónicas (Fuente: emisor de sonido). Dolomía En la figura 5 se muestran los tres tipos de herramientas. Figura. 4 Diagrama esquemático de la toma de registros. Herramientas de fondo Dentro de los objetivos del registro geofísico podemos mencionar: Determinación de las características de la formación: porosidad, saturación de agua/hidrocarburos, densidad. Delimitación (cambios) de litología Desviación y rumbo del agujero Medición del diámetro de agujero Dirección del echado de formación Evaluación de la cementación Condiciones mecánicas de la TR Registros en agujero abierto Inducción Doble Laterolog Eléctr icas Figura 5 Radiactivas S ónicas 6

7 De acuerdo con lo anterior tenemos: Herramientas de registros con principio resistivo (eléctrico): Inducción Doble inducción Doble Laterolog Microesférico Medición de echados Microimágenes resistivas de formación Herramientas de registros radiactivos Neutrón compensado Litodensidad compensada Espectroscopía de rayos gamma Rayos Gamma naturales Herramientas de registros con principio acústico Sónico de porosidad Sónico dipolar de imágenes Imágenes ultrasónicas Mediante una cuidadosa interpretación de la respuesta de los registros, es posible evaluar el potencial productivo de la formación. Además, se tienen sistemas de cómputo avanzados para la interpretación. Registros resistivos La cantidad de aceite o gas contenido en una unidad de volumen del yacimiento, es el producto de su porosidad por la saturación de hidrocarburos. Los parámetros físicos principales para evaluar un yacimiento son porosidad, saturación de hidrocarburos, espesor de la capa permeable y permeabilidad. Para deducir la resistividad de formación en la zona no invadida, las medidas de resistividad se usan, solas o en combinación. Es decir, atrás de la zona contaminada por los fluidos de control del pozo. También se usan para determinar la resistividad cercana al agujero. Ahí, en gran parte, el filtrado del lodo ha reemplazado los fluidos originales. Las medidas de resistividad junto con la porosidad y resistividad del agua de formación, se usan para obtener la saturación de agua. La saturación obtenida de las resistividades somera y profunda se comparan para evaluar la productividad de la formación. La resistividad de una formación pura saturada con agua, es proporcional a la resistividad del agua con la que se encuentra saturada. R Z 5 R = )* 5 5R Z ) = 5Z En donde: F= Factor de formación, Rw= Resistividad del agua de formación, y Ro= Resistividad de la roca saturada con agua. La resistividad de una formación depende del fluido contenido en la misma y del tipo de formación. Para medir la resistividad de la formación se cuenta con dos herramientas: Inducción Doble Laterolog Generalmente, se prefiere usar la herramienta de inducción cuando la resistividad de la formación es baja, del orden de 500 ohms. Cuando se tienen formaciones altamente resistivas la herramienta de doble Laterolog proporciona información más confiable. En las formaciones de carbonatos de baja porosidad se tienen resistividades muy altas. Por esto, si se requiere hacer una interpretación cuantitativa, se debe tomar un registro doble Laterolog. Sin embargo, se necesita de un medio conductivo entre la herramienta y la pared del pozo. Por ello, no es posible tomar un registro doble Laterolog en lodos no conductivos, como los que son a base de aceite. Doble inducción fasorial 5 5 La herramienta doble inducción fasorial realiza medidas de resistividad a tres diferentes profundidades de investigación. De esta manera, proporciona información para determinar las resistividades de la zona virgen, la zona barrida y la zona de transición (en su caso). Con esta información se pueden obtener datos de saturación y movilidad de fluidos (complementada con información de otras herramientas). 7

8 El sistema fasorial permite obtener datos más exactos para diferentes valores de resisitividad. La herramienta cuenta con un sistema de autocalibración que mejora la precisión de la respuesta y reduce el efecto de las condiciones ambientales. Además, el sistema de transmisión de datos en forma digital del fondo a la superficie permite una mayor capacidad de señales libres de ruidos. La figura 6 muestra un ejemplo del registro. Las principales aplicaciones de esta herramienta son: 1. Interpretación de formaciones con diámetros grandes de invasión 2.Formaciones con contraste medio-alto de resistividades 3. Gráficos de invasión 4. Pozos con lodos no conductivos Doble Laterolog telemétrico La herramienta Doble Laterolog proporciona dos mediciones con la mayor profundidad de investigación, de tres mediciones necesarias que se requieren para tratar de determinar la resistividad de la zona invadida ( Rxo =) y de la zona virgen ( Rt ), a éstas se les conocen como Lateral Somera (Lls ) y Lateral Profunda (Lld). La tercera medición requerida se puede obtener de correr la herramienta de Enfoque Esférico o Microesférico (MSFL) en forma independiente o combinada. En la herramienta DLL se permite que varíe tanto el voltaje emitido como la corriente (pero manteniendo el producto potencial constante), con lo cual brinda un rango de mediciones. La figura 7 muestra un ejemplo del registro. Aplicaciones principales 1. Resistividad en la zona virgen y zona lavada 2. Perfiles de invasión 3. Correlación 4. Detección de vista rápida de hidrocarburos 5. Control de profundidad 6. Indicador de hidrocarburos móviles Figura 6 Registro doble inducción fasorial. Microesférico enfocado Esta herramienta surge de la necesidad de conocer Rxo para realizar correcciones a las lecturas de otras herramientas y tener un valor adecuado de Rt. Durante el desarrollo de las herramientas de registros se han pasado por varias etapas hasta llegar al SRT ( Spherically Focused Resistivity Tool). Previos 8

9 La herramienta actual se conoce genéricamente como registro microesférico (Micro Spherical Focused Log). Se basa en el principio de enfoque esférico usado en los equipos de inducción pero con un espaciamiento de electrodos mucho menor. En este caso los electrodos se ubican en un patín de hule que se apoya directamente sobre la pared del pozo. El arreglo microesférico reduce el efecto adverso del enjarre del fluido del pozo. De esta manera se mantiene una adecuada profundidad de investigación. La figura 8 muestra un ejemplo del registro. Principales aplicaciones 1. Resistividad de la zona lavada 2. Localización de poros y zonas permeables 3. Indicador de hidrocarburo móvil 4. Calibrador Registros nucleares La determinación de la porosidad de la formación se puede hacer de manera indirecta a través de las medidas obtenidas de herramientas nucleares o acústicas. Las herramientas nucleares utilizan fuentes radiactivas. Mediante la medición de la forma de interactuar, con la formación de las partículas irradiadas por la fuente, se pueden determinar algunas características. Se tienen tres tipos de herramientas nucleares: Radiación natural Neutrones Rayos gamma Rayos Gamma, espectroscopía Neutrón compensado Litodensidad compensada Las herramientas para medir la radiación natural no requieren de fuentes radiactivas y la información que proporcionan es útil para determinar la arcillosidad y contenido de minerales radiactivos de la roca. Figura 7 Registro doble laterolog telemétrico. a esta generación podemos citar microlog, microlaterolog y proximidad. Las herramientas de neutrón compensado y litodensidad requieren de fuentes radiactivas emisoras de neutrones rápidos y rayos Gamma de alta energía, respectivamente. Dada la forma diferente en que las partículas interaccionan con la materia, resulta útil la comparación directa de las respuestas obtenidas para la detección de zonas con gas, arcillosas, etc. De manera general tenemos: 9

10 4 14 Diá. Barrena Zona permeable Calibrador ILD SFL ILM Invasión muy profunda SP Zona no permeable Zona permeable Figura 8 Registro Microesférico Enfocado. Φ Φ Φ Φ Φ Φ 1 ' >> Φ 1 ' << Φ 1 ' > Φ 1 ' < Φ 1 ' Caliza Arcillas Gas Arenas Dolomías La herramienta es útil como indicador de gas. Esto es porque mide el índice de hidrógeno y el gas contiene un bajo índice, entonces la porosidad aparente medida será baja. Al comparar esta porosidad aparente con la determinada por otras herramientas tales como el litodensidad o el sónico, es posible determinar la posible presencia de gas. Las principales aplicaciones de la herramienta son: En donde: Φ 1 Φ ' Porosidad del registro de neutrón compensado Porosidad del registro de litodensidad compensada Neutrón compensado La herramienta de neutrón compensado utiliza una fuente radiactiva (emisor de neutrones rápidos) y dos detectores. Su medición se basa en la relación de conteos de estos dos detectores. Esta relación refleja la forma en la cual la densidad de neutrones decrece con respecto a la distancia de la fuente y esto depende del fluido (índice de hidrógeno) contenido en los poros de la roca y por lo tanto, de la porosidad. La figura 9 muestra un ejemplo del registro. 1. Determinación de la porosidad 2. Identificación de la litología 3. Análisis del contenido de arcilla 4. Detección de gas Litodensidad compensada El equipo de litodensidad es una herramienta que utiliza una fuente radiactiva emisora de rayos gamma de alta energía y se usa para obtener la densidad de la formación e inferir con base en esto la porosidad; así como efectuar una identificación de la litología. Para obtener la densidad, se mide el conteo de rayos gamma que llegan a los detectores después de interactuar con el material. Ya que el conteo obtenido es función del número de electrones por cm 3 y éste se relaciona con la densidad real del material, 10

11 lo que hace posible la determinación de la densidad. La identificación de la litología se hace por medio de la medición del "índice de absorción fotoeléctrica". Éste representa una cuantificación de la capacidad del material de la formación para absorber radiación electromagnética mediante el mecanismo de absorción fotoeléctrica. La figura 10 muestra un ejemplo del registro. Figura 9 Neutrón compensado. Figura 10 Litodensidad compensada. 11

12 Las principales aplicaciones de la herramienta son 1. Análisis de porosidad 2. Determinación de litología 3. Calibrador 4. Identificación de presiones anormales Espectroscopia de rayos Gamma La respuesta de una herramienta de Rayos Gamma depende del contenido de arcilla de una formación. Sin embargo, la herramienta de Rayos Gamma Naturales no tiene la capacidad de diferenciar el elemento radiactivo que produce la medida. La mayor parte de la radiación gamma natural encontrada en la tierra es emitida por elementos radiactivos de la serie del uranio, torio y potasio. El análisis de las cantidades de torio y potasio en las arcillas ayudan a identificar el tipo de arcillas, El análisis del contenido de uranio puede facilitar el reconocimiento de rocas generadoras. La figura 11 muestra un ejemplo del registro. En rocas de carbonatos se puede obtener un buen indicador de arcillosidad si se resta de la curva de rayos gamma la contribución del uranio. Las principales aplicaciones de la herramienta son: 1. Análisis del tipo de arcilla 2. Detección de minerales pesados 3. Contenido de potasio en evaporitas 4. Correlación entre pozos Rayos Gamma naturales La herramienta de Rayos Gamma mide la radiactividad natural de las formaciones y es útil para detectar y evaluar depósitos de minerales radiactivos tales como potasio y uranio. En formaciones sedimentarias el registro refleja normalmente el contenido de arcilla de la formación. Esto se debe a que los elementos radiactivos tienden a concentrarse en las arcillas. Las formaciones limpias usualmente tienen un bajo nivel de contaminantes radiactivos, tales como cenizas volcánicas o granito deslavado o aguas de formación con sales disueltas de potasio. La figura 12 muestra un ejemplo del registro. La herramienta se corre normalmente en combinación con otros servicios y reemplaza a la medida del Figura 11 Espectroscopía de Rayos Gamma. potencial espontáneo en pozos perforados con lodo salado, lodo con base de aceite, o aire. 12

13 Las aplicaciones principales de la herramienta son: 1. Indicador de arcillosidad 2. Correlación 3. Detección de marcas o trazadores radiactivos Registros acústicos El equipo sónico utiliza una señal con una frecuencia audible para el oído humano. El sonido es una forma de energía radiante de naturaleza puramente mecánica. Es una fuerza que se transmite desde la fuente de sonido como un movimiento molecular del medio. Este movimiento es vibratorio debido a que las moléculas conservan una posición promedio. Cada molécula transfiere su energía (empuja) a la siguiente molécula antes de regresar a su posición original. Cuando una molécula transfiere su energía a otra, la distancia entre ellas es mínima, mientras que entre la primera y la anterior a ella, la distancia es mayor que la normal. Las áreas de distancia mínima entre moléculas se llaman "áreas de compresión" y las de mayor distancia se llaman "áreas de rarefacción". Un impulso de sonido aparecerá como un área de compresión seguida por un área de rarefacción. En el equipo sónico los impulsos son repetitivos y el sonido aparecerá como áreas alternadas de compresiones y rarefacciones llamadas ondas. Ésta es la forma en que la energía acústica se transmite en el medio. La figura 13 muestra las diferentes ondas y trayectorias. Onda compresional totalmente reflejada Onda reflejada Onda compresional refractada Onda transversal refractada Onda compresional refractada a 90 Onda transversal refractada a 90 Onda directa Figura 13 Transmisión de la energía acústica. Sónico digital Figura 12 Rayos Gamma naturales. La energía sónica emitida desde el transmisor impacta la pared del pozo. Esto origina una serie de ondas en la formación y en su superficie. El análisis del tren de ondas complejo, proporciona la informa- 13

14 ción concerniente a la disipación de la energía de sonido en el medio. La herramienta Sónico Digital permite la digitación del tren de ondas completo en el fondo, de tal manera que se elimina la distorsión del cable. La mayor capacidad de obtención y procesamiento de datos permite el análisis de todos los componentes de la onda de sonido (ondas compresionales, transversales y Stoneley). La figura 14 muestra un ejemplo del registro. Las aplicaciones principales de la herramienta son: 1. Correlación de datos sísmicos 2. Sismogramas sintéticos 3. Determinación de porosidad primaria y secundaria 4. Detección de gas 5. Detección de fracturas 6. Características mecánicas de la roca 7. Estabilidad del agujero 8. Registro sónico de cemento Otros registros Medición continua de echados La herramienta de medición continua de echados mide la conductividad de la formación por medio de electrodos montados en cuatro patines. Mediante la respuesta obtenida en estos electrodos, es posible determinar la inclinación del echado. Además la herramienta cuenta con un cartucho mecánico que permite obtener la desviación, el azimuth y el rumbo relativo del pozo. Otra información obtenida es el calibre del pozo. La herramienta requiere de un medio conductivo para la medición, sin embargo mediante el uso de un equipo especial para lodos no conductivos, es posible realizar el registro. La figura 15 muestra un ejemplo del registro. Las aplicaciones principales de la herramienta son: Determinación de echados estructurales Identificación de fracturas Geometría del pozo Figura 14 Sonido digital. Geometría de pozo La herramienta geometría de pozo cuenta con cuatro brazos. Éstos miden simultáneamente dos calibres de pozo independientes. También se miden el azimuth de la herramienta, la desviación del pozo y el rumbo relativo. La figura 16 muestra un ejemplo del registro. En la computadora en superficie, es posible obtener la integración del volumen del pozo y el volumen necesario de cemento para cementar la próxima TR. 14

15 Figura 15 Medición Continua de Echados Estratigráficos. Las aplicaciones principales de la herramienta son 1. Geometría del agujero 2. Información direccional 3. Volumen de agujero y de cemento Herramientas de imágenes Inducción de imágenes Figura 16 Herramienta de geometría del pozo. La herramienta de imágenes provee de una imagen de la resistividad de la formación que refleja las capas, contenido de hidrocarburo y proceso de invasión. La resolución vertical hasta de 1 pie muestra las laminaciones y otras estructuras de formación con un mínimo de efectos ambientales. La herramienta puede operar en cualquier fluido del pozo, incluyendo lodo basado en aceite. La herramienta mide las señales R y X de ocho arreglos, seis de ellos son operados a dos frecuencias simultáneamente. Estas medidas en bruto son con- 15

16 vertidas en cinco curvas, cada una con una resolución vertical compatible y con profundidades medianas de investigación que van desde 10 hasta 90 pulgadas. Estas profundidades de investigación cambian muy poco en el rango entero de conductividades de formación. Cada juego de cinco curvas está disponible en resoluciones de 4, 2 y 1 pie. Las cuatro curvas son procesadas para obtener un perfil de invasión y proveer de una determinación exacta de Rt, junto con una descripción de la zona de transición de invasión y el volumen de filtrado del lodo en cada profundidad. La figura 17 muestra un ejemplo del registro. 2. La resistividad verdadera y una descripción detallada de la resistividad de invasión 3. Determinación de la saturación de hidrocarburos e imágenes. La figura 18 muestra un ejemplo del registro. Sónico dipolar de imágenes La figura 19 muestra un ejemplo del registro. Imágenes microrresistivas de formación La figura 20 muestra un ejemplo del registro Herramientas de registros de las diferentes compañías Las tablas 1 y 1a resumen las diferentes herramientas de registros disponibles entre las compañías de servicio y sus siglas que la identifican: Otros tipos de servicios: Características, limitaciones y condiciones de uso de los equipos de registros. Las herramientas de registros se diseñan para obtener algunas características de la formación bajo ciertas condiciones de uso. Algunos datos a considerar en una herramienta de registros son: Diámetro externo máximo y longitud de la herramienta. Estos datos se refieren a las dimensiones del equipo de registros y se obtienen del fabricante o de la compañía de servicio. Para los registros en pozo abierto, los diámetros más comunes son, 3-3/8", 3-5/8" y la longitud varía entre las diferentes herramientas. Rango de presión y temperatura máxima. Figura 17 Inducción de Arreglo de Imágenes. Aplicaciones principales: 1. Registros de Resistividad e Imágenes con resolución vertical de 1 pie en pozos uniformes o con un contraste moderado de Rt/Rm La presión máxima en la herramienta estándar es de 15,000 a 20,000 (psi) libras / pulgada cuadrada y la temperatura máxima estándar es de 350 F (175 C). Hay equipos especiales para ambientes hostiles de 25,000 psi y 500 F. Diámetro mínimo y máximo de pozo. 16

17 Registros Geofísicos rias técnicas de identificación de minerales que se pueden usar. En los ejemplos previos del uso de cartas de Gráfica Cruzada, datos de dos mediciones de registros (p.ej.: rb y FN, rb y Dt, o FN y Dt) pueden ser usados para identificar litologías con sólo dos miembros. Con el uso de una carta que incluya una tercera medición (p.ej.: e.g., índice de absorción fotoeléctrica, Pe), se puede obtener una identificación más aproximada y detallada. En esta discusión serán consideradas dos técnicas de tales gráficas "tres-minerales": Umaa1 versus rmaa2, y rmaa versus Dtmaa. La determinación exacta de la litología puede ser necesaria por varias razones: a) La porosidad puede contener valores cercanos a pruebas de laboratorio (~5%); sí se desea obtener valores más aproximados a partir de registros. La dolomía y arcilla, por ejemplo, ocasionan separaciones similares entre las curvas de porosidad-neutrón y porosidad-densidad, basados en una caliza, pero la porosidad efectiva se calcula de manera diferente para cada caso. b) Formaciones compactas (low porosity) a menudo requieren acidificación o fracturamiento con ácido para estimular la producción. La optimación de esta operación requiere del conocimiento de la litología de la formación. c) La distribución litológica a través de un campo puede revelar direcciones preferenciales para las localizaciones de futuros pozos de desarrollo. Por ejemplo, la dolomitización está a menudo acompañada por un incremento de permeabilidad, así que la dirección en el incremento de contenido dolomítico puede ser favorable a la dirección de una mayor exploración. La respuesta fotoeléctrica (Pe) no es lineal con los cambios en la composición de la formación. Por ejemplo, dado que para la arenisca Pe es 1.81 y para la caliza Pe es 5.08, una formación compuesta por 50% arenisca y 50% caliza no necesariamente tiene un valor de Pe de Pero tampoco puede ser una mezcla de dolomía (3.14) y arenisca suponiendo solamente la matriz de la roca. Registros Geofísicos VII. INTERPRETACIÓN EN FORMACIONES ARCILLOSAS Introducción No todas las rocas son aislantes perfectos al estar secas. Muchos minerales, como la galena y la calcopirita, tienen conductividades altas y conducen la corriente eléctrica al encontrarse completamente secas. Obviamente, las ecuaciones de resistividad y de saturación de agua, que suponen que el líquido de saturación es el único medio eléctricamente conductivo, no se aplican cuando la matriz de roca también es conductiva. Por fortuna, en la mayoría de los lugares con petróleo, es raro encontrar una cantidad significativa de material conductivo en una roca de yacimiento potencial. Sin embargo, cuando la roca contenga mineral conductivo, la interpretación del registro debe tomar en cuenta dicha conductividad. Las arcillas y lutitas no son raras, y contribuyen a la conductividad de la formación. La lutita muestra conductividad debido al electrolito que contiene y a un proceso de intercambio de iones por medio del cual éstos se mueven bajo la influencia de un campo eléctrico aplicado entre lugares de intercambio en la superficie de las partículas de arcilla. El efecto de la arcillosidad en la conductividad de la arena arcillosa es con frecuencia muy desproporcionado en relación a la cantidad de lutita. El efecto real depende de la cantidad, tipo y distribución relativa de las lutitas y de la naturaleza y cantidades relativas de aguas de formación. La evaluación de las formaciones arcillosas, por lo general, es hasta cierto punto compleja. La lutita modifica todas las mediciones del registro, y se requieren correcciones debido al contenido de lutita. A través de los años, los investigadores han propuesto varios modelos de interpretación para el caso de arenas arcillosas. En ciertos casos el modelo se basa en la lutita presente en una geometría específica dentro de una arena arcillosa; por ejemplo, la lutita puede estar presente en forma de láminas delgadas entre las capas de la arena limpia, o como granos o nódulos en la estructura de la matriz de arena; o puede encontrarse dispersa, a través del sistema poroso, en forma de acumulaciones que se adhieren o recubren los gra- Umaa = sección transversal volumétrica aparente de la matriz 1 2 Figura 18 Doble Laterolog azimutal de imágenes. rmaa = densidad granular aparente de la matriz 60 17

18 Registros Geofísicos Registros Geofísicos dad neutrón lee valores negativos (común en yacimientos de dolomía anhidrítica), algunos analistas prefieren usar un simple promedio de valores de densidad y neutrón como se ilustra abajo. Φ XPLOT = Φ D +Φ N 2 Yacimientos de mineralogía compleja La mayoría de las formaciones almacenadoras de aceite y gas están compuestas de rocas sedimentarias, a diferencia de las rocas ígneas y metamórficas. Las rocas sedimentarias, como su nombre lo indica, están compuestas de diferentes tipos de sedimentos que han sido depositados en algún punto de acumulación, posiblemente la base de algún océano antiguo o un canal fluvial. Después de algún periodo geológico, muchas de tales capas de sedimentos pueden acumularse. Las fuerzas tectónicas impuestas sobre las capas subyacentes resulta en la compactación y cementación de los sedimentos consolidados hasta formarse las rocas sedimentarias. Por volumen, se estima que las rocas sedimentarias constituyen sólo el 5% de la litósfera conocida (los 16 kilómetros de espesor de la corteza exterior de la tierra), mientras que las rocas ígneas y metamórficas constituyen el 95%. Sin embargo, las rocas sedimentarias cubren el 75% del área total de tierra sobre los continentes, con las rocas ígneas y metamórficas cubriendo el resto. Es evidente, además, que forman solamente una porción muy delgada sobre la superficie terrestre. Para propósitos de esta discusión, las rocas sedimentarias pueden ser subdivididas en dos categorías primarias: clásticos y carbonatos. Esas categorías comprenden los tres tipos de roca de los yacimientos productores más comunes: areniscas, calizas y dolomías. La composición, lugar de origen, y tamaño de grano de los sedimentos individuales de una roca están entre los factores que determinan la identidad de la roca. Rocas sedimentarias Figura 19 Sónico dipolar de imágenes. 18 &OiVWLFDV &DUERQDWRV Areniscas/Domos salinos Calizas Arcillas Dolomías Rocas clásticas sedimentarias Los sedimentos clásticos son producidos por intemperismo y afallamiento de rocas pre-existentes. Esas partículas, habiendo sido derivadas desde algún otro punto de acumulación, son transportadas, reagrupadas, y modificadas por movimiento de fluidos tales como agua o aire. Su depósito normalmente es en capas horizontales sucesivas. Las formaciones sedimentarias clásticas son areniscas y arcillas. Además de ser diferentes en composición, esos dos tipos de roca también difieren dramáticamente en tamaño de grano. Esta combinación de similitudes (origen) y diferencias (tamaño de grano) produce formaciones que contienen combinaciones de arenisca y arcilla. La arcillosidad afecta tanto la característica de la formación como la respuesta de los registros. Las areniscas se componen principalmente de cuarzo, feldespato y mica. En muchas formas de arenisca, el cuarzo constituye el 90% de la fracción detrítica de la roca. Por esta razón, muchas gráficas se refieren a las formaciones de arenisca simplemente como "cuarzo". Rocas sedimentarias carbonatadas Las formaciones de carbonatos son generalmente marinas en origen y compuestas principalmente de granos de esqueleto y /o precipitados marinos. Esos constituyentes son producidos dentro de la región de acumulación y no son formados por detritos intemperizados o afallamiento de rocas pre-existentes. Las formaciones carbonatadas productoras típicamente incluyen calizas y dolomías. La principal diferencia entre esos dos tipos de roca es el mecanismo de origen. En términos de composición, el término "caliza" es usado para aquellas rocas cuya fracción de carbonato (predominantemente calcita: CaCO3) supera la fracción no carbonatada. El término "dolomía" implica que la fracción principal de carbonatos está compuesta primordialmente de carbonato de calcio-magnesio (CaMg(CO3)2). Debido a que la fracción carbonato en si misma puede diferir dramáticamente, y el porcentaje de material no carbonatado puede acercarse al 50%, algunos términos aplicados a tales formaciones generalmente podrían ser confusos (p ej.: caliza dolomítica, dolomita calcárea, etcétera). Gráfica de identificación de minerales (MID Plots) Cuando se sospecha de litología compleja y la exactitud es de la mayor importancia, existen va- 59

19 Registros Geofísicos Cálculo de la saturación de agua La saturación de agua puede ahora calcularse para aquellas zonas que aparecen como almacenadoras de hidrocarburos. Recuerde que este valor no es un reflejo de la relación de agua a hidrocarburos producidos del yacimiento. Es simplemente la proporción relativa de agua a hidrocarburos en la porosidad de la formación. No existen guías seguras para determinar que constituyen valores "buenos" y "malos" de saturación de agua. Este juicio requiere de experiencia y conocimiento local. Gráfica cruzada de porosidad y litología (CP) Dos de los usos más importantes de los datos de registros son los de proporcionar información de porosidad y litología para propósitos de cálculo de la saturación de agua (Sw). La porosidad es vital en eso, ya que es un parámetro de entrada en la ecuación de Archie. El conocimiento de la litología es útil ya que proporciona al analista la información necesaria para hacer una determinación a partir de la cual utilizara valores del factor tortuosidad (a) y exponente de cementación (m). Existen una variedad de métodos - visuales, matemáticos y gráficos - usados para determinar la porosidad de la formación. Las mediciones de porosidad tomadas a partir de registros son raramente adecuadas para el uso en el cálculo de la saturación de agua. Una vez que la porosidad neutrón es corregida por efectos ambientales, el analista usualmente enfrenta a dos valores de porosidad porosidad-neutrón y porosidad-densidad. Sin embargo, los cálculos de saturación de agua con Archie requieren solamente un valor de entrada para porosidad. Porosidad dos tercios (two-thirds porosity) Un método para estimar visualmente un valor de porosidad para usarse en la ecuación de Archie es conocido como Porosidad Dos Tercios ("twothirds"). Este método involucra la estimación leída a dos tercios de la distancia entre la lectura de porosidad más baja y la lectura de porosidad más alta, así este valor se toma para ser usado en la ecuación de Archie. Este método puede usarse independientemente del tipo de matriz considerado (p. ej.: caliza, arenisca, dolomía) para calcular la porosidad. 58 Registros Geofísicos Independientemente de la selección del tipo de matriz, Porosidad Dos Tercios puede suponerse que refleja la porosidad aproximada de una formación de cualquier litología. La razón de tomar dos tercios de la distancia entre las lecturas de porosidad, más que por conseguir un simple promedio, es la de aproximar más el valor que podría ser calculado por la ecuación de porosidad de la gráfica cruzada (discutida más adelante). Algunos analistas prefieren tomar un simple promedio de las dos mediciones. Una limitación importante en la estimación de la porosidad dos-tercios es la presencia de gas. Debido a que el gas afecta la porosidad neutrón más que a la porosidad densidad, cualquier rutina que promedie podría contener un error. Afortunadamente, en presencia de gas, la porosidad densidad y neutrón se compensan parcialmente una a la otra. Esta limitación debe mantenerse en mente cuando se aplica el método. Además, esta aproximación debe hacerse con precaución donde está presente la anhidrita. Debido a la alta densidad de la anhidrita (rb = 2.98g/ cc), la porosidad densidad a menudo leerá demasiado bajo (en algunos casos, negativo). Promediando los métodos, además, resultará en un valor de porosidad de la formación que es bastante bajo. Porosidad gráfica cruzada Otro método para obtener un valor simple para porosidad a partir de datos de porosidad Densidad y porosidad neutrón es con el uso de la ecuación de la porosidad de gráfica cruzada (cross-plot porosity). ΦD + ΦN = 2 2 Φ XPLOT 2 Del valor obtenido de esta ecuación, puede suponerse que representa la porosidad real de la formación, independientemente de cuál valor se utilizó para la matriz con los registros. Estos promedios dan como resultado valores similares a los obtenidos, estimando visualmente los dos tercios de la porosidad de la formación. Nuevamente, una limitación importante en el uso de este método es la presencia de gas y anhidrita. Esas circunstancias crearán una situación en la cual los valores de la porosidad obtenida a partir de la gráfica-cruzada no es una aproximación exacta de la porosidad de la formación. En casos donde la porosi- Figura 20 Imágenes microrresistivas de formación. 19

20 7,32'(23(5$&,21 6FKOXPEHUJHU :HVWHUQ$WODV +DOOLEXUWRQ 3(3 5(*,67526(1$*8-(52'(6&8%,(572 5HJLVWURV5HVLVWLYRV Inducción Esférico,6),(/,6) Doble Inducción ',/ ',)/ ',/ ',/ Doble Inducción Fasorial ',7 '3,/ +5, ',7( Doble Laterolog '// '// '// '// Inducción de arreglo de imágenes $,7 +',/ Doble Laterolog Azimutal $5, +'// Microesférico Enfocado 06)/ 06)/ 06)/ 06)/ 5HJLVWURV5DGLDFWLYRV Rayos gamma Naturales *5 *5 1*57 *5 Neutrón Compensado &17 &1 '617 &1/ Registro de neutrón por aceleración nuclear $36 Litodensidad compensada /'7 ='/ 6'/7 /'7 Espectroscopía de Rayos gamma 1*7 6/ &61* 1*7 5HJLVWURV6yQLFRV Sónico Digital 6'7 '$/ ):6 6'7 Sónico de espaciamiento largo /66 '$/ ):6 /66 Sónico Dipolar de Imágenes '6, 0$& ;$&7 Imágenes ultrasónicas de agujero 8%, &%,/ &$67' 5HJLVWURVGH(FKDGRV\'LUHFFOHV Echados Estratigráficos 6+'7 ',3/2* 6(' Geometría de Pozo %*7 &$/ )$&7 %*7 Microimágenes resistivas de formación )0, 67$5 (0, Giroscópico contínuo *&7 *&7 *<52 5(*,67526(1$*8-(52(178%$'2 Sónico de Cementación &%/ 6%7 &%/):6 &%/ Evaluación del Cemento &(7 6%7 Imágenes Ultrasónicas 86,7 &%,/ &$679 Saturación de Yacimientos ,&2 36*7 Registro de Flujo de agua :)/ +<'52/2* :)/ Tiempo de Decaimiento Termal 7'7 3'. 70' 7'7. Registros de Imágenes de la tecnología Maxis 500. Es posible correrse en pozos entubados con herramientas modificadas; información no confiable. Tabla 1 20

21 7,32'(23(5$&,21 6FKOXPEHUJHU :HVWHUQ$WODV +DOOLEXUWRQ 3(3 08(675(2'()250$&,21 Multiprobador de Formaciones 5)70'7 )075&, 6)7 Nucleador de Pared &6706&7 6:&5&25 6:& Registros bajados con tubería 7/& 3&/ 73 (9$/8$&,21'(/$352'8&&,21 Presión de Alta Resolución +06&5* *5&076 Temperatura de Alta Resolución 376&3/7 7(03 7(03 *5&076 Molinete Hidráulico )%6&) ,1(5 )%6 Gradiomanómetro 376*063/7 )'(1 *5$',2 *06 Ruidos 12,6( 621$1 %$76 23(5$&,21(6(63(&,$/(6 Detección de Punto Libre )3,7 )3 )3, )3,7 Desconexión de Tubería %2 %2 %2 66'7 Tapón de Cemento 7%7 3/8* Tapón Mecánico 03%7 Colocación de Empaques 336 3$.(5 7%3 &(%(03 Canasta Calibradora -% -%*5 -% &&&% Cortador Químico de Tubería &+& && &4 &4 Cortador de colisión de Tubería 6&7 6&7 67 6&7 Cortador Térmico de Tubería 7*& -& 7& &7 Disparos para circulación Puncher Desintegrador de Barrenas '% 67-6 Pescante Electromagnético &(57 (/0 Lavadora Hidráulica de Tubería +&7 &27 +&7 Martillo Hidráulico -$5 Cincel Sacamuestras 6$03/( Determinación de Profundidad '' ''(5 '' %& (67$'2'(/$78%(5,$ Coples &&/ &&/ &&/ &&/ Multicalibrador de la Tubería 0)& 0)& 0$& Inspección Acústica de la Tubería 86,7 &%,/ &$679 Detecció de Corrosión de la Tubería 7*6 9570$* &,7 * Equipo de Producción de PCT. Tabla 1a 21

22 El diámetro mínimo del pozo es aquél en el que se puede introducir de manera segura la herramienta. Bajo ninguna circunstancia se deberá usar la herramienta en un pozo con un diámetro menor. Normalmente, una herramienta estándar de 3-3/8" puede usarse en pozos con un diámetro mínimo de 5". En caso de que se tenga un agujero menor, existen herramientas esbeltas de 2-3/4", para ambientes hostiles. El diámetro máximo está determinado por la capacidad de la herramienta para emitir una señal hacia la formación y recibir una "respuesta" de la misma que pueda ser confiablemente detectada por los sensores del equipo. En el caso de las herramientas de patín, el diámetro máximo se relaciona con la apertura máxima del brazo que porta el patín. Usar una herramienta en un diámetro mayor, nos puede ocasionar información poco confiable o muy afectada por el agujero. Los valores comunes de diámetro máximo oscilan entre 14" a 22" y dependen de cada herramienta. Fluido en el pozo El fluido en el pozo puede permitir o impedir el funcionamiento de una herramienta. Algunos equipos pueden usarse en pozos vacíos (sin lodo de perforación) y otros requieren de la presencia de fluido en el agujero. La conductividad eléctrica del lodo puede también limitar el funcionamiento de una herramienta. Por ejemplo las herramientas que emiten una corriente eléctrica para forzar una respuesta de la formación, requieren de un medio conductivo entre la herramienta y la pared del pozo. Por esto no pueden ser usadas en lodos no conductivos como es el caso de los lodos a base de aceite. Profundidad de investigación y resolución vertical La herramienta de registros sólo puede "ver" una porción de la formación. Esta porción está definida por dos características: Profundidad de Investigación: Esta característica nos indica qué tan profundamente "lee" una herramienta en particular y varía con las características de la formación y el medio ambiente. Como ejemplo, un equipo de Doble Laterolog tiene una profundidad de investigación de cerca de 2.5 metros, mientras que uno de Neutrón Compensado es de aproximadamente 30 cms. La resolución vertical indica la capacidad de una herramienta de ver capas delgadas y se puede definir como el mínimo espesor de capa para el cual el sensor mide, posiblemente en una porción limitada de la capa, un parámetro relacionado con el valor real de la formación. La resolución vertical depende de la separación entre transmisor /fuente y receptor /detector. Como ejemplo, un equipo de Doble Laterolog tiene una resolución vertical de cerca de 0.6 metros mientras que en uno de Neutrón Compensado es de aproximadamente 0.3 metros. Como ejemplo, en la tabla 2 se detallan las características y limitaciones de dos herramientas de registros: Comentarios: De acuerdo a la tabla dos, esta herramienta se puede usar en diámetros de pozo que van desde 4-1/2" hasta 22". Su diámetro máximo es de 3-5/8" con un peso de kgs. y una longitud de 9.6 metros. Esta herramienta mide la conductividad de la formación y su resolución vertical es de alrededor de 246 cms (profunda), la profundidad de investigación es de cerca de 158 cms. Herramienta Halliburton Herramienta de Inducción de Alta Resolución. En la figura 21 se muestran las características y dimensiones. III. PROGRAMA DE REGISTROS Selección de los registros apropiados La selección de las combinaciones de registros dependerá de una variedad de factores, que incluyen el sistema de lodo, tipo de formación, conocimiento previo del yacimiento, tamaño de agujero y desviación, tiempo y costo del equipo de perforación, disponibilidad de equipo, y el tipo de información deseada. Los tipos de registros corridos también son dependientes del tipo de pozo. Los pozos típicamente exploratorios requieren un programa comprensivo de registros, en cambio los pozos de relleno y desarrollo pueden requerir solamente servicios básicos. Algunos registros adicionales pueden solicitarse donde los geólogos, ingenieros de yacimientos, inge- 22

23 Herramienta Schlumberger ',0(16,21(6<&$5$&7(5Ë67,&$6 &RQGLFLRQHVGHSR]R 'LPHQVLRQHVGHODKHUUDPLHQWD 7HPSPi[ 3UHVLyQPi[ 'LiPHWURDJXMHUR 'LiPHWURPi[ 3HVR /RQJLWXG PtQLPR Pi[LPR ƒ& SVL SOJ SOJ SOJ NJV P 0(','$6 3URIXQGD 0HGLD 6RPHUD 3ULQFLSLR,QGXFFLzQ,QGXFFLzQ (QIRTXHHVIqULFR 5DQJR RKPP 5HVROXFLyQYHUWLFDO FPV FPV FPV 3URIXQGLGDGGHLQYHVWLJDFLyQ FPV FPV FPV ([DFWLWXG zp6p zp6p zp6p &XUYDVSULPDULDV,/',/0 6)/ &XUYDVVHFXQGDULDV 63 Tabla 2 nieros de terminación y geofísicos desean información adicional para la evaluación y terminación del pozo. El uso de computadoras en la evaluación de las formaciones y la habilidad de registrar datos en una variedad de formatos (por ejemplo: LIS, LAS, ASCII) ha propiciado un incremento sustancial en la utilización de datos almacenados compatibles con los programas de registros. Pozos exploratorios Con los pozos exploratorios, se tiene muy poca información del yacimiento. Esa situación demanda típicamente un programa bien estructurado de registros para ganar información acerca de la estructura subsuperficial, la porosidad del yacimiento, y la saturación de fluidos. En muchos casos un registro sónico podría ser necesario para correlacionar con secciones sísmicas. Pruebas de formación y núcleos de pared podrían también necesitarse para tener un mejor entendimiento del interior de la formación. Toda esa información no es sólo útil para simplificar la aproximación a una exploración más profunda, sino también para desarrollar los programas de perforación y registros de pozos de desarrollo. Juego típico de registros para rocas medias a suaves, pozos exploratorios con lodo dulce 1.Arreglo de inducción de alta resolución o doble inducción / esférico 2. Densidad compensada / neutrón compensado / rayos Gamma espectral 3. Sónico de onda completa 4. Imágenes de resonancia magnética 5.Echados de alta resolución, micro imágenes eléctricas de Formación o rastreador acústico circunferencial para visualización 6. Probador de formaciones 7. Cortador de núcleos de pared Juego típico de registros para rocas duras, pozos exploratorios con lodo salado 1.Doble Laterolog / micro-esférico enfocado 2. Densidad compensada / neutrón compensado / rayos gamma espectral 3. Sónico de onda completa 4.Imágen de resonancia magnética (para condiciones óptimas de agujero) 5. Echados de alta resolución, micro imágenes eléc- 23

24 Herramienta Inducción de Alta Resolución Rango Rango Torsión Figura 21 Inducción de Alta Resolución. 24

25 tricas de formación o rastreador acústico circular para visualización 6. Probador de formaciones 7. Cortador de núcleos de pared Pozos de Desarrollo Los pozos de desarrollo son los que se perforan después de que el pozo exploratorio resultó productor; su propósito es desarrollar un campo inmediatamente después que ha sido descubierto, así como identificar los límites del campo. La mayoría de los pozos perforados pueden clasificarse como de desarrollo. Aunque la adquisición de datos que pertenecen a las características de la formación es aún una prioridad, los conjuntos de registros para pozos de desarrollo son más limitados que los de pozos exploratorios. La información que se obtiene puede correlacionarse con los datos adquiridos en los pozos exploratorios asociados. De esta forma se obtiene una mejor imagen del campo en su conjunto. Conjunto típico de registros para rocas medias y suaves, pozos de desarrollo con lodo dulce. Arreglo de inducción de alta resolución o doble inducción / esférico Densidad compensada / neutrón compensado Imagen de Resonancia Magnética (con el incremento en el desarrollo del campo descubierto puede convertirse en la selección del registro para obtener información de la porosidad y tipos de fluido en el yacimiento) Sónico de porosidad, probador de formación, echados de alta resolución y cortador de núcleos de pared Conjunto típico de registros para rocas duras o pozos de desarrollo con lodo salado Doble laterolog /micro-esférico enfocado Densidad compensada / neutrón compensado /rayos gamma espectral Imagen de resonancia magnética (para condiciones óptimas de pozo) sónico de porosidad, probador de formación, echados de alta resolución y cortador de núcleos de pared Como es el caso, en cualquier programa, los tipos de registros deben manejarse de acuerdo con las condiciones existentes del pozo y la información requeridas. La decisión acerca de qué registros correr normalmente se hace antes que el ingeniero de campo esté involucrado en ello; sin embargo, se pueden encontrar situaciones en las cuales se requieran servicios adicionales. Control de calidad de los registros La calidad de los datos registrados debe ser de la máxima preocupación, tanto para el ingeniero del campo como para el cliente. Decisiones muy caras acerca del futuro de un pozo se basan en datos de registros. Los datos exactos son vitales para el proceso de toma de decisiones y futuro éxito / fallo de un pozo. El primer paso en cualquier análisis de un problema debe ser definir los registros, buscando anomalías o cualquier respuesta extraña en la respuesta de los registros. Todas las compañías de registros y muchos clientes han desarrollado programas de control de calidad detallado de registros en su sitio. Hay cuatro principales áreas de preocupación que deben considerarse para asegurar la calidad de los registros. Control de profundidad El control de profundidad es sólo uno de los muchos componentes vitales de la calidad de los datos. Sin embargo, también es uno de los más difíciles de alcanzar. En situaciones exploratorias, alguna seguridad puede obtenerse a partir de comparaciones entre la profundidad de los registros, la profundidad del perforador y la profundidad de la TR y al conocimiento general de las estructuras geológicas regionales. Se debe tener en mente, que no existe medio alguno que vierta referencias exactas. En situaciones de desarrollo y relleno hay suficiente control para asegurar la corrección de la profundidad en los datos para un pozo particular. Debe hacerse un esfuerzo para asegurar que el control de la profundidad sea práctica en cada pozo. Calidad técnica general Más allá del control humano muchas condiciones pueden afectar de manera adversa el control de ca- 25

26 lidad técnico de los datos de registro. La más obvia de ellas es el mal funcionamiento del equipo. La mejor manera de minimizar el mal funcionamiento del equipo y la posibilidad de una pobre calidad de los registros son los programas de mantenimiento preventivo. Otras posibles causas de pobreza de información incluyen: agujeros muy rugosos, atorones de herramienta, rotación de herramientas, velocidad excesiva de registro, desviación de los pozos, pobre centralización o excentralización y errores del ingeniero. Cada una de esas posibilidades debe mantenerse en mente cuando se evalúa la calidad de los datos de registro. En algunos casos, debe hacerse una segunda corrida, tal vez con un tren de herramientas diferente. Repetibilidad Muchos de los factores antes mencionados afectan la calidad técnica de un registro y podría también aplicarse a la repetibilidad. En suma, una repetición puede afectarse por el fenómeno dependiente del tiempo como el cambio por invasión de fluidos. La comparación de secciones repetidas de registro es un paso importante en la evaluación de la calidad de los datos de registro. Sin embargo, no debe ser el único método de control de calidad. Valores absolutos de registros ("marcadores") La comparación de lecturas de registros con valores absolutos conocidos rara vez es posible. Sin embargo, esta revisión positiva debe realizarse cuando sea posible. Formaciones conocidas consistentes de litología no porosa, pura tal como halita, anhidrita o caliza pueden usarse para verificar la aproximación de las lecturas de los registros. Las tuberías de revestimiento también se utilizan para revisar la exactitud de la calibración y mediciones del registro sónico. Además, los registros de "offset" de pozos proporcionan una idea de los valores esperados, pero esos valores pueden variar dramáticamente entre dos pozos. El control de calidad de los registros es la responsabilidad de la compañía que presta el servicio de los trabajos de registro. Sin embargo, la aceptación de los registros debe determinarse siempre, desde un punto de vista del cliente. El o ella deberán ser capaces de obtener información exacta y confiable de un registro. Si se tiene duda de una respuesta afirmativa a esta pregunta, la mejor opción es hacer otra corrida con un tren de herramientas diferente o considerar alguna otra alternativa. Zonas potenciales de contenido de agua y cálculos La localización de zonas potenciales con contenido de agua debe ser aproximada por la evaluación cualitativa de los intervalos en términos de porosidad y resistividad y considerando algún indicador de permeabilidad presentado en los registros. Este "vistazo" de datos, generalmente se complementa considerando primero la porosidad. Si una zona es porosa, entonces esa zona tiene fluidos presentes. Enseguida, debe considerarse la resistividad de la zona. Debido a que los hidrocarburos son aislantes de la corriente eléctrica, las zonas porosas que los contienen tendrán resistividades relativamente altas. Las zonas porosas que contienen agua, por otro lado, tendrán resistividades relativamente bajas. Este proceso también es ayudado por el reconocimiento de varios perfiles de resistividad por invasión asociada con diferentes tipos de resistividad de registros. No dude en marcar los registros o resaltar los intervalos para hacerlos más notorios. Un método práctico de hacer esto es usar un resaltador amarillo para colorear de la mitad de la pista 1 a la izquierda de la curva de rayos gamma. Esto proporciona una buena imagen de las formaciones potencialmente porosas; posiblemente ellas contengan agua y/o hidrocarburos. Donde se tenga presente la curva de potencial espontáneo, el proceso de localización de zonas potencialmente permeables (nuevamente, no importa el tipo de fluidos que contenga) es mucho más rápido. Esas zonas impermeables que carecen de alguna deflexión SP serán de menor interés que aquellas con deflexión. Se debe mantener en mente, que la respuesta del SP es sólo un indicador cualitativo de la permeabilidad de la formación. Una vez que se localiza la zona conteniendo agua, se requieren varios cálculos. Debe determinarse la temperatura de formación (Tf) del intervalo. Además, las mediciones de resistividad tales como Rm y Rmf deben corregirse a la temperatura de formación para propósitos de determinar la resistividad del agua (Rw). Antes de determinar la resistividad del agua de formación (Rw), se debe determinar la litología de la formación de interés. Esto puede hacerse mediante un vistazo rápido, o por medio del uso de una de las cartas de litología. La determinación de la litología 26

27 ayudará al analista en la determinación de los valores apropiados del factor de tortuosidad (a) y el exponente de cementación (m) para cálculos de Rw de Archie. En un análisis rápido, normalmente no se realizan correcciones ambientales en ningún registro. Sin embargo, para ser más precisos en un análisis, las diferentes influencias de agujero e invasión de fluidos deben corregirse antes de determinar la resistividad del agua de formación (Rw) de cualquier registro. Cualquier esfuerzo razonable debe hacerse para obtener una aproximación y un valor confiable de la resistividad del agua de formación (Rw) a partir de registros. Si se dispone de los datos requeridos, entonces se deben tratar de usar los métodos de SP y el de inversión de Archie para la determinación de Rw. Manténgase en mente que la determinación de Rw a partir de datos de registro no siempre conduce a resultados satisfactorios. Cuando se analiza cualquier registro, debe considerarse el potencial por error, creado por el uso de un valor impráctico de Rw. Siempre use el valor más bajo determinado de Rw, con razonamiento, para obtener valores más optimistas de saturación de agua (Sw). Zonas potenciales de contenido de hidrocarburos y cálculos La localización de zonas potenciales con contenido de hidrocarburos también pueden visualizarse cualitativamente evaluando la porosidad y resistividad de las zonas y considerando los indicadores de permeabilidad. Nuevamente, si una zona es porosa, entonces hay fluidos presentes en ella. Las zonas porosas que contienen hidrocarburos tendrán resistividades relativamente altas. Esto se debe a la pobre conductividad eléctrica de los hidrocarburos. Como se trató en las zonas con contenido de agua, las resistividades relativamente altas se deben a la pobre conductividad eléctrica de los hidrocarburos. Como en el caso de las zonas con contenido de agua, los indicadores de permeabilidad deben considerarse también para determinar la prioridad con la cual una cierta zona se evaluará. Lo más importante a considerar es el valor de la resistividad de agua de formación (Rw) determinada en la zona con contenido de agua que deberá corregirse a la temperatura de formación (Tf) de la zona en la cual va a ser usada para calcular la saturación de agua (Sw). El error de corregir Rw para la temperatura de formación a mayores profundidades resultará en valores de saturación de agua demasiado pesimistas (muy altos). Además es posible, y en muchos casos deseable, que una zona potencial de hidrocarburos sea mirada como mojada si Rw no se ha corregido a la temperatura de formación. Esto requerirá, de hecho, que la temperatura de la formación (Tf) sea determinada para cada zona potencial con contenido de hidrocarburos. Antes de calcular la saturación de agua (Sw), debe determinarse la litología de la formación de interés. Nuevamente, esto puede hacerse mediante un vistazo rápido, o por medio del uso de una de las cartas de litología. El conocimiento de la litología ayudará a determinar los valores apropiados de tortuosidad (a) y el factor del exponente de cementación (m) para cálculos de Rw con la ecuación de inversión - Archie. Nuevamente, en un análisis rápido no se hacen correcciones ambientales. Para ser más precisos, las correcciones ambientales se hacen a cualquier medición de registros antes de calcular la saturación de agua (Sw). Para formaciones limpias, se supone que la ecuación de Archie es aplicable. Se debe mantener en mente, que hay ciertos casos (tales como cuando los minerales arcillosos están presentes en las arenas con arcilla) en que los métodos existentes alternativos para calcular la saturación de agua serán más apropiados. Decisiones sobre la capacidad productiva El proceso más difícil en la evaluación básica de una formación limpia se ha alcanzado y ahora se decidirá dónde asentar la tubería y disparar o bien considerar el abandono. Los valores calculados de saturación de agua (Sw) proporcionarán al analista la información acerca del tipo de fluidos que están presentes en la formación de interés. En muchos casos, la saturación de agua no es un reflejo de las proporciones relativas de fluidos que pueden producirse. Así, cuando se decide asentar una tubería o abandonar el pozo, se debe tomar en cuenta toda la información disponible. La saturación de agua (Sw) debe ser la base para esta importante decisión. Pero en el proceso de toma de decisiones entran otros factores. Estos factores 27

28 incluyen volumen de arcilla en el yacimiento (Vsh), saturación de agua irreductible (Swirr) y volumen total de agua (BVW), hidrocarburos móviles, etcétera. En muchas situaciones, las decisiones son resultado de "sentimiento"; sin embargo, en todos los casos, no hay sustituto para la experiencia en una región particular cuando se toma una decisión. En el proceso de toma de decisiones se pueden emplear algunos métodos adicionales. IV. CONCEPTOS BÁSICOS DE INTERPRETACIÓN Introducción Esta sección presenta una revisión de los conceptos básicos de análisis de registros en agujero descubierto. Un conocimiento práctico de cada uno de esos conceptos es fundamental para efectuar un análisis básico a boca de pozo. Para mayor información acerca de las especificaciones de las herramientas y discusión sobre su teoría, el estudiante se deberá referir a los manuales sobre análisis de registros en agujero descubierto y la evaluación de formaciones así como a la teoría sobre herramientas y manuales de operación El proceso de la interpretación Los parámetros petrofísicos necesarios para la evaluación de las formaciones resultan difíciles de obtenerse directamente. Por esto, generalmente deben deducirse u obtenerse de la medición de otros parámetros físicos de las formaciones. Las herramientas de registros actuales nos permiten obtener una gran cantidad de parámetros como son: la resistividad, la densidad, el tiempo de tránsito, el potencial natural, la radioactividad natural y el contenido de hidrógeno de la roca. La interpretación de registros permite traducir estos parámetros medibles en los parámetros petrofísicos deseados de porosidad, saturación de hidrocarburos, permeabilidad, litología, etcétera. La interpretación de los registros se complica debido a las alteraciones que provoca el proceso de la perforación. Este proceso altera el contenido de fluidos en la vecindad del pozo (ver proceso de invasión). Ya que se requieren los parámetros petrofísicos de la formación original no contaminada, la herramienta de registros debiera ser capaz de "ver" más allá de la zona alterada. De todos modos las técnicas de interpretación deben ser capaces de compensar el efecto de la zona alterada. El propósito de las diferentes herramientas de registros geofísicos es proporcionar mediciones de donde se puedan obtener o inferir las características petrofísicas de las rocas del yacimiento. La meta de la interpretación cuantitativa de los registros es proporcionar las ecuaciones y técnicas para que dichos cálculos puedan llevarse a cabo. Evaluación de las formaciones La evaluación de formaciones puede definirse generalmente como la práctica de determinar las propiedades físicas y químicas de las rocas y los fluidos contenidos en ellas. El objetivo de la evaluación de formaciones es localizar, definir y hacer producir un yacimiento dado por la perforación de tantos pozos como sea posible. En este punto, las compañías petroleras utilizan una variedad de métodos de evaluación de formaciones, algunos de los cuales se ilustran en la tabla 3. Los registros geofísicos son sólo algunas de las múltiples fuentes de datos usados en la evaluación de formaciones. Sin embargo, a través de la determinación precisa de la profundidad, los registros geofísicos son un medio que se usa para reunir todos los métodos de evaluación de formaciones. Los registros son una pequeña porción, pero muy importante, de un gran enigma. Las decisiones para taponar o terminar un pozo, a menudo se basan en los registros y en un apropiado análisis de los mismos. Alternativas para evaluar formaciones Evaluación del volumen de hidrocarburos del yacimiento La fórmula tradicional para calcular el volumen de hidrocarburos contenido en los poros del yacimiento es: 9ROXPHQ = 95 [ φ[ ( 1 )[(1 6Z ) * En donde: VR es el volumen del yacimiento, f es la porosidad promedio y S w es la saturación promedio de agua. 28

29 Exploración Definir estructura Sísmisa, mapeo gravitacional y mapeo magnético Perforación Perforar el pozo Registro de lodos, nucleo, MWD Toma de registros Registrar el pozo Registros de pozo abierto Evaluación primaria Análisis de registros y prueba Núcleos de pared, sísmica vertical (VSP), pruebas de formación con cable, prueba de formación con tubería Análisis Análisis de núcleos Estudios de laboratorio Retroalimentación Refinamiento del modelo sísmico Calibración de registros vía y análisis de registros resultados de análisis de núcleos, calibración sísmica de los resultados de análisis de registros Explotación Producción de hidrocarburos Análisis de balance de materiales Recuperación Inyección de agua o gas y Análisis de los registros de secundaria registros de producción producción, análisis de propiedades microscópicas de la roca Abandono Decisiones económicas Tabla 3 N/G es la relación de espesor neto total a espesor usable del yacimiento como una fracción del espesor total. Para evaluar este volumen de hidrocarburos se dispone de diferentes técnicas que obtienen las características de la roca de una manera selectiva: Los registros geofísicos. Los núcleos. Los métodos sísmicos. Para darnos una idea de la incertidumbre de la información disponible de las rocas de los yacimientos, tomemos como ejemplo un yacimiento con una configuración simple. Supongamos un campo con un espaciamiento constante entre pozos. Un pozo drena el equivalente de un cilindro con un radio de 0.5 kilómetros. El yacimiento tiene un espesor de 100 metros. El volumen total del yacimiento drenado por el pozo, incluyendo sólidos y fluidos es de 78.5 x 106 m3 y se supone que es atravesado por un agujero de 20.3 centímetros. (8.5 pulgadas). Un núcleo perforado en un pozo de 20.3 cm tiene un diámetro no mayor de 10 cm. En el espesor total de 100 m, se obtiene un volumen de m3 de roca. Este volumen representa un 10-6 porciento del volumen total del yacimiento. Una de las herramientas de registros con la mayor profundidad de investigación es el Doble laterolog. Su radio de investigación es del orden de 1.25 m. La resolución vertical es de 0.61 m. En una sola medida, la herramienta investiga 3 m3. En 100 m, la sección investigada corresponde a 490 m3, o 6.25 x 10-6 veces el volumen del yacimiento. Similarmente, la herramienta de Neutrón investiga un radio de

30 cm desde la pared del pozo. Esto corresponde a 0.12 m3 si se considera una resolución vertical de 0.31 m. En toda la sección del yacimiento, se investigan 40 m3 o 0.5 x 10-6 veces el volumen del yacimiento. La sísmica superficial puede investigar grandes volúmenes de formación subsuperficial. La profundidad de investigación es generalmente adecuada en yacimientos de someros a medianos. La resolución vertical es pobre, del orden de 2 a 30 metros. La porción de volumen de yacimiento investigado con esta técnica es de 1.0. Esta técnica es más apropiada para exploración que para desarrollo de campos. Parámetros petrofísicos Los parámetros petrofísicos necesarios para definir el potencial de un yacimiento son la porosidad, la saturación de agua y la permeabilidad. Estos parámetros no se obtienen de manera directa sino que se deducen a partir de las características de la formación medidas directamente con las herramientas de registros geofísicos. Porosidad La porosidad es el volumen de los poros por cada unidad volumétrica de formación. La porosidad se define como el cociente que resulta de dividir el volumen total de poros comunicados, entre el volumen total de roca. La porosidad puede ser primaria o secundaria. En una arena limpia, la matriz de la roca se compone de granos individuales de arena, con una forma mas o menos esférica y apiñados de manera que los poros se hallan entre los granos. Esta porosidad ha existido desde el momento de depositación y se le llama porosidad primaria, intergranular, sucrósica ó de matriz. La porosidad secundaria se debe a la acción de aguas de formación o fuerzas tectónicas en la matriz de la roca después del depósito. Por ejemplo, las aguas de infiltración ligeramente ácidas pueden crear o agrandar los espacios porosos al desplazarse a través de los canales de interconexión en las calizas. También los caparazones de pequeños crustáceos pueden disolverse y formar cavidades. Se pueden presentar tensiones en la formación causando redes de grietas, fisuras ó fracturas que se agregan al volumen de los poros. Saturación La saturación de una formación es el porcentaje del volumen poroso ocupado por el fluido en consideración. Por lo tanto, la saturación de agua es la fracción o porcentaje del volumen poroso que contiene agua de formación. La saturación de petróleo o gas es la fracción del volumen poroso que contiene petróleo o gas. Los poros deben saturarse con algún fluido. De esta manera, la suma de saturaciones de los diferentes fluidos contenidos en la roca es igual al 100%. Sw + Sh = 1 Permeabilidad La permeabilidad es la medida de la facilidad con que los fluidos fluyen a través de una formación. La unidad de permeabilidad es el Darcy que se define como: la cantidad de fluido que pasa a través de 1 cm 2 de área de formación en 1 segundo, bajo la acción de una atmósfera de presión, teniendo el fluido una unidad de viscosidad. Si el fluido que pasa es 1 cm 3 se dice que la permeabilidad es de 1 Darcy. Comúnmente se usa el milidarcy (md) ya que el Darcy es una unidad muy grande. Para ser permeable una roca debe tener poros interconectados o fracturas. Existe cierta relación entre la porosidad y la permeabilidad. Por lo general, una porosidad mayor se acompaña de una mayor permeabilidad. Sin embargo, esto no es una regla. Las lutitas y ciertas clases de arena tienen altas porosidades, pero baja permeabilidad debido a que sus granos son tan pequeños que los caminos que permiten el paso de fluidos son escasos y tortuosos. Otras formaciones, como las calizas pueden tener baja porosidad, pero la presencia de pequeñas fracturas o fisuras de gran extensión les dan una alta permeabilidad. Resistividad y fluidos de la formación Resistividad La resistividad es la habilidad de un material para impedir el flujo de la corriente eléctrica a través de él. La unidad es el OHM-M. La conductividad es el 30

31 recíproco de la resistividad. Representa la habilidad de un material para permitir el flujo de la corriente eléctrica a través de él. Unidades MILIMHO / M o MILISIEVERT / M Resistivid ad = 1000 Conductividad La matriz de la roca, el aceite, y el gas son aislantes eléctricos. Ellos no conducirán el flujo de una corriente eléctrica. Además, se dice que sus resistividades son infinitas. Por su lado el agua conducirá la electricidad dependiendo de su salinidad. Esto implica que cualquier flujo de corriente a través de una formación toma lugar en el agua de formación, y no los hidrocarburos o la roca de matriz. El agua salada, con altas concentraciones de sólidos disueltos (p. ej., NaCl, etc.), conducirá la electricidad mucho más eficientemente que el agua dulce. Además, el agua salada tiene mucho menor resistividad que el agua fresca. En la mayoría de los casos, el agua presente en una formación a una cierta profundidad será moderadamente salina. Las zonas conteniendo agua, además, tienen mayor conductividad -o menor resistividad- que las zonas conteniendo hidrocarburos. Debido a que el aceite y gas no conducen la corriente eléctrica, es imposible distinguirlos de la matriz de roca con base en la resistividad. Esos fluidos, sin embargo, llenan los espacios porosos de la formación, dejando menos espacio para agua conductiva de formación. Los datos de corriente eléctrica que fluyen a través de una formación impregnada de hidrocarburos son forzados a tomar un patrón más tortuoso, sinuoso alrededor de los hidrocarburos que ocupan parte del espacio poroso. El efecto global de la presencia de hidrocarburos es un incremento en resistividad. La base para el análisis de registros es comparar la resistividad medida de una formación con la resistividad calculada de aquella formación supuesta de porosidad 100% llena de agua. La resistividad de una roca a saturación de agua 100% se refiere como resistividad mojada (R o ). Si, para una porosidad dada, la resistividad medida es significantemente mayor que la resistividad mojada, entonces indica la presencia de hidrocarburos. Esta relación es la base para determinar el porcentaje de porosidad que está lleno con agua de formación (saturación de agua). Además, el porcentaje de porosidad que está lleno de hidrocarburos (saturación de hidrocarburos). La saturación de agua (Sw) para una formación limpia se calcula usando la ecuación de Archie. Las resistividades en las formaciones arenosas caen en el rango de 0.2 a 1,000 ohms-m. En formaciones calcáreas, las resistividades pueden ser más altas, del orden de 100 a 40,000 ohms -m. Los factores que afectan la resistividad son: la cantidad de sal en el agua. Como regla general, la cantidad de sal en el agua aumenta con la profundidad. Por lo tanto a medida que aumenta la cantidad de sal en el agua, la resistividad disminuye. Esto se debe a que la cantidad de iones aumenta. La saturación de agua; a medida que se tiene mayor saturación de agua, la resistividad será menor, Por ejemplo: la formación que contiene hidrocarburos tendrá una saturación de agua baja por lo que nos da una alta resistividad Porosidad: si la porosidad es grande, la resistividad será baja, debido a que en estas condiciones se tendrá mayor cantidad de agua para un mismo % de saturación de agua. La figura 22 muestra el comportamiento en función de los fluidos y la porosidad. Concentración moderada de sal Conductividad media 5(6,67,9,'$'Ã0(',$ Muy poca porosidad Muy poca conductividad 5(6,67,9,'$'Ã$/7$ Concentración alta de sal Conductividad alta 5(6,67,9,'$'Ã08<Ã%$-$ Dos rocas conteniendo el mismo fluido pero diferentes porosidades Alta porosidad Conductividad buena 5(6,67,9,'$'Ã%$-$ Figura 22 Dos rocas conteniendo al mismo fluido pero diferentes porosidades. 31

32 La temperatura: a medida que aumenta la temperatura, la resistividad de la formación disminuye, debido a que los iones que transportan electricidad se mueven con mayor rapidez. La litología: si la formación es arenisca, la resistividad será menor que si la formación fuera carbonato. El camino que tiene que seguir la corriente en los carbonatos es mayor. Factor de formación y saturación de agua La resistividad de una formación limpia es proporcional a la resistividad de la mezcla con la que está saturada. La constante de proporcionalidad se conoce como factor de formación. Considere una formación con una cantidad dada de porosidad, y suponga que la porosidad se encuentra totalmente llena con agua salina de formación de una resistividad dada, (figura 23). La resistividad del agua de formación (Rw), es muy baja, debido a que el agua salina es capaz de conducir la corriente eléctrica. La resistividad de la formación en si misma (Ro, o resistividad mojada, donde la porosidad esta 100% llena de agua) dependerá de la resistividad del agua de formación y algunos otros factores referidos como el factor de resistividad de formación (Fr). 5 = ) 0 5 : Figura 23 Modelo de formación: 100% saturado de agua. R = F R o Arreglando esta ecuación, el factor de resistividad de formación (Fr) se cuantifica como la relación de la resistividad de la formación mojada a la resistividad del agua (Rw) presente en esa formación. r w R F r = R En este ejemplo, la resistividad del agua de formación (Rw) se define como una constante. Además los cambios en el factor de resistividad de la formación (Fr) ocurrirán sólo con cambios en la resistividad total de la formación (Ro). La única forma en la cual Ro puede cambiar en una formación de Rw constante es por el cambio en la cantidad de fluido disponible para conducir una corriente eléctrica. Esto va acompañado de cambios en porosidad. Conforme la porosidad disminuye, la cantidad de agua disponible para conducir la corriente eléctrica disminuye también. Resulta un incremento en la resistividad de la formación (Ro). Además, el factor de resistividad de la formación (Fr) es inversamente proporcional a la porosidad (F). Mientras trabajaba sobre calizas en Francia, G.E. Archie, de la Humble Oil Company, desarrolló la relación entre la resistividad de la formación y la porosidad. Archie analizó registros eléctricos (resistividad) de varios pozos, y porosidad de núcleos de zonas productoras de los mismos pozos. Él notó que había cierta relación entre la resistividad y la porosidad, y fue capaz de identificar zonas de interés utilizando sólo los registros eléctricos. Lo que realmente quería saber, era si existía alguna relación que hiciera posible la determinación de dónde una zona podría ser productiva, basándose en la medición de resistividad y la porosidad de núcleos. Los cambios en la porosidad de una formación pueden tener efectos diferentes simplemente al incrementar o disminuir la cantidad de fluido disponible para conducir una corriente eléctrica. Con un cambio en la porosidad, podría haber cambios concomitantes en la complejidad de la red porosa que afecten la naturaleza conductiva de los fluidos presentes. El factor de resistividad de la formación (Fr) podría variar con el tipo de yacimiento. Esos cambios son expresados por el factor de tortuosidad (a) y el exponente de cementación (m). a Fr = m Φ Para las calizas del experimento de Archie, los factores de tortuosidad y exponentes de cementación fueron siempre constantes (a = 1.0, m = 2.0). Sin embargo, éste puede no ser el caso para todos los yaci- o w F r = 1 Φ 32

33 mientos. Aunque ambos parámetros pueden determinarse experimentalmente para un yacimiento específico, los analistas de registros utilizan comúnmente un conjunto de valores para el factor de tortuosidad (a) y de exponente de cementación (m), dependiendo de la litología y la porosidad. Esos valores estándares se presentan en la tabla 4. porosidad de esa formación esté completamente llena de agua conductiva. Sin embargo, debido a que algunas de las porosidades disponibles podrían estar llenas con fluido no conductivo como aceite o gas, la resistividad mojada (Ro) de esa formación, se relaciona ahora a la medición de la resistividad verdadera (Rt) por algún factor adicional, referido como F'. a m Tabla 4 CARBONATOS ARENAS Porosidad > 16% Porosidad < 16% (Humble) (Tixier) Considere ahora que la formación porosa discutida previamente se llena con alguna combinación de agua conductiva de formación de resistividad constante (Rw) y aceite (figura 24). El aceite es un aislante y no conducirá la corriente eléctrica. Además, debido a que la formación está llena con ambos fluidos (aceite y agua) la resistividad de la formación no será más referida como resistividad mojada (Ro). La medición de la resistividad de la formación en este caso -- tomando en cuenta la resistividad de la matriz de la roca y los fluidos contenidos -- es llamada resistividad verdadera (Rt) R = F o R t El factor F' puede también expresarse como la relación de la resistividad teórica mojada de esa formación (Ro) respecto de la resistividad real medida de la formación (Rt). 2.0 R o F = R t En la formación ejemplo, debido a que se consideran constantes tanto la resistividad del agua (Rw) como la porosidad, la resistividad mojada (Ro) resultante también será constante. Además, los cambios en el factor F' ocurrirán con los cambios en la resistividad verdadera medida (Rt). Bajo ciertas condiciones, la única forma en la cual la resistividad verdadera medida (Rt) de la formación puede cambiar, es a través de la incorporación o reducción de fluido conductivo. Por ejemplo, la incorporación de aceite al yacimiento podría resultar en un incremento en la resistividad medida de la formación (Rt), debido a que alguna cantidad de agua conductiva de formación podría ser desplazada por el aceite. Así, el factor F' resulta dependiente de la proporción relativa de fluidos conductivos (agua) y fluidos no-conductivos (hidrocarburos) en la formación. Figura 24 Modelo de formación conteniendo agua y aceite. La resistividad verdadera de una formación será sólo igual a la resistividad mojada (Rt = Ro) cuando la El factor F' en la ecuación representa saturación de agua (generalmente expresada como Sw) la cual es el porcentaje de espacio poroso en la formación que está ocupado por agua conductiva de formación. Por sustitución de ecuaciones, la saturación de agua puede relacionarse a las propiedades físicas de la formación y a las propiedades conductivas de los fluidos que ella contiene. n R o Fr R w a R w S w = = = m R R Φ R t La saturación de agua está relacionada a esas propiedades por el exponente n (exponente de saturación). El exponente de saturación puede tener un rango de valores que dependen de las condiciones t t 33

34 específicas del yacimiento. Pero generalmente, se supone que es igual a 2.0. Con el conocimiento de las características de producción de la formación en cuestión, es posible determinar valores más aproximados para el exponente de saturación. La ecuación para saturación de agua (Sw), una versión extendida de aquella presentada como pie de página en la publicación de Archie en 1942 y comúnmente referida como "Ecuación de Archie", se ha convertido en el fundamento de la industria entera de registro de pozos. En su forma más simple, la ecuación de Archie se muestra como: a Φ Para contar con una buena interpretación cualitativa de los registros, es necesario tener un conocimien- S w = n m R R donde: n = exponente de saturación a = factor de tortuosidad F = porosidad m = exponente de cementación R w = resistividad del agua de formación R t = resistividad verdadera de formación Es importante notar que mientras la saturación de agua representa el porcentaje de agua presente en los poros de la formación, ésta no representa la relación de agua a hidrocarburos que serán producidos desde un yacimiento. Yacimientos de arenisca lutítica con minerales de arcilla que atrapan una gran cantidad de agua pueden tener altas saturaciones de agua, y solamente producir hidrocarburos. La saturación de agua refleja las proporciones relativas de esos fluidos contenidos en el yacimiento. Ahora bien, obtener valores aproximados de saturación de agua es el principal objetivo del análisis de registros en agujero descubierto. Con el conocimiento de la saturación de agua, es posible determinar el porcentaje de espacio poroso lleno con un fluido diferente de agua (p. ej., hidrocarburos), y de allí las reservas de hidrocarburos. Ecuación de Archie fraccionada w w n m Φ R Sw = saturación de agua t n = exponente de saturación Obtenido a través de las suposiciones de litología o manipulación de datos y análisis de núcleos. a = factor de tortuosidad w t a R S = Obtenido a través de suposiciones de litología o manipulación de datos y análisis de núcleos. F = porosidad Obtenida de registros (densidad, neutrón, sónico, resonancia magnética) o análisis de núcleos. m = exponente de cementación Obtenido a través de suposiciones de litología o manipulación de datos y análisis de núcleos. R t = resistividad de la formación Obtenidos de registros (inducción, laterolog). Supuesto para reflejar resistividad de la zona no invadida, y tomado como la resistividad medida por la lectura más profunda. R w = resistividad del agua de formación Se encuentra entre las variables más difíciles de determinar, pero es una de las cuales tiene un gran impacto en los valores calculados de saturación de agua (Sw). A menudo, es mejor obtenerla mediante análisis de muestras, pero puede ser definida de registros, bajo ciertas condiciones. Otras fuentes incluyen mediciones de muestras de agua de formación obtenidas con herramientas de fondo, muestras de agua producida, o simplemente historia local del yacimiento. V. INTERPRETACIÓN CUALITATIVA Introducción El primer paso de cualquier análisis e interpretación de los registros geofísicos es la interpretación cualitativa que consiste en dar un vistazo general al conjunto de registros con el fin de identificar diferentes zonas: 1.Identificación de litologías (arenas, calizas, dolomías, anhídrita, sal, carbón, arcillas, etc.) 2.Localización de zonas permeables 3.Contenido de fluidos en zonas permeables (agua, aceite, gas) 4.Condiciones del agujero que pueden afectar la respuesta de la herramienta (agujero uniforme, cavernas, rugosidad, salinidad del lodo, etc.) 34

35 to básico del principio de operación y la respuesta de las herramientas de registros en diferentes litologías y condiciones de pozo. Es importante conocer también las limitaciones inherentes de cada herramienta de registros para comprender el comportamiento de las lecturas obtenidas. Debido a su diseño las herramientas de registros pueden tener algunas limitaciones. Un ejemplo serían las herramientas que utilizan un patín que se pega a la pared del pozo como es el caso de Densidad Compensada o el Microesférico Enfocado. La respuesta de estas herramientas se ve muy afectada cuando el contacto patín -formación no es bueno, debido a la presencia de cavernas o rugosidad de la pared del pozo. Un caso extremo sería cuando el diámetro del pozo fuese excesivo por la presencia de una caverna y se perdiera el contacto patín - formación inutilizando la respuesta de la herramienta. Por otro lado, el diámetro del pozo limita la confiabilidad de la respuesta de las herramientas de registro, de manera que en pozos con diámetros muy grandes, la respuesta puede estar seriamente afectada. Es importante referirse a las condiciones de uso de cada una de las herramientas de registros en donde se especifica el mínimo y máximo diámetro de pozo en que puede usarse confiablemente la herramienta en particular. Lectura de los registros geofísicos Sin menospreciar el contenido de todos los componentes que constituyen la impresión de un registro geofísico de pozo, en esta sección se van a enunciar aquéllas que permiten analizar o diagnosticar las características básicas acerca del contenido de roca y fluidos de un pozo registrado. Centraremos nuestra atención en: Encabezado de escalas Cuerpo de carriles conteniendo curvas Es conveniente enfatizar que con los sistemas disponibles para la adquisición de datos, las curvas nos son entregadas en el escritorio con las correcciones ambientales aplicadas automáticamente. 1) Encabezado de escalas a) Esta sección del registro presenta las escalas con la indicación de los límites máximos y mínimos de la curva en cuestión, así como el tipo y color de la curva a la que es referido. b) En esta misma sección se presentan, algunas áreas coloreadas, que pueden indicar características de condiciones de agujero o representaciones objetivas de alguna zona importante desde un punto de vista objetivo, cualitativo y cuantitativo. 2) Cuerpo de carriles conteniendo las curvas a) En esta sección se presentan, como una convención, 3 carriles principales, conteniendo cada uno de ellos una o más curvas de registro b) Entre los carriles 1 y 2 se presenta, de una manera estándar, un carril de profundidad, al cual se le agrega con cierta frecuencia la curva de tensión sobre el cable, registrada durante la operación de registro. En la figura 25 se indican cada una de las partes que se han comentado arriba. A partir de la figura 26 se puede observar lo siguiente: 1) Carril 1. a) En el encabezado de escalas i) Los valores mínimo 0 y máximo=150 para la curva de Rayos Gamma. ii) Los valores mínimo 4 y máximo=14 para la curva de Calibre del Agujero. b) En el cuerpo del carril i) La curva de calibre del agujero nos indica el diámetro del agujero, que de estar bien conformado, se verá registrado como una línea recta (curva punteada de color rojo). En caso de no estar bien conformado el agujero, la curva se desviará a la derecha o izquierda, según sea el diámetro registrado menor o mayor, respectivamente, que el de la barrena con que se perforó el pozo. Figura 16. Registro típico de un caso real en un pozo de arenas arcillosas. ii) La curva de rayos gamma, (mostrada con línea continua en color negro), indica las respuestas más 35

36 Lutita franca: Gamma Ray > 90 API Resistividad < 2 Ω m δ=2.51gr/cc Yacimientos Areno-arcilloso δ=2.67gr/cc Resistividad >2 Ω m φ=9 u.p. Figura 25 Ilustra los principales componentes de una impresión de registros convencionales. 36

37 o menos reactivas a esta herramienta, de acuerdo con el tipo de roca de formación que se atraviesa. En este caso y de acuerdo con lo que se ha visto en la sección de análisis básico y la respuesta de la curva de rayos Gamma (GR) del ejemplo, por arriba de 3,050 m., donde se indica "lutita franca", la lectura de GR muestra un comportamiento dentro de una banda de variación pequeña, sobre un valor promedio aproximadamente del orden de 90 unidades API (comúnmente mencionadas como GAPI). Por debajo de la mencionada zona de lutitas, se identifica una zona de arenas con intercalación de lutitas, indicado en la figura como "Yacimiento Areno-arcilloso". En este caso, los valores de las lecturas de GR varían sobre una banda mas amplia y su media es inferior a 90 unidades API. 2) Carril 2. a) En el encabezado de escalas. i) Los valores mínimo=0 y máximo=20 para la curva de resistividad. Se indica la presencia de dos curvas, una profunda (HDRS), de alta profundidad de investigación y una media (HMRS) de profundidad media de investigación. Las profundidades de investigación se han visto en la sección de características de las herramientas. b) En el cuerpo del carril. i) Ambas curvas muestran que en la zona de lutitas, por arriba de los 3,050 metros, la resistividad es baja, del orden de 2 ohm-m. Este comportamiento es característico de las formaciones con alto contenido de agua (de no verse afectada por algún otro componente conductivo en la roca). Ya se vio, que las aguas salinas son excelentes conductoras de la corriente, por lo tanto mostraran bajas resistividades. ii) Por debajo de la zona de arcillas, las resistividades ya muestran valores superiores a los 2 ohm-m, lo que es indicativo de la posible presencia de algún otro componente no conductivo (o pobremente conductivo) como parte integrante del sistema registrado (roca-fluidos). 3) Carril 3. a) En el encabezado de escalas. i) Se muestran los valores mínimo = -15 (lado derecho del carril por convención) y máximo = 45 para la curva de porosidad-neutrón, que será identificada en el cuerpo del carril como "línea roja fina". ii) Se muestran los valores mínimo = 1.95 y máximo = 2.95, para la curva de densidad, que será identificada como "línea negra fina continua". iii) Se muestran los valores mínimo = 40 (lado derecho del carril por convención) y máximo = 140 para la curva de tiempo de tránsito de registro sónico, que será identificada en el cuerpo del carril como "linea no continua fina de color azul claro". b) En el cuerpo del carril. i) Curva de porosidad. (1) La curva de porosidad neutrón indica un valor promedio, dentro de una banda relativamente angosta y más o menos uniforme, del orden de 25 unidades de porosidad (u.p.), para la zona lutítica. (2) La curva de porosidad indica un valor muy variable característico de las zonas de arenas arcillosas por debajo de las lutitas, en este ejemplo, no uniformes en cuanto a presencia de litología y contenido de fluidos. (3) La banda sobre la que fluctúan dichos valores es tan amplio como desde 9 u.p. hasta 26 u.p. ii) Curva de densidad. (1) La curva de densidad muestra un comportamiento mas o menos uniforme, dentro de una banda angosta dentro de la zona de lutitas. En valor promedio se puede estimar del orden de 2.57 gr/cc. (2) La curva de densidad muestra un comportamiento poco menos uniforme en la zona de arenas arcillosas. En este caso, los valores oscilan entre gr/cc. iii) Curva de tiempo de tránsito. (1) Esta información se verá en la sección de análisis especializado. La figura 26 muestra el procesamiento de las curvas adquiridas en campo. Se muestran sus principales parámetros en el carril de profundidad en el extremo derecho de la figura, curva de GR en el carril 1, curva de saturación de agua en el carril 2, áreas porosas con contenido de agua e hidrocarburos en el carril 3 y en 37

38 el carril 4 áreas indicativas de contenido de arcilla y arena fraccionalmente, así como la porosidad efectiva de la zona registrada. Respuesta típica del registro GR La deflexión del registro de GR es función no sólo de la radioactividad y densidad de las formaciones, sino también de las condiciones del agujero (diámetro, peso del lodo, tamaño y posición de la herramienta), ya que el material interpuesto entre el contador de los rayos gamma (compuesto de un cristal cintilador y un tubo photo-multiplicador) y la formación absorbe los rayos gamma, infiriendo en la medición de los mismos (ver figura 27). Identificación de litologías La superposición de los registros Neutrón -Densidad, con el Sónico como complemento, es generalmente la combinación más usada para determinar litologías. La figura 28 nos da la respuesta comparativa de las tres herramientas básicas de porosidad en litologías simples, limpias, saturadas con líquido. Los valores de porosidad están calibrados a matriz caliza. En ocasiones las herramientas de registros responden de manera diferente a las diversas litologías y contenido de fluido en los poros de la roca. Esto puede usarse para identificar las formaciones. Resume de manera gráfica el comportamiento de las mediciones en lutita, arena y carbonatos, con las tres herramientas de Porosidad, Neutrón Compensado, Litodensidad y Sónico. Figura 26 Muestra el procesamiento resultante de la información de los registros. En una lutita no compactada, la porosidad del sónico dará una lectura muy alta. Esto se debe a que 38

39 Cabezal de escalas C a r r i l d e p r o f u n d i d a d Carril 1 Carril 2 Carril 3 t e n s i ó n Pie de escalas Figura 27 39

40 compactación, mientras que la porosidad del neutrón y del densidad miden casi igual a la porosidad verdadera. En una arena arcillosa con gas, la porosidad del Sónico es alta debido al efecto del gas y la arcilla, mientras que la porosidad del Neutrón tiende a ser alta debido a la arcilla, pero baja debido al gas. Lo contrario sucede con la porosidad del Densidad. El gas tiende a dar lecturas más altas de porosidad, mientras que la arcilla tiende a bajarlas. El efecto es que la porosidad Neutrónica medirá menos y la porosidad del Densidad más con respecto a la porosidad verdadera. En una arena arcillosa con aceite o agua, el efecto de la arcilla es porosidad del Sónico alta, porosidad Neutrónica alta y porosidad Densidad baja. Figura 28 Respuesta típica del registro rayos Gamma naturales. Si la arena es limpia y contiene gas, las porosidades Sónica y de Densidad tienden a ser altas mientras que la porosidad Neutrónica tiende a ser baja por el efecto del gas. el tiempo de tránsito de la onda sónica es alto, mientras que el Neutrón, que mide el contenido de hidrógeno, no está afectado, por lo que lee prácticamente la porosidad real. La porosidad del Densidad es casi cero, suponiendo una densidad de 2.65 gr/cc de la lutita. En una arena no compactada con gas, la porosidad Sónica sigue siendo alta debido a la no compactación, pero la porosidad del Neutrón es baja debido a que el gas tiene un bajo contenido de hidrógeno, mientras que la porosidad del Densidad es alta debido a que la densidad del fluido contenido en los poros es baja (el algoritmo para cálculo de la porosidad considera la densidad del fluido = 1.0). La porosidad verdadera está entre la porosidad neutrónica y la de densidad. En una arena no compactada con aceite o agua, la porosidad Sónica sigue siendo alta debido a la no En una arena limpia con aceite o agua, las tres lecturas de porosidad tenderán a ser iguales a la porosidad verdadera de la roca. En un carbonato limpio, se puede observar la misma tendencia en la respuesta de la herramienta que en una arena limpia. Si se tiene presencia de gas, éste afectará principalmente la respuesta de la porosidad del Neutrón dando lecturas bajas, mientras que el Sónico y Densidad tienden a dar lecturas altas. Si el fluido contenido en los poros es aceite o agua, las tres porosidades miden igual. (Ver figura 29) Identificación de zonas permeables Las capas permeables se identifican a partir de los registros por medio del potencial natural SP o de la evidencia de invasión (separación de las curvas de resistividad con diferentes profundidades de investigación). La presencia del enjarre detectada con el 40

41 3RURVLGDG6yQLFR 3RURVLGDG/'7 3RURVLGDG9HUGDGHUD RURVLGDG1HXWUyQ 15 0 Porosidad llena con Tipo de poro Litología conocida Sónico alto debido a no campactación Neutrón no afectado por la no-compactación Supone ρb lutita = 2650 Lutita no-compactada Sónico alto debido a no campactación y gas Sónico alto debido a no campactación LDT alto debido gas Neutrón bajo debido gas Neutrón y LDT OK Gas Aceite ó agua Intercristalina Arena limpia no-compactada Sónico alto debido a gas y arcilla Sónico alto debido a la arcilla LDT alto debido al gas y ligeramente bajo debido a la arcilla Neutrón bajo debido al gas y ligeramente alto debido a la arcilla Neutrón alto debido a arcilla LDT bajo debido a arcilla Gas Aceite ó agua Intercristalina Arena arcillosa compactada Sónico alto debido a gas LDT alto debido a gas Sónico OK Neutrón bajo debido gas Neutrón OK LDT OK Gas Aceite ó agua Intercristalina Arena limpia compactada Sónico alto debido a la arcilla Supone ρb lutita = 2650 Arcilla compactada LDT alto debido a gas Sónico alto debido a gas LDT OK LDT alto debido a gas LDT OK Neutrón OK Neutrón bajo debido gas Neutrón OK Sónico OK Neutrón bajo debido gas Sónico bajo debido a porosidad vugular y alto debido a gas Sónico bajo debido a porosidad vugular Gas Aceite ó agua Gas Aceite ó agua Vuggy Intercristalina Carbonato (dolomía ó caliza) Figura 29 Respuesta de los registros de porosidad de acuerdo a los fluidos contenidos y al tipo de formación. 41

42 calibrador del pozo (diámetro leído ligeramente menor que el diámetro de la barrena) es también un indicio de permeabilidad. Potencial natural SP Aunque no hay una relación directa entre la magnitud de la deflexión del SP y la permeabilidad, en general, una deflexión negativa (hacia la izquierda) indica una zona permeable (si el lodo es más dulce que el agua de formación). Se debe considerar lo siguiente: Las deflexiones del SP son reducidas por la arcillosidad Las transiciones del SP están bien definidas en formaciones de baja resistividad (arenas), pero son más graduales en formaciones altamente resistivas (carbonatos). El SP no es útil en lodos no conductivos. Separación de curvas de resistividad Las capas invadidas y por lo tanto permeables se hacen evidentes por la separación de las curvas de resistividad profunda y somera. Esto se debe a que la invasión del filtrado del lodo altera la resistividad de la zona invadida cuando la resistividad del filtrado del lodo, Rmf es diferente a la resistividad del agua de formación, Rw. Calibrador Si el pozo está razonablemente en calibre, es decir, sin rugosidades, cavernas, etcétera, la curva del calibrador nos puede indicar la presencia del enjarre. Éste se forma por el proceso de filtración del lodo a la formación permeable. El calibrador debe ser de una herramienta como el Microesférico y no del de Densidad que por la presión que ejerce su brazo medidor puede cortar el enjarre. Un ejemplo se muestra en la figura 30. Efecto de rugosidad y diámetro del pozo en el registro de densidad En zonas de derrumbe y/o cavernas en el pozo, la lectura de la herramienta de Densidad convencional se ve muy afectada (curva azul entre x870 y x895 metros por ejemplo). En cuanto a la herramienta de Densidad T.L.D. (curva roja en el carril 2), que conforma el Plataforma Express, sus mediciones 4 14 Diá. Barrena Zona permeable Calibrador ILD SFL ILM Invasión muy profunda SP Zona no permeable Zona permeable Figura 30 Registro doble Laterolog y esferico enfocado con 42

43 correlacionan muy bien con los demás registros gracias a su nuevo diseño mecánico y a su tercer detector compensador B.S., cercano a la fuente de rayos gamma. La figura 31 muestra el efecto de los derrumbes o cavernas. de hidrógeno apreciable. En las formaciones con arcilla, la porosidad aparente derivada de la respuesta de la herramienta de neutrones será mayor que la porosidad efectiva real de la roca del yacimiento. Caliper Figura 31 Arcillas, agua ligada y gas en la herramienta neutrón Las herramientas de neutrones "ven" todo el hidrógeno en la formación, aun cuando alguno no esté asociado con el agua que satura la porosidad de la formación. Por ejemplo, "ve" el agua ligada asociada con las arcillas que por lo general tienen un índice Sin embargo, el gas o hidrocarburos muy livianos generalmente tienen una concentración de hidrógeno considerablemente más baja que varía con la temperatura y la presión. Por lo tanto, cuando el gas esté presente a una distancia suficiente al agujero para estar dentro de la zona de investigación de la herramienta, el registro de neutrones leerá una porosidad muy baja. 43

44 Esos dos efectos están reflejados en la figura 32 que corresponde a un registro tomado en la zona de Veracruz, en arenas del Terciario productora de gas. Podemos observar un cruce característico entre las curvas de densidad DPHZ y de neutrón NPHI en la pista dos, entre 2015 a 2017 metros, indicador de presencia de gas en ese intervalo limpio (ref. curva de GR en verde). Además, se observa una medición muy alta del C.N.L. en las zonas arcillosas arriba y abajo del intervalo de arena, con menor efecto en el registro de densidad DPHZ. Las lecturas de todos los registros de neutrones se ven afectadas por la litología en la matriz de la roca hasta cierto punto. Los registros de Neutrón Compensado tienen una escala para una matriz de caliza. Si la herramienta de Neutrón se registra en una matriz de arena por pedido del geólogo, conviene ajustar también la escala de la curva densidad de la herramienta de litodensidad. Las porosidades para otras litologías se obtienen de la Carta Por-13b (figura 33) o de otras escalas en los encabezados del registro. Las correcciones del Neutrón compensado sólo se aplican a los registros que se corren en agujeros llenos de fluidos. Cuando el agujero está lleno de gas, el efecto de litología se reduce a un nivel insignificante y la porosidad puede leerse directamente (sujeta a limitaciones). Calibre HCAL y RG Porosidad Neutrón NPHI y Densidad DPHZ de 45% a -15% Figura 32 Efecto de litología en el neutrón Efecto de las condiciones del pozo Invasión Rugosidad y cavernas Capas delgadas Efecto de invasión 44

45 Figura 33 En páginas anteriores se describió el proceso de invasión en donde se mencionó que los fluidos originales cercanos a la pared del pozo son desplazados por el filtrado del lodo de perforación. Mencionamos que la resistividad de la roca dependía del fluido contenido en ella. Si el fluido contenido en los poros es más salino, esto hace a la formación más conductiva (menos resistiva), mientras que si el fluido contenido es menos salino o hidrocarburo, la formación es menos conductiva (más resistiva). El proceso de invasión altera el contenido original de fluidos por lo que influye también en la resistividad medida. Las herramientas de registros tienen una característica que es su profundidad de investigación que significa que tan profundo puede "ver" la herramienta. Un equipo de inducción doble proporciona tres mediciones: inducción profunda ILD, inducción media ILM y esférica enfocada SFL. Debido a que las tres medidas tienen diferentes profundidades de investigación (Prof. Invest. ILD > ILM > SFL), estarán más o menos influenciadas por la zona invadida. Si no hay invasión, las tres curvas medirán prácticamente lo mismo (ver figura 34). Si la invasión es somera afectará a la medición con menor profundidad de investigación, la SFL, mientras que la ILD e ILM medirán casi igual. Con una invasión moderada, las tres 45

46 curvas se separan. Cuando la invasión es profunda, la separación entre las tres curvas se hace más pronunciada. SP (mv) 20.0 ILM (OHM) 0.2 ILD 2000 (OHM) 0.2 SFL (OHM) 2000 Sin invasión VI. INTERPRETACIÓN EN FORMACIONES LIMPIAS Invasión somera Introducción Una completa evaluación de una formación limpia (es decir, libre de arcilla) requiere de varias etapas e involucra múltiples cálculos y técnicas complejas. Adicionalmente, existe una variedad de suposiciones que deben hacerse durante el análisis. El número de pasos involucrados dificulta recordar las veces en la cual estos deben realizarse. Esta sección proporciona ciertas guías que deben seguirse cuando se analiza una formación limpia, y presenta una secuencia ordenada por la cual tal análisis debe ser realizado. Invasión moderada Invasión muy profunda Cuando se toma una decisión sobre la capacidad productora de una zona almacenadora de hidrocarburos, se debe considerar toda la información disponible. Los valores sólo de saturación de agua (Sw) no deben ser los factores determinantes. Recuerde que la saturación de agua no es un reflejo de la relación de agua a hidrocarburos que serán producidos del yacimiento. Es simplemente la proporción relativa de agua a hidrocarburos que existe en el espacio poroso del yacimiento. No existen guías seguras para determinar qué constituye "buenos" y "malos" valores para saturación de agua. Se deben considerar las respuestas de los registros y cualquier otra información que pueda estar disponible. Pasos para la interpretación Figura 34 Efecto de invasión. En la siguiente secuencia se reúnen los pasos necesarios para hacer una interpretación en formaciones limpias: 46

47 Paso Observaciones 1 Control de calidad Se deberá efectuar siempre 2 Correlación de profundidad Registro base: resistividad 3 Identificación y espesor de capas SP, GR, φ, pozo en buen estado 4 a) Convertir Rm, Rmf y Rmc a condiciones de pozo La temperatura depende de la profundidad de la capa b) Seleccionar niveles y leer valores de los registros h > 2 m, registros estables, pozo en buen estado 5 Correcciones ambientales Analizar cada registro 6 Determinar Rt y Rxo Con 3 curvas de resistividad 7 Determinar el valor de Rw Elegir métodos adecuados 8 Validar los registros Elegir métodos adecuados 9 Evaluar litología y porosidad Densidad, neutrón, sónico 10 Calcular saturaciones Ecuación de Archie a). Antes de iniciar la interpretación de la información obtenida a través de los registros se deberá efectuar un control de calidad para asegurar que los datos sean correctos. Este control de calidad consiste en la inspección visual del registro, especialmente de la sección donde se hará la interpretación. La calibración de la herramienta puede indicarnos si ésta funcionó adecuadamente. También se debe comprobar la litología con la respuesta de la herramienta. Si se dispone de otros registros en ese mismo intervalo se deben correlacionar para verificar que la respuesta es la misma. Además, si se cuenta con registros de pozos cercanos, hay que comparar la respuesta de los registros. En resumen, además de hacer una inspección visual del registro verificando que sus datos estén correctos y completos, este paso consiste en hacer una interpretación cualitativa de los registros, verificando el estado del agujero a través del calibrador, identificando las zonas limpias y arcillosas, intervalos permeables, tipo de formación, calizas, arenas, lutitas, dolomías, anhidrita, yeso, sal, etcétera. b). Tomando como base el registro resistivo (Inducción o Doble Laterolog), verificar que todos los registros estén a la misma profundidad. En caso contrario deberá tomarse en cuenta la diferencia de profundidad. c). Del potencial espontáneo, rayos gamma o la curva de porosidad definir el espesor del intervalo de interés. Esta medida deberá hacerse en un tramo de pozo en buen estado. (Ver calibre de pozo.) d). Los valores de resistividad del lodo, filtrado y enjarre son obtenidos en superficie por lo que se deberán llevar a condiciones de fondo. Si se cuenta con la medida de la temperatura en el intervalo de interés debe usarse este valor, si no debe calcularlo con la fórmula correspondiente. Leer los valores de las curvas de los registros en zonas previamente escogidas en tramos estables y bien definidos. e). Las lecturas de los registros son más o menos afectadas por las condiciones ambientales (temperatura, presión, salinidad del lodo, diámetro de agujero, etc.) por lo que se deberán aplicar las correcciones ambientales mediante el uso de las gráficas adecuadas. f). La resistividad verdadera de la formación, Rt y de la zona invadida, Rxo; se obtienen de los registros de resistividad, pero es necesario usar las curvas con diferentes profundidades de investigación para poder compensar el efecto de la zona alterada por el lodo de perforación. Existen gráficos que nos permiten obtener Rt o Rxo, además del diámetro de invasión. Si la invasión se considera pequeña, se podría considerar que Rt es igual a la resistividad obtenida con la curva con mayor profundidad de investigación. g). Sería preferible obtener el dato de Rw mediante una medición directa. Hay métodos para derivar Rw a partir del análisis químico de la solución. La resistividad del agua de formación se puede obtener a partir de uno o varios métodos. Uno de ellos es mediante la lectura del SP. Este método es aplicable principalmente en arenas y cuando se tienen zonas limpias y arcillosas bien definidas. Otro método se denomina de resistividad mínima del agua, en donde se busca una zona limpia y a partir de la Rt y las lecturas de porosidad se infiere la Rw. 47

48 h). Seleccionar los registros que se usarán en la interpretación, validando que sus respuestas sean confiables especialmente en la zona de interés. i). Con los registros de Neutrón Compensado, Densidad compensada y Sónico de Porosidad se determinan la litología y porosidad. Para esto, se pueden usar los gráficos cruzados adecuados. j). Una vez que se cuente con la resistividad del agua de formación, Rw, la resistividad verdadera de la formación, Rt, la porosidad efectiva, así como algunas constantes se evalua la saturación de agua Sw, por medio de la fórmula de Archie. Conociendo Sw, se despeja la saturación de hidrocarburos. Es recomendable verificar la congruencia de los resultados obtenidos en cada paso, si por alguna razón, el resultado pareciera no ser correcto, hay que revisar algunos datos importantes como Rw, fef, Rt. Algunos parámetros usados en las fórmulas se seleccionan por el interpretador. El exponente de cementación, m, de la fórmula de factor de formación de Archie, el exponente de saturación n de la ecuación de saturación de Archie y otros, deben seleccionarse con la mayor información posible del yacimiento. En la figura 35 se muestra el diagrama de flujo para interpretar formaciones limpias Descripción de pasos y secuencia del proceso Valores obtenidos de la lectura de los registros. Interpretación de la lectura de los registros. Resultados intermedios de la interpretación. Continuación de la interpretación. 5HVXOWDGRVGHOD LQWHUSUHWDFLyQ Parámetros auxiliares necesarios. Parámetros a ser seleccionados por el intérprete. Información adicional necesaria. Ecuaciones utilizadas en los cálculos. Interpretación de los registros de porosidad ρb, t, φnl Resistividad del agua de formación y de rocas invadidas SP, Rwamin y Rt / Rxo Interpretación de registros de porosidad y cálculo de saturaciones ILD, ILM, SFLU y MSFL o LLD, LLS y MSFL φ Rw Rt y Rxo ) 52\52=/ 6Z\6[R a y m Rmf n Humble: F = a / φ m Definición de F: F = Ro / Rw F = Rozl / Rmf Archie: Sw n = Ro / Rt Sxo n = Rozl / Rxo Figura 35. Diagrama de flujo para interpretación de formaciones limpias. 48

49 3DUiPHWURÃDÃPHGLU &XUYDV (TXLSR 2EVHUYDFLRQHV 5W RID Doble Inducción fasorial Adecuado en formaciones de baja resistividad R<500 ohms. Puede usarse en lodos a base de aceite LLD Doble Laterolog Para formaciones de alta resistividad, carbonatos. 5[R RIM, RSFL Doble Inducción fasorial MSFL Microesférico enfocado Normalmente se combina con el doble laterolog I DPHI Litodensidad compensado NPHI Neutrón compensado SPHI Sónico digital Calcula la porosidad a partir de la densidad medida. Es afectado por rugosidad del pozo Calcula la porosidad a partir de la relación de conteo de 2 detectores. Es afectado por gas Calcula la porosidad a partir del tiempo de tránsito de una onda de sonido en la pared de la formación. Tiende a ignorar porosidad secundaria 9VK SP Doble Inducción fasorial, Doble laterolog GR GR Rayos gamma Espectroscopía de Rayos gamma Permite obtener un análisis del contenido de material radiactivo, U, K y T; pudiendo de esta manera obtener un rayos gamma corregido 5Z SP Doble Inducción fasorial, Doble laterolog Adecuado en formaciones de arenas Rxo / Rt Ver arriba con que equipos se obtiene Rxo y Rt Tabla 5. Registros y parámetros para interpretación y análisis de las formaciones. Información obtenida de los registros La tabla 5 nos muestra qué herramienta de registros permite obtener los parámetros primarios para la interpretación. Determinación de Rw por el método de inversión de Archie A partir de registros la determinación de un valor para la resistividad del agua de formación (Rw) no siempre proporciona resultados confiables. Sin embargo, en muchos casos, los registros proporcionan el único medio para determinar Rw. Dos de los métodos más comunes para determinar Rw a partir de registros son el método de inversión de Archie y el método SP. El método de inversión de Archie para determinar Rw trabaja bajo la suposición de que la saturación de agua (Sw) es 100%. Es necesario, además, que el método de inversión de Archie sea empleado en una zona mojada. Además, es deseable calcular Rw con el método de inversión de Archie a partir de una formación limpia con alta porosidad. m Φ R t R wa = a Una vez que se localiza una zona limpia y porosa, las suposiciones litológicas deben hacerse acerca de la formación a fin de seleccionar los valores apropiados del exponente de cementación (m) y el factor de tortuosidad (a) para usar la ecuación. Esta estimación debe complementárse por un vistazo a los registros, lo que quiere decir, a una combinación de curvas de rayos gamma, porosidad y Pe. La resistividad del agua de formación calculada por el método de inversión de Archie (Rwa) depende de la litología; sin embargo, Rwa calculado para una litología se usa para los cálculos de saturación de agua (Sw) en una zona de diferente litología. Por ejemplo, Rwa se determina para una are- 49

50 nisca. Entonces este valor puede usarse en la ecuación de Archie para calcular la saturación de agua (Sw) en una caliza, en el entendido que las correcciones por temperatura son hechas. Ésta es una de las muchas suposiciones que deben hacerse en las aplicaciones de análisis de registros. Determinación de Rw a partir del SP En formaciones limpias es posible encontrar una zona donde las lecturas del SP nos permitan derivar la Rw. Esto se logra a partir de la ecuación del potencial espontáneo estático: En donde: R mfe R we K Resistividad equivalente del filtrado del lodo Resistividad equivalente del agua Constante que depende de la temperatura Para derivar el valor de Rw a partir de las lecturas del SP, es necesario contar con algunas mediciones del lodo de perforación. Estas mediciones las realiza el ingeniero operador de la unidad de registros, a partir de una muestra de lodo tomada en superficie: Rm R mf R mc 663 =. log Resistividad del lodo de perforación Resistividad del filtrado del lodo de perforación Resistividad del enjarre del lodo de perforación En lodos predominantemente salinos, la Rmfe se determina como sigue: a) Si R mf a 75 F (24 C) es mayor de 0.1 ohm-m, usar R mfe = 0.85 Rmf, corrigiendo antes el valor de Rmf mediante la fórmula: R 2 = R 1 [(T ) / (T )] en F R 2 = R 1 [(T ) / (T )] en C b) Si Rmf a 75 F (24 C) es menor de 0.1 ohm-m, usar la carta ó gráfica SP-2 Figura 37 para derivar Rmfe a temperatura de formación. El valor de la constante K se obtiene mediante las fórmulas: 5 5 PIH ZH K = T, T en F K = T, T en C La R we se determina por medio del gráfico SP-1 Figura 36 y SP-2 Figura 37 o despejando de la ecuación: 5PIH 5ZH = Con el valor de R we y la temperatura de formación se entra en el gráfico SP-2 para obtener R w. Ejemplo de aplicación de la ecuación de Archie Los siguientes ejemplos son trabajados con respecto al registro mostrado en la Figura 38 Se supuso que cualquier zona de interés es caliza. Observando primero la resistividad en el registro, uno puede inferir que las áreas de alta resistividad (8515 y 8610) indican zonas con hidrocarburos. Las áreas con baja resistividad (8535 y 8710) contienen agua de formación conductiva. Esos axiomas no siempre son correctos debido a que una alta resistividad en una formación puede ser causada por ausencia de porosidad. Así, las secciones de mayor porosidad (8515 y 8710) deben ser de mayor interés que aquellos con menor porosidad (8610). Las áreas con líneas planas que se encuentran entre las zonas de interés, se supone que son zonas arcillosas no-productivas. Para obtener valores optimistas de R w, se debe seleccionar una zona que contenga preferencialmente 100% de agua, para los cálculos. Esta zona ha de tener baja resistividad y relativamente alta porosidad. Hay dos zonas obvias que ajustan esos criterios (8535 y 8710). La zona a 8710 tiene mayor porosidad; sin embargo, la zona a 8535 está en una proximidad muy cerrada a la zona de hidrocarburos, justo arriba de ella a El valor de R w de esta zona mojada probablemente ajusta muy bien al valor de Rw de la zona de hidrocarburos. Ellos ocurren virtualmente a la misma profundidad. Una nota más pesimista, sin embargo, esta zona mojada superior (8535) puede contener algo de hidrocarburos ya que la zona mojada y la zona de hidrocarburos ocurren en la misma unidad litológica porosa. Debido a que las dos zonas mojadas están presentes, los valores de R wa deben calcularse para ambas. El menor de esos dos valores debe usarse para obtener resultados de saturación de agua (Sw) más optimistas. 50

51 Determinación de Rweq del ESSP Formaciones limpias Figura 36 51

52 Rw versus Rweq y temperatura de formación Figura 37 La litología de las zonas de interés ha sido dada como caliza. Así, para todos los cálculos, los valores apropiados de exponente de cementación (m) o factor de tortuosidad (a) deben ser supuestos. En este caso, para caliza, a=1.0 y m= 2.0. a 8710 R wa = Ω m Φ = 31% or 0.31; R t = 0.4Ω m Cálculo de R w por el método de inversión de Archie a 8535 R wa = ( 0.31) Φ = 28% or 0.28; R t = 0.7Ω m 2.0 ( 0.28) 0.7 R wa = 1.0 R wa = Ω m Existen varias posibles explicaciones para la variante en los valores calculados de Rwa. Los dos valores más bajos (a 8710) pueden ser posiblemente el 52

53 (bajos) de saturación de agua. Ésta es una suposición crítica. Para propósitos de este ejemplo, será usado el valor más bajo de resistividad de agua a 8710 (Rw = W-m). Ya que es el más bajo de los dos, este valor producirá valores más optimistas de saturación de agua. Una vez que se ha establecido un valor razonable para Rw en una zona, debe ser corregido por temperatura a la profundidad que le corresponde, dependiendo de las diferencias de profundidad entre su origen y su implementación. Cálculo de R w usando el SP 1. Obtener E SSP del registro SP: a) En la figura 6, las lecturas del SP se obtienen de la siguiente manera: b) Trazar la línea base de lutitas. Esta línea corresponde con la deflexión más a la derecha del SP en el carril No. 1 c) Trazar la línea de arenas. Esta línea corresponde con la deflexión más a la izquierda del SP en el carril No. 1. Figura 38 Ejemplo de registro. resultado de una zona mojada más limpia. También puede ser el resultado de agua a 8710 teniendo una salinidad completamente diferente que el agua a Más que deseado, el mayor valor (a 8535) resulta del hecho que la zona mojada probablemente contiene hidrocarburos residuales de la zona superyacente. La decisión de cuál valor de Rwa usar en el cálculo de la saturación de agua debe basarse en la experiencia, el sentido común y las deducciones lógicas. Todas las condiciones discutidas antes deben ser consideradas. En cualquier caso donde R w se calcula en diferentes zonas o por diferentes métodos, el valor calculado más bajo de R w (dentro de lo razonable) debe usarse a fin de obtener valores calculados más optimistas d) Anotar la diferencia en mv entre las dos líneas y esto corresponderá al potencial espontáneo estático, ESSP. Observar cuantos mv se tienen por cada división del carril No. 1. En la figura 6, tenemos una escala de 10 mv / división; por lo que ESSP es de - 72 mv. 2. Calcular Rmfe: a) Anotar el valor de Rmf del encabezado del registro y la temperatura a la que se tomó la muestra. En este caso, Rmf = 0.6 ohm -m a 25 C b) Calcular Rmf' a temperatura de formación. Ya que la muestra se tomó a temperatura ambiente, es necesario, trasladar su valor a temperatura de formación, para este caso, la temperatura de formación es de 75 C, por lo que: R 2 = R 1 [(T ) / (T )] en C Rmf' = 0.6[ ) / ( )] = ohm - m 53

54 c) Obtener Rmfe. En este caso, Rmf > 0.1 ohm-m, por lo que: Rmfe = 0.85 * Rmf' = Calcular K: K = T, T en C K = *75 = Calcular R we : = = ohm -m 5. De la figura No. 37, obtener Rw: a) Con los valores de Rwe = W-m y la temperatura de formación, 75 F, entrar en el gráfico SP-2, donde se obtiene, Rw = W-m Cálculos de S w Se evaluarán zonas potenciales de hidrocarburos usando el valor de R w que fue establecido previamente. Las formaciones con contenido de hidrocarburos son típicamente caracterizadas por altos valores de resistividad y porosidad y nuevamente por el comportamiento no conductivo del aceite y el gas. Existen dos zonas ilustradas en la Figura 38 que ajusta esos criterios y La zona a 8610 tiene muy baja porosidad. Su alta resistividad resulta del hecho que hay poca agua disponible en los poros para conducir la corriente. La zona a 8515 tiene buena porosidad (~28%), y garantiza mayor investigación. Cuando tomamos valores medidos de un registro para usarlos en la ecuación de Archie, se desea seleccionar una profundidad simple más que un promedio de valores a lo largo de una zona. En el curso de una interpretación real habrá muchas formaciones atractivas. En cualquier formación simple, un analista puede seleccionar varias profundidades a las cuales calcular la saturación de agua (S w ). Ya que las zonas en el registro del ejemplo están bien definidas, sólo dos cálculos se requieren, uno por zona. a 8515 ZH = 5 PIH Φ = 0.28; R t = 5.0Ω m S w = 2 2 a ( 0.28) = o 31.1% de saturación de agua Φ = 0.09; R t = 8.4Ω m 1.0 S w = 2 2 ( 0.09) = o 74.7% de saturación de agua Indicadores de permeabilidad Buscando en un registro zonas con alta porosidad y alta resistividad nos puede conducir a un número de formaciones atractivas. Sin embargo, la presencia de alta porosidad y alta permeabilidad no necesariamente significa que una formación que contiene hidrocarburos producirá realmente esos hidrocarburos (especialmente sin estimulación o fracturamiento hidráulico). Sin datos de un Probador de Formaciones o un Registro de Imágenes de Resonancia Magnética, se carece de estimaciones de permeabilidad. La permeabilidad se refiere a la habilidad de una formación para permitir el movimiento de los fluidos que contiene a través de la red de poros existente y es un requerimiento fundamental de un yacimiento productor. Además de proporcionar una estimación cualitativa de la permeabilidad, el potencial espontáneo puede también usarse para determinar un valor de la resistividad del agua de formación (R w ). Un indicador de permeabilidad (en este caso la respuesta de SP) para el registro presentado en la figura 38 puede aparecer como la curva mostrada en la pista 1 de las figura 39. El SP a menudo responderá en tal forma que refleje la misma tendencia que la porosidad; sin embargo, éste no es siempre el caso. Deflexiones negativas de la curva SP se usan como indicadores cualitativos de permeabilidad. Las zonas permeables en este registro de ejemplo (figura 39) están indicadas en 8500 a 8535, 8595 a 8610, y 8680 a La zona responsable de la deflexión SP más amplia (8700) no es necesariamente la zona más permeable. Igualmente, el que la zona a 8500 exhiba 54

55 Figura 39 Ejemplo de registro ilustrando el indicador de permeabilidad (curva SP) en la pista 1. menor deflexión SP que la zona a 8700, no significa que tenga menos permeabilidad que la zona mas profunda de las dos formaciones. Mientras la presencia de una deflexión negativa de SP puede ser un indicador de permeabilidad en una zona particular, la ausencia de deflexión no es indicador de ausencia de permeabilidad. Si la permeabilidad no es evidente en un registro, la evaluación de las curvas de porosidad y resistividad pueden aun resultar en cálculos de baja saturación de agua. Dependiendo de la geología y el tipo de herramienta utilizada para indicar la permeabilidad, pueden ser necesarios el fracturamiento hidráulico u otro método de tratamiento para producir los hidrocarburos. La localización de zonas permeables usando la respuesta SP es un primer paso importante en cualquier programa de análisis "rápido". Notas adicionales acerca de la resistividad del agua de formación. Es a menudo difícil determinar un valor aproximado de la resistividad del agua de formación (R w ) a partir de registros y generalmente no es directa como se presentó en los ejemplos. Una zona que supone estar 100% saturada de agua puede, en realidad, no estarlo. La presencia de hidrocarburos puede eliminar cualquier deflexión de SP, resultando en cálculos erróneos. Además, en una formación lutítica arcillosa, los minerales de arcilla pueden atrapar agua de formación resultando en resistividades anormalmente baja. Tal vez la situación más peligrosa es suponer que una zona sea mojada cuando realmente contiene hidrocarburos. Esta mala interpretación resultará en errores compuestos en el proceso de análisis de registros. Cuando sea posible, es mejor calcular la resistividad del agua de formación (R w ) usando una variedad de métodos a diferentes profundidades. Los resultados pueden entonces ordenarse y compararse para revelar el "mejor pico" para el yacimiento. En un esfuerzo por ser optimistas en el cálculo de la saturación de agua (S w ), es generalmente benéfico para obtener el menor valor (dentro de lo razonable) para la resistividad del agua de formación (R w ). El promedio mundialmente utilizado para la resistividad del agua de formación son corrección por temperatura es 0.05 W-m. Ejemplo adicional de cálculo de Rw El registro para este ejemplo de cálculo se ilustra en la Figura 40. El objetivo es determinar un valor apropiado para Rw a partir del registro. Podría suponerse que cualquier zona de interés es arenisca. Definición de la zona de interés La única deflexión SP ventajosa ocurre de 2775m a 2830m. Dentro de esos límites hay dos zonas definidas de interés. La zona superior (2790m) tiene baja resistividad y alta porosidad, y es una selección ideal para cálculos de R w suponiendo 100% de saturación de agua. La zona inferior (2815m) tiene alta resistividad y alta porosidad. Esto la hace un candidato deseable para almacenamiento de hidrocarburos. 55

56 Figura 40 Registro ejemplo de resistividad y porosidad. Determinación de R w con el método inverso de Archie Métodos "rápidos" en el análisis de registros Antes de calcular la saturación de agua para cualquier zona, es necesario leer un registro y localizar las zonas favorables que garanticen mayor investigación. Esto sucede no sólo para zonas con hidrocarburos, sino también para aquellas que contienen agua. Esto a menudo se refiere como"escaneo" de un registro. Hay ciertas respuestas para observar, y esas respuestas pueden indicar dónde una zona es almacenadora de hidrocarburos o agua. El análisis "Rápido" de registros emplea escaneo para localizar las zonas potenciales de interés, y también usa los conceptos y procedimientos básicos considerados a lo largo de este texto. El objetivo de desarrollar un análisis "rápido" es producir rápidamente valores de saturación de agua para zonas que parecen interesantes en un registro. Es importante recordar que en el análisis "rápido" no se aplican las correcciones ambientales. Así, los valores de saturación de agua obtenidos durante un análisis "rápido" pueden no ser tan aproximados como aquéllos determinados a profundidad y con análisis e interpretación detallada de registros. Cuando se realiza un análisis "rápido" -que debe ser el primer paso de cualquier investigación detallada -han de plantearse seis preguntas para considerar dónde hay una zona potencialmente productiva. Debido a que la litología de la formación de interés es una arenisca y la porosidad de la zona a 2790m es mayor de 16%, los valores del factor de tortuosidad (a) de Humble y el exponente de cementación (m) pueden ser supuestos. a = 0.62, m = 2.15 Φ = 0.26; R t = 1.4Ω m ( 0.26) R wa = = = 0.125Ω m = R wa at 2790m 1. Qué valor será usado para R w? 2. Cuáles son las litologías de las zonas de interés? 3. Están "limpias" las zonas que contienen hidrocarburos (libre de arcilla)? 4. Hay suficiente porosidad en la zona? 5. Es la resistividad satisfactoria en las zonas? 6. Son las zonas permeables? La metodología por la cual un individuo realiza un análisis "rápido" puede variar. Aún así, cada individuo debe dirigirse hacia la solución de las seis preguntas indicadas arriba. Debe haber un orden y consistencia frente al método. Una sugerencia a la aproximación "rápida" se muestra en los siguientes párrafos. 56

57 Identificar los indicadores de permeabilidad Lea los indicadores apropiados de permeabilidad con el registro. Este puede incluir el SP, microlog, Caliper y aun perfiles de resistividad en la zona de invasión. Marcar sobre el registro todas las zonas que exhiben permeabilidad potencial, independientemente de que existan almacenados hidrocarburos o agua. Éste debe ser siempre el primer paso de un análisis "rápido", particularmente con conjuntos de herramientas de inducción de alta resolución. Determinación de la resistividad del agua de formación (R w ) Si se cuenta con estos datos la fuente está definida. Si no, entonces puede ser necesario calcular Rw a partir de registros. Localice una zona relativamente limpia con suficiente porosidad conteniendo agua y determine Rw usando el método inverso de Archie y / o métodos SP. Si se localiza más de una zona con agua, entonces se debe calcular Rw para todas las zonas. Tabule los resultados y seleccione el menor valor de Rw para futuros cálculos. No olvide que los menores valores de Rw (dentro de lo razonable) producirán valores más optimistas de saturación de agua (Sw). Determinación de la porosidad y resistividad de zonas Una vez que que se ha localizado la zona permeable, las curvas de porosidad y resistividad deben checarse para ver si la relación entre ellas indica la posible presencia de hidrocarburos. Esas curvas deben ser consideradas juntas, y no una con respecto a la otra. Recuerde que es enteramente posible para una zona que exhiba un aumento en resistividad debido a una disminución en porosidad. Además, sin considerar todos los datos, es posible identificar erróneamente una zona compacta como potencialmente productiva. La mayoría de los registros de porosidad presentarán dos curvas de porosidad -porosidad densidad (FD) y porosidad neutrón (FN) -Ambas curvas reflejan la porosidad de la formación, pero las diferencias en sus valores dependen de las diferentes formas en la cual se hacen sus respectivas mediciones. La ecuación de Archie proporciona sólo un valor de porosidad. Es necesario calcular la porosidad con gráfica cruzada antes de calcular la saturación de agua. La porosidad con gráfica cruzada se sopesa en promedio de los dos valores, y con la siguiente ecuación se calcula la porosidad promedio. Porosidad gráfica cruzada Φ XPLOT = 2 D + Φ 2 2 N Una determinación rápida de porosidad de gráfica cruzada se obtiene estimando la porosidad "dos tercios". Esto se hace visualmente estimando la distancia a dos tercios entre la curva de porosidad mínima y la curva de porosidad máxima. Para propósitos de revisión rápida, el uso de estimar visualmente la porosidad estimada es suficiente para hacer cálculos de saturación de agua. Determinación de la litología de la formación La información de la litología puede ser determinada de diferentes maneras. La más básica es examinar la respuesta de varias curvas. Para propósitos rápidos, las curvas más útiles para determinación de litología son rayos gamma, Pe, resistividad, y una combinación de porosidad neutrón y porosidad densidad. Una vez determinada la litología de la zona, los parámetros necesarios (a y m) pueden ser seleccionados para cálculos de saturación de agua. Determinación de limpieza de la formación Φ Una preocupación adicional es la limpieza de la formación la cual se refiere a la cantidad de arcilla presente. Todos los tipos de formación -arenisca, caliza y dolomía -pueden contener minerales de arcilla ("lutita"). La presencia de esos minerales arcillosos afecta las respuestas de ciertas herramientas -dígase, herramientas de resistividad y porosidad -y pueden resultar en una formación productora mirada como almacenadora de agua. El grado de arcillosidad de una formación se juzga a partir de la respuesta de rayos gamma. En general, la respuesta más baja de rayos gamma de una zona porosa, corresponde con una menor cantidad de arcilla ("formación limpia"). Este juicio requiere de alguna experiencia y conocimiento en el área, y se detallará ampliamente en la sección de análisis de arenas arcillosas. 57

58 Registros Geofísicos Cálculo de la saturación de agua La saturación de agua puede ahora calcularse para aquellas zonas que aparecen como almacenadoras de hidrocarburos. Recuerde que este valor no es un reflejo de la relación de agua a hidrocarburos producidos del yacimiento. Es simplemente la proporción relativa de agua a hidrocarburos en la porosidad de la formación. No existen guías seguras para determinar que constituyen valores "buenos" y "malos" de saturación de agua. Este juicio requiere de experiencia y conocimiento local. Gráfica cruzada de porosidad y litología (CP) Dos de los usos más importantes de los datos de registros son los de proporcionar información de porosidad y litología para propósitos de cálculo de la saturación de agua (Sw). La porosidad es vital en eso, ya que es un parámetro de entrada en la ecuación de Archie. El conocimiento de la litología es útil ya que proporciona al analista la información necesaria para hacer una determinación a partir de la cual utilizara valores del factor tortuosidad (a) y exponente de cementación (m). Existen una variedad de métodos - visuales, matemáticos y gráficos - usados para determinar la porosidad de la formación. Las mediciones de porosidad tomadas a partir de registros son raramente adecuadas para el uso en el cálculo de la saturación de agua. Una vez que la porosidad neutrón es corregida por efectos ambientales, el analista usualmente enfrenta a dos valores de porosidad porosidad-neutrón y porosidad-densidad. Sin embargo, los cálculos de saturación de agua con Archie requieren solamente un valor de entrada para porosidad. Porosidad dos tercios (two-thirds porosity) Un método para estimar visualmente un valor de porosidad para usarse en la ecuación de Archie es conocido como Porosidad Dos Tercios ("twothirds"). Este método involucra la estimación leída a dos tercios de la distancia entre la lectura de porosidad más baja y la lectura de porosidad más alta, así este valor se toma para ser usado en la ecuación de Archie. Este método puede usarse independientemente del tipo de matriz considerado (p. ej.: caliza, arenisca, dolomía) para calcular la porosidad. 58 Registros Geofísicos Independientemente de la selección del tipo de matriz, Porosidad Dos Tercios puede suponerse que refleja la porosidad aproximada de una formación de cualquier litología. La razón de tomar dos tercios de la distancia entre las lecturas de porosidad, más que por conseguir un simple promedio, es la de aproximar más el valor que podría ser calculado por la ecuación de porosidad de la gráfica cruzada (discutida más adelante). Algunos analistas prefieren tomar un simple promedio de las dos mediciones. Una limitación importante en la estimación de la porosidad dos-tercios es la presencia de gas. Debido a que el gas afecta la porosidad neutrón más que a la porosidad densidad, cualquier rutina que promedie podría contener un error. Afortunadamente, en presencia de gas, la porosidad densidad y neutrón se compensan parcialmente una a la otra. Esta limitación debe mantenerse en mente cuando se aplica el método. Además, esta aproximación debe hacerse con precaución donde está presente la anhidrita. Debido a la alta densidad de la anhidrita (rb = 2.98g/ cc), la porosidad densidad a menudo leerá demasiado bajo (en algunos casos, negativo). Promediando los métodos, además, resultará en un valor de porosidad de la formación que es bastante bajo. Porosidad gráfica cruzada Otro método para obtener un valor simple para porosidad a partir de datos de porosidad Densidad y porosidad neutrón es con el uso de la ecuación de la porosidad de gráfica cruzada (cross-plot porosity). ΦD + ΦN = 2 2 Φ XPLOT 2 Del valor obtenido de esta ecuación, puede suponerse que representa la porosidad real de la formación, independientemente de cuál valor se utilizó para la matriz con los registros. Estos promedios dan como resultado valores similares a los obtenidos, estimando visualmente los dos tercios de la porosidad de la formación. Nuevamente, una limitación importante en el uso de este método es la presencia de gas y anhidrita. Esas circunstancias crearán una situación en la cual los valores de la porosidad obtenida a partir de la gráfica-cruzada no es una aproximación exacta de la porosidad de la formación. En casos donde la porosi- Figura 20 Imágenes microrresistivas de formación. 19

59 Registros Geofísicos Registros Geofísicos dad neutrón lee valores negativos (común en yacimientos de dolomía anhidrítica), algunos analistas prefieren usar un simple promedio de valores de densidad y neutrón como se ilustra abajo. Φ XPLOT = Φ D +Φ N 2 Yacimientos de mineralogía compleja La mayoría de las formaciones almacenadoras de aceite y gas están compuestas de rocas sedimentarias, a diferencia de las rocas ígneas y metamórficas. Las rocas sedimentarias, como su nombre lo indica, están compuestas de diferentes tipos de sedimentos que han sido depositados en algún punto de acumulación, posiblemente la base de algún océano antiguo o un canal fluvial. Después de algún periodo geológico, muchas de tales capas de sedimentos pueden acumularse. Las fuerzas tectónicas impuestas sobre las capas subyacentes resulta en la compactación y cementación de los sedimentos consolidados hasta formarse las rocas sedimentarias. Por volumen, se estima que las rocas sedimentarias constituyen sólo el 5% de la litósfera conocida (los 16 kilómetros de espesor de la corteza exterior de la tierra), mientras que las rocas ígneas y metamórficas constituyen el 95%. Sin embargo, las rocas sedimentarias cubren el 75% del área total de tierra sobre los continentes, con las rocas ígneas y metamórficas cubriendo el resto. Es evidente, además, que forman solamente una porción muy delgada sobre la superficie terrestre. Para propósitos de esta discusión, las rocas sedimentarias pueden ser subdivididas en dos categorías primarias: clásticos y carbonatos. Esas categorías comprenden los tres tipos de roca de los yacimientos productores más comunes: areniscas, calizas y dolomías. La composición, lugar de origen, y tamaño de grano de los sedimentos individuales de una roca están entre los factores que determinan la identidad de la roca. Rocas sedimentarias Figura 19 Sónico dipolar de imágenes. 18 &OiVWLFDV &DUERQDWRV Areniscas/Domos salinos Calizas Arcillas Dolomías Rocas clásticas sedimentarias Los sedimentos clásticos son producidos por intemperismo y afallamiento de rocas pre-existentes. Esas partículas, habiendo sido derivadas desde algún otro punto de acumulación, son transportadas, reagrupadas, y modificadas por movimiento de fluidos tales como agua o aire. Su depósito normalmente es en capas horizontales sucesivas. Las formaciones sedimentarias clásticas son areniscas y arcillas. Además de ser diferentes en composición, esos dos tipos de roca también difieren dramáticamente en tamaño de grano. Esta combinación de similitudes (origen) y diferencias (tamaño de grano) produce formaciones que contienen combinaciones de arenisca y arcilla. La arcillosidad afecta tanto la característica de la formación como la respuesta de los registros. Las areniscas se componen principalmente de cuarzo, feldespato y mica. En muchas formas de arenisca, el cuarzo constituye el 90% de la fracción detrítica de la roca. Por esta razón, muchas gráficas se refieren a las formaciones de arenisca simplemente como "cuarzo". Rocas sedimentarias carbonatadas Las formaciones de carbonatos son generalmente marinas en origen y compuestas principalmente de granos de esqueleto y /o precipitados marinos. Esos constituyentes son producidos dentro de la región de acumulación y no son formados por detritos intemperizados o afallamiento de rocas pre-existentes. Las formaciones carbonatadas productoras típicamente incluyen calizas y dolomías. La principal diferencia entre esos dos tipos de roca es el mecanismo de origen. En términos de composición, el término "caliza" es usado para aquellas rocas cuya fracción de carbonato (predominantemente calcita: CaCO3) supera la fracción no carbonatada. El término "dolomía" implica que la fracción principal de carbonatos está compuesta primordialmente de carbonato de calcio-magnesio (CaMg(CO3)2). Debido a que la fracción carbonato en si misma puede diferir dramáticamente, y el porcentaje de material no carbonatado puede acercarse al 50%, algunos términos aplicados a tales formaciones generalmente podrían ser confusos (p ej.: caliza dolomítica, dolomita calcárea, etcétera). Gráfica de identificación de minerales (MID Plots) Cuando se sospecha de litología compleja y la exactitud es de la mayor importancia, existen va- 59

60 Registros Geofísicos rias técnicas de identificación de minerales que se pueden usar. En los ejemplos previos del uso de cartas de Gráfica Cruzada, datos de dos mediciones de registros (p.ej.: rb y FN, rb y Dt, o FN y Dt) pueden ser usados para identificar litologías con sólo dos miembros. Con el uso de una carta que incluya una tercera medición (p.ej.: e.g., índice de absorción fotoeléctrica, Pe), se puede obtener una identificación más aproximada y detallada. En esta discusión serán consideradas dos técnicas de tales gráficas "tres-minerales": Umaa1 versus rmaa2, y rmaa versus Dtmaa. La determinación exacta de la litología puede ser necesaria por varias razones: a) La porosidad puede contener valores cercanos a pruebas de laboratorio (~5%); sí se desea obtener valores más aproximados a partir de registros. La dolomía y arcilla, por ejemplo, ocasionan separaciones similares entre las curvas de porosidad-neutrón y porosidad-densidad, basados en una caliza, pero la porosidad efectiva se calcula de manera diferente para cada caso. b) Formaciones compactas (low porosity) a menudo requieren acidificación o fracturamiento con ácido para estimular la producción. La optimación de esta operación requiere del conocimiento de la litología de la formación. c) La distribución litológica a través de un campo puede revelar direcciones preferenciales para las localizaciones de futuros pozos de desarrollo. Por ejemplo, la dolomitización está a menudo acompañada por un incremento de permeabilidad, así que la dirección en el incremento de contenido dolomítico puede ser favorable a la dirección de una mayor exploración. La respuesta fotoeléctrica (Pe) no es lineal con los cambios en la composición de la formación. Por ejemplo, dado que para la arenisca Pe es 1.81 y para la caliza Pe es 5.08, una formación compuesta por 50% arenisca y 50% caliza no necesariamente tiene un valor de Pe de Pero tampoco puede ser una mezcla de dolomía (3.14) y arenisca suponiendo solamente la matriz de la roca. Registros Geofísicos VII. INTERPRETACIÓN EN FORMACIONES ARCILLOSAS Introducción No todas las rocas son aislantes perfectos al estar secas. Muchos minerales, como la galena y la calcopirita, tienen conductividades altas y conducen la corriente eléctrica al encontrarse completamente secas. Obviamente, las ecuaciones de resistividad y de saturación de agua, que suponen que el líquido de saturación es el único medio eléctricamente conductivo, no se aplican cuando la matriz de roca también es conductiva. Por fortuna, en la mayoría de los lugares con petróleo, es raro encontrar una cantidad significativa de material conductivo en una roca de yacimiento potencial. Sin embargo, cuando la roca contenga mineral conductivo, la interpretación del registro debe tomar en cuenta dicha conductividad. Las arcillas y lutitas no son raras, y contribuyen a la conductividad de la formación. La lutita muestra conductividad debido al electrolito que contiene y a un proceso de intercambio de iones por medio del cual éstos se mueven bajo la influencia de un campo eléctrico aplicado entre lugares de intercambio en la superficie de las partículas de arcilla. El efecto de la arcillosidad en la conductividad de la arena arcillosa es con frecuencia muy desproporcionado en relación a la cantidad de lutita. El efecto real depende de la cantidad, tipo y distribución relativa de las lutitas y de la naturaleza y cantidades relativas de aguas de formación. La evaluación de las formaciones arcillosas, por lo general, es hasta cierto punto compleja. La lutita modifica todas las mediciones del registro, y se requieren correcciones debido al contenido de lutita. A través de los años, los investigadores han propuesto varios modelos de interpretación para el caso de arenas arcillosas. En ciertos casos el modelo se basa en la lutita presente en una geometría específica dentro de una arena arcillosa; por ejemplo, la lutita puede estar presente en forma de láminas delgadas entre las capas de la arena limpia, o como granos o nódulos en la estructura de la matriz de arena; o puede encontrarse dispersa, a través del sistema poroso, en forma de acumulaciones que se adhieren o recubren los gra- Umaa = sección transversal volumétrica aparente de la matriz 1 2 Figura 18 Doble Laterolog azimutal de imágenes. rmaa = densidad granular aparente de la matriz 60 17