MÓDULO 1 - REGISTROS A HOYO DESNUDO

Tarea
• Elaborar un resumen de 100 palabras con
una breve descripción de cada uno, sus
áreas de interés, porqué están tomando el
curso, expectativas, promedio de notas en
UNELLEZ, idiomas, etc.
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MODULO I
Parte II
Revisión de Registros de
Pozo
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Parte 1
Parte 2
: Introducción
: Revisión n de Registros de Pozos
Contenido
Módulo 1
Parte 3
: Porosidad
Parte 4
Parte 5
: Permeabilidad
: Saturación n de Fluidos
Módulo 2
Parte 6
: Otras Propiedades Petrofísicas
Parte 7
: Evaluación n de Formaciones Integrada con Registros de Pozos, Datos de
Núcleo, Pruebas de Presión n y Datos de Producción
Módulo 3
Parte 8
: Nuevas Tecnologías y Metodologías
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• Concepto?
Evaluación de Formaciones
• Es el análisis e interpretación integrada de
información de registros de pozos, datos
de núcleos, pruebas de formación y
comportamiento de producción de pozos
para la descripción de la roca yacimiento y
los fluidos que la saturan así como la
interacción entre estos.
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Operación de Perfilaje
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EVOLUCIÓN DE LOS
PROCESOS DE PERFILAJE
PRIMEROS CAMIONES
DE
PERFILAJE
UTILIZADOS
EN
POZOS PETROLEROS
A FINALES DE LOS
AÑOS 20.
Tomado de www.spwla.org
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EVOLUCIÓN DE LOS
PROCESOS DE PERFILAJE
CONRAD
SCHLUMBERGER
REALIZA UNA BÚSQUEDA
B
DE DEPÓSITOS DE ORO EN
NORMANDÍA, A, FRANCIA. A
PRINCIPIOS DE LOS AÑOS A
20 SE EMPEZÓ A USAR ESTA
TECNOLOGÍA A EN POZOS
PETROLEROS.
Tomado de Harts E&P Magazine
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EVOLUCIÓN DE LOS
PROCESOS DE PERFILAJE
PRIMER
REGISTRO
ELÉCTRICO OBTENIDO EL
27 DE SEPTIEMBRE DE
1927 EN EL POZO
DIEFENBACH 2905,
TALADRO 7, EN
PECHELBRONN,
ALSACE,
FRANCIA. LA CURVA DE
RESISTIVIDAD
ERA
CREADA
UNIENDO
LECTURAS
PUNTUALES
SUCESIVAS. EL SEGUNDO
A NIVEL MUNDIAL Y
PRIMERO EN AMÉRICA
FUE TOMADO EN
VENEZUELA DOS AÑOS A
DESPUÉS S EN CABIMAS,
EDO. ZULIA.
Tomado de Oilfield Review
LA TECNOLOGÍA A DE HOY
PERMITE LA ADQUISICIÓN N DE
GRAN CANTIDAD DE DATOS DE
MANERA CONTINUA Y SU
TRANSMISIÓN
N SATELITAL
HACIA LOS CENTROS DE
PROCESAMIENTO ASÍ COMO LA
VISULIZACIÓN N EN TIEMPO REAL.
Tomado de Harts E&P Magazine
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EVOLUCIÓN DE LOS
PROCESOS DE PERFILAJE
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Efecto de Invasión de Lodo
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Relación Invasión - Calidad de Roca
Alta Permeabilidad
< Prof de Invasión
Baja Permeabilidad
> Prof de Invasión
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Diagrama del Hoyo – Perfil de Invasión
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Registros a hoyo desnudo
*Registros Resistivos
SP
LLD y LLS – SFL y MSFL
ILD - ILM
*Registros Acústicos
*Registros Radioactivos
*Registros Especiales
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Registros a hoyo desnudo
Cabezal
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Potencial Espontáneo (SP)
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Potencial Espontáneo (SP)
R SH
= 1 Ω.m
R SH
= 1 Ω.m
R T
= 2 Ω.m
R T
= 10 Ω.m
R SH
= 1 Ω.m
R SH
= 1 Ω.m
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Potencial Espontáneo Estático (SSP)
SSP = K * log (Rmfe / Rwe)
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Cálculo de Rw a partir del SSP)
SSP = K * log (Rmfe / Rwe)
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Variaciones del SP en función de la
Relación Rmf - Rw
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Respuesta del SP según la litología y
salinidades de agua de formación
Fresh Water
Salt Water
Salt Water
Salt Water
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Corrección del SP por espesor
h: Espesor de capa
Ri: Resistividad en la
zona invadida
Rm: Resistividad del
lodo
di: Diámetro de
Invasión
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RAYOS GAMMA
El perfil de Rayos Gamma mide la radioactividad natural de
las formaciones. Es por lo tanto útil en la detección y
evaluación de minerales radioactivos como potasio, uranio
y torio. Estos minerales tienden a concentrarse en arcillas
y lutitas, las cuales no son de interés para la producción de
hidrocarburo. Las formaciones limpias generalmente
tienen un nivel muy bajo de radioactividad.
Puede ser usado a hueco abierto y entubado lo que le dá
gran versatilidad en operaciones de completación y
reacondicionamiento.
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Registro GR (Rayos Gamma)
• Mide radioactividad natural de
la formación (U,Th,K).
• Estimación de Arcillosidad.
• Determinación de litología.
• Profundidad de Investigación:
+/- 6 pulgadas.
• Resolución vertical: +/- 3 pies.
• Velocidad de perfilaje:
Optima: 30 pies / minuto.
Correlación: 60 pies / minuto.
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Evaluación de la arcillosidad
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Evaluación de la arcillosidad
• Deflección del Gamma Ray
x= (GR-GRclean) / (GR shale-GR clean)
1) Vsh = 1.7 – (3.38 – (x + 0.7) 2 ) 1/2
Clavier, junio de 1971
2) Vsh = 0.5*x / (1.5 – x)
Steiber, 1961
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Espectroscopía de Rayos Gamma
• Los Rayos Gamma
Espectrales, es consecuencia
de la radiación combinada
proveniente de Uranio, Torio y
Potasio y otros elementos
radioactivos.
Desintegración:
• Debido a que los elementos
radioactivos emiten rayos
gamma a diferentes niveles de
energía, se les puede analizar
separadamente utilizando
ventanas selectivas de medición
del espectro total de energía,
determinando de esta manera
las contribuciones de U, Th y K.
Potasio 40 Argón 40 (1.46 MeV) Directa
Uranio 238 Bismuto 214 (1.76 MeV) Series Complejas
Torio 232 Torio 208 (2.62 MeV)
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Presentación del GR Espectral
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Aplicación del Rayos Gamma Espectral
• Determinación del volumen de arcilla
• Determinación del volumen de arcilla en areniscas ricas en contenido feldespático, minerales
de uranio, mica, glauconita, etc
• Discriminación de yacimientos radioactivos de las arcillas
• Evaluacvión de la roca madre
• Correlación geológica, identificación de topes formacionales
• Determinación del tipo de arcillas presente en el reservorio
• Detección de fracturas
• Determinación de ambientes sedimentarios.
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Aplicación del Rayos Gamma Espectral
Determinación de Tipo de Arcilla
Identificación de Topes Formacionales
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Aplicación del Rayos Gamma Espectral
Determinación de Ambiente Sedimentario
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RESISTIVIDAD
Durante el primer cuarto de siglo, los únicos perfiles
eléctricos disponibles fueron los convencionales de
Resistividad más el SP.
En los perfiles convencionales de resistividad, se envían
corrientes a la formación a través de unos electrodos y se
miden los potenciales eléctricos entre otros. La medición
de estos potenciales permite determinar las resistividades.
Para que haya una circulación de corriente entre
electrodos y la formación, la sonda debe ser corrida en
pozos que contengan lodo o agua, conductores de
electricidad.
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Registros de Resistividad
*Herramientas Resistivas (Lateroperfil y Doble lateroperfil)
Se envían corrientes por medio de electrodos de Corriente y se
miden los voltajes (diferencia de potencial) entre los electrodos de
medición.
*Herramientas Inductivas
Se envía una corriente alterna de alta frecuencia e intensidad
constante a través de la bobina transmisora. Se crea un campo magnético
alterno que induce corrientes hacia la formación, las cuales fluyen en
anillos / círculos coaxiales con la bobina de transmisión, y crean a su vez
un voltaje en la bobina receptora que es proporcional a la conductividad
de la formación.
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Lateroperfil y Doble Lateroperfil
Resolución Vertical: 32”
Efecto de capas nulo
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Registros SFL y MSFL
(Esférico Enfocado y Microesférico Enfocado)
Resolución Vertical: + 1’
Efecto de hoyo y de capa despreciables
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Resolución Vertical: + 6” (0,5’)
Corrección por revoques > 3/4”
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Profundidades de Investigación
Factor Pseudo-geométrico J(di)
1.0
0.8
0.6
0.4
0.2
0.0
MSFL
LLs
LL3 y LL7
0 8 20 40 60 80
Diámetro, di (pulg.)
LLd
R LL = J.R XO + (1 – J) R t
Donde:
R LL
: Resistividad del DLL
R XO
: Resistividad del MSFL
R t
: Resistividad verdadera
J: Factor Pseudogeométrico,
dependiente del diámetro de
Invasión
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Corrección por Invasión DLL-MSFL
R t
/ R xo
R t
/ R LLD
R LLD
/ R xo
R t
/ R xo
Rint-9B
R LLD
/ R LLS
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Registros de Inducción
• No requiere de un lodo conductor
• Lodo fresco o en base a aceite
• Usar cuando Rmf / Rw > 2,5
• Usar cuando Rt < 250 ohm-m
• Lee conductividad de la formación, derivándose
de ella la resistividad (R = 1000 / C)
• Resolución vertical: aproximadamente 4 pies
• Profundidad de investigación depende del factor
geométrico
•Necesita corrección por efecto de hoyo, por
capas vecinas y por efecto de invasión
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Corrección por efectos de hoyo en el
registro de Inducción
CIL = G m
C m
+ G s
C s
+ G xo
C xo
+ G t
C t
G m
+ G s
+ G xo
+ G t
= 1
Donde:
C: Conductividad
G: Factor geométrico
m, s, xo y t: anillos de invest.
Ejem:
Sonda 6FF40: dist (Standoff) de 1,5”
Diam de hoyo: 14,6”
R m
=0,35 Ω.m
Señal del pozo: 5,5 mS/m
Si RIL=20 Ohm.m, CIL=50 mS/m
CIL c
= 50-5,5=44,5 mS/m y RIL c
= 22.4 Ω.m
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Profundidad de Investigación del
Inducción
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Corrección por Invasión ILD-ILM
NO INVASION
POCA INVASION
R xo / R m = 100
R SFL
/ R ID
R IM
/ R ID
Rint-2c
INVASION MODERADA
INVASION PROFUNDA
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Selección de la herramienta de
Resistividad
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Comparación de los registros
resistivos y de Inducción
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Comparación de registros de resistividad
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DENSIDAD DE FORMACIÓN
La herramienta de Densidad de Formación está compuesta
por una fuente de Rayos Gamma y un detector protegido
de dicha fuente que graba la respuesta de la formación a
los rayos gamma. Esta respuesta depende de la densidad
electrónica de la formación, la cual es directamente
proporcional a la densidad de la formación.
La fuente y el detector están ubicados sobre un patín que
va pegado a la pared del hoyo.
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Registro de Densidad (FDC)
• Es de relativamente poca profundidad de
investigación (4”) y con una resolución vertical de 3
pies aproximadamente. La medición se efectúa
mediante un patín que se apoya en la pared del
pozo, del cual se emite radiación gamma y tiene dos
detectores que compensan por las condiciones del
hoyo.
• Los rayos gamma emitidos colisionan con
electrones de la formación con la consiguiente
pérdida de energía de los rayos emitidos. La
magnitud de rayos gamma que regresan a los
detectores se miden en dos niveles de energía. La
radiación medida es proporcional a la densidad
electrónica de la formación, por consiguiente es
posible determinar la densidad del volumen de la
roca y ésta a su vez relacionarla con porosidad.
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Registro de Densidad (FDC)
• Los rayos gamma capturados, en su nivel más bajo de energía, están gobernados por el
factor fotoeléctrico, el cual está influenciado en gran parte por la litología presente y tiene poca
relación con porosidad.
Densidad de matriz
Factor Fotoeléctrico
Arenisca 2.645 1.81
Caliza 2.710 5.08
Dolomita 2.877 3.14
Sal 2.040 4.65
Agua dulce 1.000 0.36
• Se usa principalmente como registro de porosidad total
• Otros usos: detección de gas, evaluación de arenas arcillosas y litologías complejas, cálculo
de presión de sobrecarga y propiedades mecánicas de las rocas, elaboración de sismogramas
sintéticos.
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Presentación del FDC
Φd = (ρma – ρb)/(ρma – ρf)
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Φd = porosidad del densidad (%)
ρma = densidad de la matriz (g/cm3)
ρb= densidad de la formación (g/cm3)
ρf= densidad del fluido (g/cm3)
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Factores que afectan al FDC
• Litología: ρma (arenas: 2.65 g/cc) y la presencia de minerales pesados
• Arcillosidad: ρsh (2.2 – 2.7 g/cc)
• Tipo de fluido (Efecto de los hidrocarburos): Prof. de investigación somera: ρfl = ρmf
• Efecto del pozo (Hoyo en malas condiciones): Caliper
*Estos dos último efectos se relacionan también con el uso de fluidos de
perforación pesados, como los contentivos de barita.
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NEUTRÓN
Esta herramienta capta principalmente la cantidad de
hidrógeno presente en la formación, pero es afectada por
la mineralogía de la formación atravesada y por el hoyo. El
registro neutrón no diferencia entre el hidrógeno presente
en los fluidos del espacio poroso, in agua cristalizada o
entre agua adherida a los granos.
En formaciones limpias (acuíferas o petrolíferas) la lectura
del neutrón proporciona una lectura aproximada de la
porosidad, por lo cual al combinar esta herramienta con
otra de porosidad y con las debidas correcciones, podemos
obtener una lectura confiable de la porosidad de la
formación.
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Registro de Porosidad Neutrón (CNL)
• El perfil de Neutrones es una medición de la concentración
de hidrógeno o índice de hidrógeno en la formación.
• Desde una fuente radioactiva en la herramienta se emiten
neutrones de manera continuada hacia la formación, estos
neutrones colisionan con núcleos en la formación,
principalmente con átomos de hidrógeno que tienen masa
similar. Al colisionar, los neutrones pierden energía en cada
colisión hasta que son absorbidos por un núcleo. Con la
siguiente emisión de rayos gamma, esta pérdida de energía
está en relación directa con la concentración de átomos de
hidrógeno, los cuales forman parte fundamentalmente del
agua que está contenida en los espacios porosos. De ahí
que se puede relacionar la medición efectuada con valores
de porosidad del medio.
Resolución Vertical: 3’
• La medición efectuada por la herramienta se expresa
directamente en valores de porosidad total.
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Principio del CNL
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Principio del CNL
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Medición de porosidad a partir del CNL
• En formaciones limpias con poros llenos con líquidos y matriz litológica conocida, la
determinación de porosidad es relativamente ptrecisa
• El Neutrón es afectado por la presencia de gas. Es muy útil cuando se corre con otros perfiles
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Factores que afectan al CNL
• Arcillosidad
Alta porosidad frente a formaciones arcillosas o arenas arcillosas
Agua
Fresca
Salina
Sin efecto en la Porosidad Neutrón
Baja la Porosidad Neutrón
• Tipo de fluido Petróleo Poco o nada de efecto en la Porosidad Neutrón
Gas
Muy baja la Porosidad Neutrón
• Compactación
La Porosidad Neutrón no es afectada
• Porosidad Secundaria
El CNL mide la Porosidad Total (Primaria + Secundaria)
• Efecto de forma del pozo Mínimo efecto
• Correcciones ambientales Temperatura, presión de Fm, salinidad del agua de Fm y del
lodo, peso del lodo
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Combinación Densidad - Neutrón
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Porosidad XND
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Registros Acústicos
(BHC y de Espaciamiento Largo)
• Registro en función del tiempo que requiere una
onda sonora para atravesar un pie de Formación.
Este tiempo es conocido como Tiempo de
Tránsito (∆t) y es el inverso de la velocidad de la
onda sonora que depende de la litología y la
porosidad primaria de una determinada formación
• Se generan ondas de compresión y de
cizallamiento dentro de la formación. La medida
de porosidad está relacionada con la onda
compresional.
•Las herramientas tienen uno o más transmisores
y dos o más receptores, los mismos que están
diseñados para evitar efectos de pozo y
artefactos producidos por la inclinación de la
herramienta
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Herramienta Sónica
Pared del hoyo
T
Señal del Transmisor
Tiempo
• Herramienta centralizada:
mayor Señal / Ruido
• Resolución vertical: 2 pies
Camino de la onda reflejada
Cuerpo de
La Sonda
R lejano R cercano
TR cercano
TRlejano
= 40 mseg
Compresional
Nivel de
detección
Señal de los receptores
t
Cizalla y Rayleigh
E2
E4
Lodo
Stoneley
• Profundidad
de
investigación: 1-2” para
formaciones homogéneas,
aumenta un poco para
formaciones
más
heterogénea.
• Tiempo de tránsito en
revestimiento: 57 µseg/pie
• Se puede correr en hoyo
desnudo o entubado, en base
agua o base aceite (se necesitan
correcciones por hoyo)
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Principio de medición del BHC
(Borehole Compensated)
+
Medidas desde Transmisor # 1
Salida de
T1
Receptor # 1
+
T 11
T12 - T11
Salida de
Receptor # 2
T 12
R1
X
R2
T2
Salida de
Receptor # 2
Salida de
Receptor # 1
+
+
Medidas desde Transmisor # 2
T 22
T21 - T22
T 21
∆ T = 1 / 2 { ( T12 - T11 ) + ( T21 - T22 ) } / X
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Presentación del BHC
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Ruidos y Saltos de Ciclo
CALI (pulg. ) ∆ t ( µseg / pie )
6 16 140 40
Ruido
Picos
de
Ruido
Medición errónea de tiempos de tránsito muy cortos
Saltos de Ciclo
CALI ( pulg. ) ∆ t ( µseg / pie )
6 16 140 40
Saltos
de
ciclo
Medición errónea de tiempos de tránsito muy largos
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Porosidad a partir del DT
MEDIO
VELOCIDAD
(ft/s)
TIEMPO DE
TRANSITO
(ms/ft)
Dolomita 23000 43.5
Caliza 21000 47.5
Arenisca 18000 55.6
Anhidrita 20000 50
Yeso 19000 52.5
Sal 15000 67
Agua fresca 5000 200
Agua (100,000 ppm NaCl) 5300 189
Agua (200,000 ppm NaCl) 5700 176
Petróleo 4300 232
Aire 1100 919
Revestidor 17000 57
∆t = Ø x ∆t f + (1-Ø) x ∆tma
Øs = porosidad (%)
∆t = tiempo de tránsito de
la formación (µ/pie)
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Øs = (∆t - ∆tma) / (∆t f - ∆tma)
∆tma = tiempo de tránsito de la matriz (µ/pie)
∆t f = tiempo de tránsito del fluido (µ/pie)
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Porosidad Raymer-Hunt-Gardner
50
Ø (%)
40
30
Dolomita
Caliza
20
10
Arena
0
30 50 70 90 110 130
∆ t (µ seg / pie)
φs = 0.63 * [1 - (∆tma / ∆t)]
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Sónico de Espaciamiento Largo
• Separación entre
transmisor y receptor: 8-10
pies
• Pozos derrumbados
• Formación alterada por
presencia de arcillas
hidratadas o hinchadas
(porosidad mayor, menor
velocidad)
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