Registro de Pozos Edgar Valdez 2

Transcripción

1 PROPIEDADES PETROFÍSICAS Un pozo en perforación es un sistema dinámico, en el sentido que el lodo de perforación utilizado en el pozo, invade las rocas porosas permeables en las inmediaciones de las paredes del hueco y en consecuencia afecta, en algún grado, las mediciones de todas las herramientas que sé bajan al pozo, y a su vez, las propiedades de las rocas interceptadas afectan el movimiento y las propiedades del lodo de perforación dentro del pozo. Estas se encuentran relacionadas directa e indirectamente con las mediciones en los registros: Porosidad Permeabilidad Saturación de agua Resistividad POROSIDAD Se define como la capacidad de una roca reservorio de contener fluidos. Desde el punto de vista genético se distinguen dos tipos de porosidad: Porosidad primaria: constituida por los espacios vacíos que quedan entre los granos durante la depositación de los sedimentos. Porosidad secundaria: formada después de la depositación, como consecuencia de fracturación y disolución calcárea; ejemplo típico es la porosidad cavernosa de ías rocas calcáreas. POROSIDAD EFECTIVA Esta porosidad incluye sólo los poros intergranulares comunicados entre sí, que garantizan permeabilidad y excluye los poros del shale, que debido a su tamaño subcapilar, mantienen inmóvil al agua connata y no ofrecen permeabilidad alguna. POROSIDAD TOTAL: Esta porosidad incluye tanto los poros intergranulares de la arenisca como los poros subcapilares del shale. En términos cualitativos la porosidad primaria en yacimientos detríticos se clasifica de la siguiente manera:

2 Porosidad mayor a 20 % se considera MUY BUENA Porosidad comprendida entre 15 y 20 % se considera BUENA Porosidad comprendida entre 10 y 15 % se considera REGULAR Porosidad comprendida entre 5 y 10 % se considera BAJA Porosidad comprendida entre 15 y 20 % se considera DESPRECIABLE Un yacimiento arenoso posee una producción comercial si su porosidad primaria es mayor o igual a 9%. Un yacimiento carbonatados con buena producción comercial es aquel con una porosidad de tan solo 6%. PERMEABILIDAD Es la habilidad de una roca reservorio de permitir el paso de fluidos; la permeabilidad es controlada por la distribución espacial y el tamaño de los poros. Estas acorde al estudio de Darcy depende de: K = permeabilidad absoluta (en darcies) Q = flujo por unidad de tiempo (en cm/seg) i = viscosidad del fluido (en centipoises) A = área seccional de flujo del medio poroso (en cm 2 ) L = longitud del medio poroso (en cm) DP = presión diferencial (en atmósferas) La unidad de la permeabilidad es el darcy (D) que es igual a 1000 milidarcies (md). La permeabilidad de las rocas reservorio varía en un amplio rango, desde unos cuantos milidarcies hasta unos 3-4 darcies. EXISTEN TRES TIPOS DE PERMEABILIDAD: Permeabilidad absoluta (Ka): se define como la habilidad de transmitir un fluido cuando la roca reservorio está 100% saturada de ese fluido; esta es una propiedad intrínseca de la roca independiente del fluido que fluye a través de ella. Permeabilidad efectiva (Ke): se define como la habilidad de una roca reservorio de transmitir un fluido cuando la roca esta saturada por dos o más fluidos no miscibles como son el agua y el aceite. Permeabilidad relativa (Kr): se define como la razón entre la permeabilidad efectiva de un fluido a saturación parcial, Ke, y la permeabilidad absoluta de dicho fluido Ka

3 SATURACION DE AGUA Se define como el porcentaje del volumen poral ocupado por agua. Cuando en los poros sólo hay agua, es decir cuando S w = 100%, la roca reservorio posee únicamente permeabilidad absoluta del agua K a. La S w es uno de los parámetros más importantes en la interpretación de registros, porque permite estimar las reservas de hidrocarburo en las rocas reservorio. Un caso especial de saturación de agua es la saturación irreducible, Swirr, que no es otra cosa, que el agua adsorbida por la superficie de los granos o mantenida fija en las gargantas capilares, por efecto de la tensión superficial y presión capilar respectivamente. En condición de el agua poral permanece estática, es decir, la permeabilidad relativa del agua, K ra, es cero y por tanto un reservorio producirá sólo aceite. En areniscas, cuando S w = 60%, se considera que la saturación de agua ha alcanzado el límite crítico de saturación, es decir, que por encima de este limite, la cantidad de agua que produce un reservorio hace antieconómica la explotación. En rocas carbonatadas, S w = 50% es considerada el límite crítico, sin embargo, algunas calizas producen aceite incluso con S w = 70% y otras producen agua con tan sólo 30% de saturación de agua. Cuando una arenisca tiene contenido de shale mayor a 10%, distribuido en Forma dispersa entre los granos de la matriz, los cálculos de porosidad y de saturación de agua, deben ser corregidos por contenido de shale. Resistividad eléctrica de formación La resistencia es la oposición que ofrece un material al paso de la corriente eléctrica, la cual es una propiedad inherente a todos los materiales. En un conductor eléctrico la resistencia, r, es proporcional a la longitud del mismo, L, e. inversamente proporcional a su área seccional, A, porque las líneas de corriente se distribuyen de forma homogénea en toda su sección. La anterior relación se expresa matemáticamente así:

4 Según la Ley de Ohm, el producto de la resistencia, r, por la intensidad de la corriente, I, es igual a la caída de potencial, V, que existe entre los extremos del conductor; esto significa que conociendo la caída de potencial y la intensidad de la corriente se puede calcular la resistencia. La resistividad eléctrica, R, es una propiedad análoga al peso específico, en el sentido que ambas reflejan una propiedad que es referida, por conveniencia, a la unidad volumétrica del material. La resistividad, R, es una constante para cada material, que se relaciona con Sa resistencia mediante la siguiente ecuación: La resistividad de las rocas reservorio es la propiedad petrofísica más importante, sobre la cual esta basada la interpretación de perfiles, debido fundamentalmente a dos razones: 1. Las herramientas o sondas que miden resistividad, tienen suficiente profundidad de investigación, para medir la resistividad más allá de la zona afectada por la invasión del filtrado del lodo en los reservorios. Las herramientas sónicas y nucleares, por el contrario, tienen una profundidad de investigación muy somera, nó mayor a un pie. 2. La alta resistividad de los hidrocarburos hace que las sondas eléctricas sean muy sensibles a su presencia, incluso ante baja saturación de hidrocarburo. CONDUCTIVIDAD DE MINERALES Y ROCAS La conductividad de las rocas sedimentarias se diferencia de la conductividad de los metales y de ciertas menas metalíferas (sulfuros y óxidos) por el hecho, que en las rocas sedimentarias, la conductividad se debe a movimiento de iones, mientras que en los metales se debe al movimiento de electrones. En el primer caso la conductividad es electrolítica mientras que en el segundo es electrónica. La conductividad de los mejores conductores electrolíticos es una millonésima parte de la conductividad de un buen conductor metálico.

5 EFECTO DE LA SALINIDAD Y LA TEMPERATURA SOBRE LA RESISTIVIDAD Los iones resultantes de la disociación de sales en agua, bajo el efecto de un potencial eléctrico, conducen electricidad; cada ion es capaz de transportar sólo una cantidad determinada de carga eléctrica y en consecuencia, a mayor concentración de iones y a mayor velocidad de desplazamiento, resulta mayor la cantidad de carga que pueden transportar y por tanto, mayor conductividad del agua de formación. DETERMINACIÓN DE LA RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN La resistividad del agua de formación, R w, puede ser determinada de diferentes maneras Medición directa sobre una muestra representativa de agua. Esta medición se realiza directamente en el laboratorio a una temperatura estándar de 68 F (20 C) mediante una pila de inmersión que mide simultáneamente resistividad y temperatura. Determinación de la resistividad por catálogo de muestras de agua o por interpolación a partir de mapas de isosalinidad, construidos para una formación geológica de una región o cuenca determinada. Cálculo de la resistividad mediante análisis químico. Cuando no se puede realizar mediciones directas de resistividad sobre muestras representativas, se recurre a los análisis químicos disponibles de muestras de agua, porque conociendo la concentración de los diferentes iones presentes en una muestra se determina su resistividad con alta precisión. Si la salinidad del agua de formación es causada por NaCI, su resistividad puede ser determinada utilizando nomogramas como el de la figura 2.4. Los factores que afectan el valor de la resistividad de una formación o roca reservorio son los siguientes: Porosidad de la formación Resistividad del agua de formación Estructura interna de la roca Contenido de shale Presencia de hidrocarburos {petróleo y/o gas) Saturación de agua EFECTO DE LA POROSIDAD El efecto de la porosidad sobre la resistividad de un reservorio es evidente si se tiene en cuenta, que en las rocas sedimentarias la corriente eléctrica fluye a través del

6 agua poral o intersticial, a condición de que el agua contenga sales disueltas, y no a través de la parte sólida o matriz de la roca, que está constituida por materiales no conductivos. Se deduce que la resistividad, R, es inversamente proporcional a la porosidad de la roca reservorio. EFECTO DE LA RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACION De la anterior observación se deduce también que la resistividad, R, de una roca reservorio es directamente proporcional a la resistividad, R w, del agua de formación que contenga en sus poros, lo que significa que de dos muestras de roca de idéntica porosidad, una saturada con agua dulce, resistiva (pocos iones en solución) y otra saturada con agua salada, conductiva (muchos iones en solución), la muestra saturada con agua dulce tendrá mayor resistividad. EFECTO DE LA ESTRUCTURA INTERNA DE LA ROCA El factor de formación, F, relaciona la resistividad de una roca almacén saturada ciento por ciento de agua, con la resistividad del agua de formación que satura la roca. El factor de formación, F, es una constante para una roca dada, no importa cual sea la resistividad del fluido que satura la roca (agua potable, filtrado de lodo dulce o salado, etc.), es decir, que no depende de R w. Este hecho también permite calcular el factor F conociendo la resistividad de la zona lavada y la resistividad del filtrado del lodo: El valor de F para una formación en particular depende de la estructura interna de la roca, la cual a su vez depende de los siguientes factores: Tamaño de los poros y de las gargantas entre los poros Grado de cementación de Sa roca Tortuosidad de la roca EFECTO DEL CONTENIDO DE SHALE El efecto del contenido de shale sobre la resistividad de una roca reservorio depende de la cantidad y forma de distribución del shale. Se conocen tres formas de distribución del shale: laminar, dispersa y estructural. El shale laminar reduce la resistividad de una roca reservorio, si esta propiedad se mide en dirección paralela a las láminas de shale.

7 El shale disperso, además de disminuir la resistividad, es el único de los tres tipos de shale, que reduce la porosidad. La conductividad de una shale disperso se puede considerar constante, porque la salinidad de su agua poral no es afectada por la invasión del filtrado. EFECTO DEL HIDROCARBURO En las trampas, el aceite y el gas desplazan al agua de formación, pero por fenómenos de tensión superficial, una pequeña parte del agua, que es el fluido mojante en la gran mayoría de los reservorios, no es desplazada y permanece adsorbida a la fase sólida o matriz, constituida por sustancias aislantes. EFECTO DE LA SATURACION DE AGUA La resistividad de una formación que contiene aceite o gas (ambos aislantes eléctricos) es una función que depende no solamente de F y R w sino también que la saturación de agua S w. INVASIÓN DEL FILTRADO DE LODO Los principales factores que más influyen en las mediciones de la resistividad realizadas con herramientas de cable en un pozo abierto, en orden de importancia, son: Resistividad del lodo Invasión del filtrado frente a zonas porosas La pérdida de filtrado del lodo por invasión del espacio poroso frente a las formaciones permeables, representa el principal problema en la interpretación de registros eléctricos. Como resultado de la invasión del filtrado, en las formaciones permeables-se forman 4 zonas de forma cilindrica, que se describen E continuación, en dirección de la pared del pozo hacia la formación: REVOQUE O TORTA: zona de relativa alta resistividad y baja permeabilidad (5-10 milidarcies), cuyo espesor varia entre 1 /8" - 3/4". La resistividad de esta zona se designa Rmc y su espesor es hmc. ZONA DE LAVADO: zona que contiene filtrado del lodo Rmfy en algunos casos hidrocarburo residual que no fue desplazado por el filtrado. El espesor de esta zona varía entre 3" - 4". La resistividad y la saturación de agua de esta zona se denominan R xo y S xo respectivamente.

8 ZONA DE TRANSICION: zona en la cual el fluido saturante es una mezcla de filtrado y de agua de formación. El espesor de esta zona es muy variable, incluso puede no existir; la resistividad de esta zona se denomina Ri ZONA VIRGEN zona no invadida por el filtrado del lodo y en consecuencia su resistividad corresponde a la resistividad verdadera del conjunto roca fluido original. La resistividad y la saturación de agua de esta zona se designan Rt y S w respectivamente. PROFUNDIDAD DE LA INVASION La zona de invasión incluye la zona lavada y la zona de transición, cuando esta última existe. El diámetro de invasión, d J, se mide desde la pared del pozo hasta la interfase con la zona virgen. La profundidad de invasión, con el tiempo tiende a disminuir, bien porque los fluidos de la formación tienden a reinvadir la zona lavada o porque el filtrado desaparece por difusión. El diámetro de invasión es función de la porosidad o capacidad de almacenamiento de las formaciones permeables para almacenar el filtrado que ingresa; a mayor porosidad menor profundidad de invasión. FACTORES QUE AFECTAN LA PROFUNDIDAD DE INVASION Los factores que influyen en la profundidad de Invasión del filtrado son los siguientes:

9 Presión diferencial entre la columna de lodo y la formación: la cantidad es filtrado de lodo que ingresa a la formación es proporcional al diferencial es presión, el cual normalmente es de 100 psi. Composición del lodo: la cantidad de filtrado de lodo que se infiltra es función del tiempo que tarda en formarse el revoque, el cual a su vez dependí de la composición del lodo y de los aditivos que contiene. Una vez formado el revoque, cesa la invasión porque el revoque es prácticamente impermeable (5-10 milidarcy) Porosidad: este factor es determinante porque antes que se forme «revoque, se infiltran iguales volúmenes de filtrado frente a capas de baja de alta porosidad. La profundidad de invasión es mayor frente a rocas de baja porosidad porque poseen menor capacidad de almacenamiento. Permeabilidad: para que haya invasión es necesario que la formación sea porosa y a la vez permeable.