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Timestamp: 2017-08-18 15:33:09+00:00

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CURSO BASICO DE EVALUACIÓN DE
FORMACIONES PARA OPERADORES DE
PERFORACION Y PRODUCCIÓN
Instructor: Ing. Esther María Bisbé York
CENTRO POLITÉCNICO DEL PETROLEO
Título del Curso Evaluación de Formaciones
Teórica Laboratorio Total
A. Física de rocas 4 hr 2 6 hr
B. Tipos de registros de pozos 4 hr 2 6 hr
C. Evaluación primaria de los
3 hr 3 hr 6 hr
D. Determinación de
parámetros petrofísicos
E. Control del estado técnico
3 hr 1 hr 4 hr
Herramientas auxiliares y
de control de la producción
30 hr 30 hr
- Manual de Evaluación de Formaciones para operadores
- Principios / Aplicaciones de la Interpretación de registros Schlumberger
- Log Interpretation Charts 1997 Schlumberger
- Handbook of Log Evaluation Techniques for Carbonate Reservoirs
George B. Asquith 1985
- Videos vistos en clases.
Conferencia, Empleo de presentaciones en Power Point. Demostraciones
Un solo instructor puede impartir el contenido ya que son nociones específicas
A. FÍSICA DE ROCAS.
Una vez terminada esta Guía los estudiantes serán capaces de reconocer
las principales propiedades petrofísicas de las rocas: porosidad, tipos y
características; permeabilidad, volumen de arcilla y saturación de agua y su
incidencia en la industria petrolera
1. Explicar que es la porosidad y su importancia en la industria petrolera de
2. Identificar los tipos de porosidad existentes y su influencia en los
parámetros de colector
3. Citar la importancia del conocimiento del volumen de arcilla en la
determinación de la porosidad efectiva
4. Explicar el concepto de permeabilidad y su importancia dentro de un
yacimiento gasopetrolífero
5. Definir que es la saturación de agua de un colector y como se expresa en
términos de saturación de hidrocarburos
Tipos de registros de pozos
Una vez terminada esta Guía los estudiantes serán capaces de identificar
los diferentes registros de pozo de acuerdo tanto a sus principios físicos de
medición, como a los resultados obtenidos de las mediciones con estos
1. Conocer las diferentes herramientas de registros de pozo existentes, de
acuerdo a sus principios físicos de medición.
2. Conocer la clasificación de las herramienta de registros de pozos de
acuerdo a su utilización.
C. DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS PETROFÍSICOS BÁSICOS
Una vez terminada esta Guía los estudiantes serán capaces de determinar los
parámetros petrofísicos básicos para la valoración de las propiedades
colectoras del corte: Porosidad total, Porosidad efectiva, Volumen de arcilla,
Saturación de agua, etc
1. Identificar los parámetros petrofísicos básicos
2. Calcular los valores de Porosidad total, Porosidad efectiva, Volumen de
arcilla y Saturación de agua a partir de registros de pozos.
D. EVALUACIÓN PRIMARIA DE LOS COLECTORES.
Una vez vencido el tema el estudiante será capaz de, valorar cualitativamente
las propiedades colectoras del corte a partir de un registro de pozo primario
1. Identificar las respuestas de los registros ante diferentes litologías y
características colectoras del corte
E. CONTROL DEL ESTADO TECNICO DEL POZO
Una vez vencido el tema el estudiante será capaz de identificar los diferentes
tipos de registros que se utilizan para valorar el estado técnico del pozo:
cáliper, registros del estado del cemento, localizadores de calas, etc..
1. Describir los diferentes tipos registros de control del estado técnico
2. Determinar el diámetro del pozo a partir de un registro de cáliper
3. Valorar la calidad de la cementación
F. HERRAMIENTAS DE CONTROL DE LA PRODUCCION.
Una vez vencido el tema el estudiante será capaz de conocer la existencia de
herramientas que se utilizan para valorar la producción en los pozos
1. Conocer la existencia de las herramientas de control de la producción
Ing. Esther María Bisbé York
Outline ID:
EVALUACIÓN DE FORMACIONES................................................................................ 7
INTRODUCCIÓN: ........................................................................................................ 7
A - FÍSICA DE ROCAS:................................................................................................... 8
POROSIDAD ............................................................................................................... 8
PERMEABILIDAD (k)................................................................................................. 11
VOLUMEN DE ARCILLA (VSh) ................................................................................. 11
SATURACIÓN DE AGUA (Sw) .................................................................................. 11
ESPESOR EFECTIVO (Hef)...................................................................................... 12
EJERCITACION: ........................................................................................................... 13
B - TIPOS DE REGISTROS DE POZOS...................................................................... 15
- PRINCIPIOS DE MEDICIÓN: ............................................................................. 15
REGISTROS RADIACTIVOS: ................................................................................ 15
Herramientas de radiactividad Natural: .................................................................. 15
Registros de radiactividad provocada por fuentes:................................................. 17
Registros radiactivos realizados a partir de fuentes de impulsos ........................... 19
REGISTROS ELÉCTRICOS .................................................................................. 19
Registros eléctricos convencionales: ..................................................................... 21
Registros eléctricos de corriente enfocada............................................................. 21
Registros de microrresistividad .............................................................................. 22
Registros de inducción ........................................................................................... 23
Potencial espontáneo............................................................................................. 24
REGISTRO SONICO.............................................................................................. 25
Registro sónico compensado ................................................................................. 25
REGISTROS MECÁNICOS.................................................................................... 26
Cáliper .................................................................................................................... 26
REGISTROS DE IMÁGENES ................................................................................ 26
Imágenes microeléctricas....................................................................................... 26
MICROBARREDOR DE FORMACIONES (FMS)................................................... 28
MICROIMAGENES DE LA FORMACIÓN (FMI) ..................................................... 28
- RESULTADOS OBTENIDOS: ............................................................................ 29
 Porosidad........................................................................................................ 29
 Saturación....................................................................................................... 29
 Litología........................................................................................................... 29
EJERCITACION: ........................................................................................................... 30
C - DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS PETROFISICOS BÁSICOS ...................... 31
Porosidad total (PHIT)................................................................................................ 31
Porosidad efectiva (PHIE):......................................................................................... 32
Volumen de arcilla (VSh): .......................................................................................... 32
Saturación de agua(Sw):............................................................................................ 33
Espesor efectivo (Hef):............................................................................................... 33
EJERCITACION: ........................................................................................................... 34
D - EVALUACIÓN PRIMARIA DE LOS COLECTORES (cualitativa) ............................ 35
ZONA ARCILLOSA................................................................................................... 36
CARBONATOS DENSOS.......................................................................................... 37
CARBONATO FRACTURADO PETROLÍFERO........................................................ 38
CARBONATO FRACTURADO ACUÍFERO............................................................... 39
EJERCITACION: ........................................................................................................... 40
E - CONTROL DEL ESTADO TÉCNICO DEL POZO.................................................... 41
Cáliper:....................................................................................................................... 41
Cementometrías acústicas......................................................................................... 41
CBL – VDL: ............................................................................................................ 41
CET: ....................................................................................................................... 42
USI: ........................................................................................................................ 42
CCL:........................................................................................................................... 43
TERMOMETRÍA: ....................................................................................................... 43
EJERCITACION............................................................................................................ 44
F - HERRAMIENTAS DE CONTROL DE LA EXPLOTACIÓN....................................... 45
Herramientas de registro de producción .................................................................... 45
BIBLIOGRAFÍA:............................................................................................................. 46
Los registros de pozo constituyen, desde su introducción en el año 1927, una
herramienta imprescindible para la evaluación de formaciones. A partir de la medición
de diferentes propiedades físicas, se determinan los parámetros necesarios para
evaluar las propiedades colectoras del corte, realización de cálculos de reservas del
yacimiento, trabajos de simulación numérica, definir el completamiento del pozo, así
como facilitar el conocimiento del estado técnico del caño, las camisas, el cemento por
detrás de estas, monitoreo de la producción, etc.
Las mediciones geofísicas en pozos se realizan mediante diferentes herramientas de
registro (sondas) que se bajan por dentro del caño, conectadas mediante un cable a la
unidad de superficie donde se procesa la señal procedente de la formación; con este se
puede obtener de forma indirecta, en tiempo casi real información fidedigna y bastante
precisa del corte atravesado por el pozo. Estas mediciones se realizan tanto a hueco
abierto como en pozos encamisados
En ocasiones, debido a la complejidad en la construcción de los pozos (en el caso
nuestro horizontales), se hace imposible bajar las herramientas a cable, en este caso,
se utiliza el TLC (Tough Loggin Condition), mediante el cual la herramienta de registro
se ensambla a la sarta de perforación y es bajada con esta al pozo hasta una
determinada profundidad, donde el cable se baja a través de una ventana situada en la
tubería de perforación y se conecta ayudado por bombeo de lodo a la cabeza de la
herramienta situada en la punta de la tubería; posteriormente esta ventana es fijada y
se continúa la bajada de los equipos en el hueco abierto conjuntamente con el cable
de registro ya conectado.
Para lograr un buen resultado en el procesamiento e interpretación de los registros, es
muy importante tener claras las características del reservorio: litología predominante,
resistividad del agua de formación, tipo y características del lodo con que se perforó,
existencia de zonas de pérdidas de circulación, etc. ya que estos son factores que
pueden influir mucho en los resultados. Es por esta razón que el interpretador o analista
de registros tiene que trabajar en estrecha cooperación con otros especialistas tales
como geólogos, ingenieros de yacimientos, perforadores, ya que mientras mayor sea el
volumen de información complementaria que se tenga, mayor será la precisión que se
logre en los resultados
A - FÍSICA DE ROCAS:
1. Conocer los elementos básicos que componen la física de rocas
2. Identificar los tipos de porosidad existentes y su influencia en los parámetros de
3. Citar la importancia del conocimiento del volumen de arcilla en la determinación
de la porosidad efectiva.
4. Definir que es la saturación de agua (Sw) de un colector y cómo se expresa en
Casi toda la producción de petróleo y gas en la actualidad se extrae de acumulaciones
en los espacios porosos de las rocas de los yacimientos, constituidos generalmente por
areniscas, calizas y dolomitas, aunque pueden aparecer en otros tipos de litologías
tales como vulcanógenos sedimentarios y ofiolitas. La cantidad de petróleo y/o gas
contenida en una unidad volumétrica del yacimiento es el producto de su porosidad por
la saturación de hidrocarburos.
Además de la porosidad y de la saturación de hidrocarburos, se requiere del volumen
de la formación que contiene estos. Para calcular las reservas totales y determinar si
estas son comerciales, es necesario conocer el espesor efectivo y el área del
yacimiento y así determinar el volumen.
Para evaluar la productividad del yacimiento, es conocer saber con que facilidad puede
fluir un líquido a través del medio poroso. Esta propiedad de la roca, que depende de la
manera en que los poros están interconectados es la permeabilidad.
Resumiendo, los principales parámetros petrofísicos requeridos para evaluar un
depósito son entonces: porosidad, saturación de hidrocarburos, espesor efectivo,
espesor, área y permeabilidad, además de la geometría, temperatura, y la presión del
yacimiento así como la litología que pueden desempeñar un papel importante en la
evaluación y futuro desarrollo del yacimiento
La porosidad es el volumen de poros por cada unidad volumétrica de formación, o sea,
es la fracción del volumen de total de una muestra que es ocupada por poros o huecos,
es símbolo de la porosidad es u o PHI.
u = V huecos /V total de roca
La porosidad de las formaciones subterráneas puede variar en alto grado, los
carbonatos densos (calizas y dolomitas) y las evaporitas (sal, yeso, anhidrita), pueden
tener una porosidad prácticamente nula; las areniscas bien consolidadas pueden tener
porosidades del 10 – 15%, las arenas no consolidadas pueden llegar hasta el 30% o
más de porosidad; las lutitas o arcillas pueden tener valores de porosidad por encima
del 40%, sin embargo, en estas, los poros son tan pequeños que la roca es
impermeable al flujo de los líquidos comportándose como sello.
Las porosidades se clasifican de acuerdo a la disposición física del material que rodea
los poros y a la distribución y forma de los mismos. En una arena limpia (sin arcilla) la
matriz de roca se compone de granos de arena individuales, con una forma más o
menos esférica y apiñados de manera que los poros se encuentran entre los granos. A
esta porosidad se le llama intergranular o de matriz; por lo general ha existido en las
formaciones desde el momento en que se depositan, por esta razón también se les
conoce como porosidad primaria.
Según la forma en que fueron depositados, las calizas y dolomitas, también pueden
presentar porosidad intergranular. Asimismo también pueden tener porosidad
secundaria en forma de pequeñas cavidades; la porosidad secundaria se debe a la
acción de aguas de formación y fuerzas tectónicas en la matriz de roca después del
depósito. Por ejemplo, las aguas de infiltración ligeramente ácidas pueden crear y
agrandar los espacios porosos al desplazarse a través de canales de interconexión en
las calizas y los caparazones de pequeños crustáceos atrapados en el interior pueden
disolverse y formar cavidades. Por otro lado, las aguas de infiltración ricas en minerales
pueden formar depósitos que sellan parcial o totalmente poros y canales de una
formación, reduciendo de esta forma su porosidad y/o alteran la geometría de los poros.
Las aguas ricas en sales de magnesio, pueden infiltrarse a través de la calcita,
reemplazando gradualmente al calcio por magnesio; este proceso, lleva a una
reducción del volumen de la matriz y por consiguiente un aumento de su porosidad.
Debido a la acción de fuerzas tectónicas, se pueden presentar tensiones en la
formación causando redes de fracturas, fisuras o grietas, que se agregan al volumen de
poros. Sin embargo, en sentido general, el volumen real de las fracturas es
relativamente pequeño, por tanto no suelen aumentar la porosidad de la roca en forma
significativa, aunque si pueden incrementar su permeabilidad en gran medida
Porosidad: Capacidad de una roca para contener fluidos o gases. Es la parte no sólida
de la roca (huecos) dividida entre el volumen total de roca.
Porosidad primaria: Usualmente granular o intergranular, desarrollada en la
sedimentación original, durante la formación de las rocas
Porosidad secundaria: Desarrollada después del proceso de formación de la roca; por
disolución los carbonatos (calizas y dolomitas), por aguas subterráneas formando
vúgulos; la diagénesis / dolomitización, fracturación por causas tectónicas, etc. La
porosidad de fractura es generalmente considerada como la porosidad secundaria por
excelencia, pero existen las otras mencionadas anteriormente. En ocasiones,
encontramos varios tipos de porosidad secundaria relacionados dentro de un mismo
colector, por ejemplo, vúgulos de disolución interconectados por fracturas
Porosidad total (PHIT): Total de huecos de las rocas, o sea la suma de las porosidades
Porosidad efectiva (PHIE): Es la suma de las porosidades conectadas, tanto primaria
como secundaria. En formaciones que contienen arcillas, la porosidad efectiva se
obtiene restándole a la porosidad total el efecto provocado por la presencia de esta.
Muestra de roca,
claramente fracturas
Es una medición de la facilidad con que los líquidos fluyen a través de una formación.
En una determinada muestra de roca y con cualquier líquido homogéneo, la
permeabilidad será una constante siempre y cuando el líquido no interactúe con la roca
en si. La unidad de permeabilidad es el darcy, pero como esta es muy grande,
comúnmente se utiliza la milésima parte o sea milidarcy (md)
Una roca debe tener fracturas, capilares o poros interconectados para ser permeables.
Así existe cierta relación entre la porosidad y la permeabilidad; por lo general, una
permeabilidad mayor se acompaña de una porosidad mayor, sin embargo esto no se
cumple absolutamente. Las lutitas, arcillas y algunos tipos de arenas, tienen altas
porosidades, sin embargo sus granos son tan pequeños que los caminos que permiten
el paso de fluidos son escasos y tortuosos, por lo tanto sus permeabilidades son muy
Otras formaciones, generalmente poco porosas como los carbonatos, pueden presentar
fracturas o fisuras de gran extensión, en este caso, aunque la porosidad sea baja, su
permeabilidad puede ser muy grande.
VOLUMEN DE ARCILLA (VSh)
Como se planteó en los puntos anteriores, las arcillas y lutitas tienen valores de
porosidad muy altos, pero debido al pequeño tamaño de sus granos, tienen muy baja
permeabilidad, por lo cual funcionan como un sello de los reservorios. En los colectores
que presentan un cierto volumen de arcilla, la porosidad total está seriamente influida
por la arcilla, presentando valores altos que no responden realmente a las
potencialidades del colector, por eso se hace imprescindible calcular el volumen de
arcilla con la mayor precisión posible para poder determinar la porosidad efectiva, que
sí da una medida real del volumen de poros interconectados
La saturación de una formación, es la fracción del volumen poroso que ocupa un fluido
determinado; por lo tanto, la saturación de agua es la fracción o porcentaje del volumen
poroso que contiene agua de formación. Si sólo existe agua en los poros, la formación
tendrá un 100% de saturación de agua.
La saturación de petróleo o gas, es la fracción del volumen poroso que contiene
petróleo y/o gas. Los poros deben saturarse con algún líquido, de este modo la suma
de todas las saturaciones de una determinada roca de formación debe ser igual al
100%. Cuando la saturación de agua es < 100% esto implica una saturación de
hidrocarburos igual a 100% - Sw
La saturación de agua de una formación puede variar desde el 100% hasta un valor
muy pequeño, sin embargo, rara vez es nula; sin importar cuan "rica" sea la roca del
yacimiento de petróleo y gas, siempre habrá una pequeña cantidad de agua capilar que
el petróleo no puede desplazar, esto se conoce como saturación de agua residual.
Del mismo modo, en el caso de una roca de un yacimiento de petróleo, es imposible
retirar todos los hidrocarburos por medio de las técnicas de extracción o recuperación
más comunes. Alguna cantidad de hidrocarburos permanece atrapada en partes del
volumen poroso, a esta se le denomina saturación de petróleo residual
ESPESOR EFECTIVO (Hef)
No es más que el espesor total de roca que es realmente colector potencial de
hidrocarburos, eliminando todas aquellas zonas correspondientes a arcillas, rocas
densas (sin porosidad) o colectoras de agua; de esta forma se evita la sobrevaloración
de las reservas, las que se circunscriben realmente a los volúmenes de roca que son
colectores de hidrocarburos
1. Sopa de letras, encuentre las propiedades físicas básicas:
E V E L Y N P E T R O
N R D C P O Z O U N O
E S A T U R A C I O N
R S D M I S I O N M P
G I I U B O M B A I E
E L L N S I L O D L R
T A I I A X Y A R A F
I R B D B Z D P E G O
C C A A C I M A F R R
A I E D S I L A L O A
O L M O R D R E E M C
L L R Q E A A N X I I
A O E W G V P E I U O
P S P A I I M S O Y N
O I N R Y N A O N T N
S D F S T C L L D R P
T A D D R I R E T T O
E D V F O H A R R Y P
2. Completar los espacios en blanco:
- La _______________________________ es la fracción del volumen poroso que
ocupa un fluido determinado
- La capacidad de una roca para contener fluidos o gas se denomina:
3. Seleccione la respuesta correcta:
- La porosidad total se define como:
____ Volumen de huecos
____ Espacio dentro de la roca, originado por fuerzas tectónicas
____ Volumen de huecos entre el volumen total de roca
- La permeabilidad:
____ Es una medida de la facilidad con que fluyen los fluidos a través de la
____ Depende de la porosidad, mientras más porosa sea la roca, mayor será su
____ Disminuye con la fracturación
- El volumen de arcilla:
____ Afecta seriamente la porosidad total, disminuyéndola
____ Es importante para el cálculo de la porosidad efectiva
____ Se determina a partir del registro de temperatura
- El espesor efectivo es:
____ Todo el intervalo correspondiente a la capa productiva
____ Intervalo total registrado
____ Intervalo que cumple con una serie de requisitos de colector
B - TIPOS DE REGISTROS DE POZOS
1. Conocer las diferentes herramientas de registros de pozo existentes, de acuerdo
a su principio físico de medición
2. Conocer la clasificación de las herramientas de registros de pozos de acuerdo a
- PRINCIPIOS DE MEDICIÓN:
De acuerdo al principio físico de medición los registros de pozos pueden ser:
Radiactivos - Radiactividad Natural Gamma Natural
Espectrometría Gamma Natural
-Radiactividad provocada por
Neutrón Gamma
Neutrón – Neutrón
Gamma Gamma (Litodensidad)
Eléctricos - Convencionales
- Enfocados
- Microperfilaje
- Potencial Espontáneo
Sónicos - Sónico Compensado
- Cementometrías CBL– VDL
Mecánicos - Cáliper
Imágenes - FMS
Producción - PLT
REGISTROS RADIACTIVOS:
Herramientas de radiactividad Natural:
 Gamma Natural (GR o SGR)
Como su nombre lo indica, miden la radiactividad natural de las rocas. En las
formaciones sedimentarias, el registro normalmente refleja el contenido de arcilla ya
que los elementos radiactivos (Thorio y Potasio) tienden a concentrarse en las arcillas y
Las formaciones limpias generalmente tienen valores bajos de radiactividad a no ser
que aparezcan elementos contaminantes radiactivos tales como cenizas volcánicas o
residuos de granito, también la presencia de sales de Uranio en fracturas y materia
orgánica, puede reflejar valores elevados.
Este registro puede correrse en pozos encamisados, lo que lo hace muy útil como curva
de correlación en operaciones de terminación, reparación y punzado de pozos,
reentradas en pozos viejos, etc.
 Espectrometría Gamma Natural
Este registro, mide al igual que el anterior la radiactividad natural de las rocas; la
diferencia entre ambos viene dada por el hecho de que en la variante espectral no sólo
se registra la radiactividad total, sino que se mide además el número de rayos gamma y
el nivel de energía de cada uno, lo cual permite determinar las concentraciones de
Potasio, Torio y Uranio radiactivos en la formación.
La mayor parte de la radiación por rayos Gamma en la tierra se origina por la
desintegración de 3 isótopos radiactivos: Potasio 40 (K
), Uranio 238 (U
) y Torio 232
). Cada uno de estos elementos radiactivos al desintegrarse lo hace con un nivel
de energía constante y diferente entre sí, lo que permite, ajustando ventanas de energía
determinar la concentración de cada uno de estos elementos. Esto es muy útil si se
tiene en cuenta que K y Th los encontramos mayoritariamente en arcillas y lutitas,
mientras que generalmente en las fracturas hay presencia de sales de Uranio. Es esto,
precisamente lo que permite que sea utilizado para la determinación del volumen de
Este registro se presenta con 2 curvas: SGR – Gamma Natural Total y CGR – Gamma
Natural corregido por Uranio
Registros de radiactividad provocada por fuentes:
 Registros neutrónicos
Una fuente de neutrones, situada en la herramienta “bombardea” la formación con
neutrones los cuales pasan a través del caño del pozo interactuando (chocando) con
los núcleos de Hidrógeno presentes en los poros de la roca, formando parte de los
fluidos que estas contienen (los neutrones tienen aproximadamente la misma masa que
los núcleos de Hidrógeno, lo que disminuye su velocidad y luego son capturados por el
detector de la herramienta. Existen dos tipos de detectores: de radiaciones Gamma y de
Neutrones; en el primer caso, se detectan las radiaciones gamma producidas por efecto
de las colisiones y en el segundo, los neutrones debilitados por estas.
La herramienta de Neutrón Compensado (que se utiliza actualmente en nuestro país)
consta de un emisor y dos detectores, con lo cual se compensan los efectos del pozo y
se obtiene directamente la porosidad, utilizando una matriz predeterminada (caliza,
arenisca o dolomita).
En realidad, esta herramienta determina el volumen de Hidrógeno contenido en los
poros, el cual es proporcional a la porosidad total y esto es lo que permite calcular con
bastante precisión el valor de la misma. Es muy importante tener clara la litología que
predomina en el corte para determinar la porosidad, ya que esta se obtiene mediante un
algoritmo que tiene en cuenta la matriz de la roca.
 Registros de densidad
Una fuente radiactiva que se aplica a la pared del pozo, emite a la formación rayos
Gamma de mediana energía. Se puede considerar a estos rayos como partículas de
alta velocidad que chocan con los electrones de la formación. Con cada choque, los
rayos Gamma pierden algo de su energía, aunque no toda, la ceden al electrón y
continúan con energía disminuida. Esta clase de interacción se conoce como Efecto
Compton. Los rayos Gamma dispersos llegan al detector que está a una distancia fija
de la fuente y se cuentan, este valor, es proporcional a la densidad electrónica de la
roca, la cual es equivalente a su densidad mineralógica..
La cantidad de colisiones en el Efecto Compton, está directamente relacionada con el
número de electrones de la formación. En consecuencia, la respuesta de esta
herramienta está determinada por la densidad de electrones (número de electrones por
centímetro cúbico) de la formación. La cual está relacionada con la densidad
volumétrica real, que a su vez depende de la densidad del material de la matriz de roca,
la porosidad de la formación y la densidad de los fluidos que llenan los poros
Con esta herramienta se obtiene:
­ Curva de densidad a partir de la cual, teniendo en cuenta la litología
predominante se determina la porosidad.
­ Curva de Factor Fotoeléctrico, que es extremadamente útil para la determinación
de la litología y sus variaciones, independientemente de la porosidad, ya que
cada roca cuenta con su valor del factor fotoeléctrico bien definido. También es
usada para valorar cualitativamente el daño causado en la formación por la
utilización de Barita (BaSO
) en el lodo de perforación; ya que esta presenta un
valor de PEF anómalamente alto (266.8 barn/e), mientras que las litologías más
comunes: caliza, dolomita y arenisca tienen 5.08, 3.14 y 1.01 barn/e
­ Corrección de densidad, representa la corrección automática que se hace a los
valores de densidad cuando se procesa el registro durante su adquisición, en
dependencia de las variaciones del diámetro del pozo
Los registros de densidad se utilizan principalmente como registros de porosidad. Otros
usos incluyen la identificación litológica y mineralógica en el corte, detección de gas,
determinación de la densidad de hidrocarburos, evaluación de arenas con arcillas y de
litología compleja, determinación de presiones de sobrecarga, propiedades mecánicas
de las rocas, etc.
Registros radiactivos realizados a partir de fuentes de impulsos
La herramienta TDT fue diseñada para la evaluación de formaciones en la etapa de
producción del pozo. Una fuente de neutrones de alta energía emite neutrones que
interactúan con los núcleos de la formación con pérdida progresiva de su energía hasta
llegar al estado térmico, cuando pueden ser capturados por un núcleo. El fenómeno de
captura esta acompañado por la emisión de rayos gamma que son detectados por la
herramienta o miden la densidad de neutrones térmicos. El principio de medición es
detectar los cambios relativos en la población de neutrones térmicos en el medio.
Después de la emisión de un pulso de neutrones, la cantidad de rayos gamma decae
exponencialmente durante el periodo de medición. La constante de tiempo t de la curva
se denomina tiempo de decaimiento térmico. El proceso de captura es el factor más
importante de la disminución de la población de neutrones térmicos. Por ello t refleja las
propiedades de captura neutrónica de la formación.
La sección de captura macroscópica S se relaciona con el factor tS = 4550 / t
La sección de captura macroscópica de una mezcla de componentes es la suma de los
productos de la sección de captura de cada componente por su respectiva fraccion de
volumen. De forma general responde a la ecuación de registro:
= (1 - Vcl -f) S
+ VclS
+f ( 1- Sw)S
+ f SwS
donde f porosidad, Sm, Scl, Sh, Sw - sección de captura de la matriz, la arcilla ( clay), del
hidrocarburo y del agua.
Existe una similitud entre los registros TDT y los de resistividad. Para altas salinidades
es muy marcado el contraste entre los valores de S para el hidrocarburo y el agua,
mientras que entre el agua dulce y el petróleo casi no hay diferencia. Esto permite
utilizar el método TDT para de forma segura detectar intervalos petrolíferos sobre todo
cuando el producto ( porosidad X salinidad ) es elevado.
Antes de adentrarnos en el estudio de las herramientas de registro eléctrico, es
necesario conocer los efectos causados en las rocas colectoras por el fluido de
Durante el proceso de perforación, en presencia de rocas colectoras, (permeables), se
produce la invasión del filtrado de lodo dentro de estas, lo cual provoca la creación de 4
zonas de resistividad:
÷ Costra de lodo: Formada por los componentes sólidos del lodo que se quedan
”pegados” a la pared del pozo
÷ Zona lavada: Es la zona inmediata al pozo, en ella todo el fluido móvil que se
encontraba, ha sido desplazado por el filtrado del lodo
÷ Zona invadida: Es una zona de transición, en ella encontramos una mezcla de
filtrado de lodo con fluido de capa
÷ Zona virgen: Es la más alejada del pozo, en ella sólo encontramos fluido de capa
Este fenómeno es muy importante tenerlo en cuenta al analizar las lecturas de
resistividad obtenidas a partir de herramientas con diferentes profundidades de
investigación, aparte de que constituye un elemento cualitativo para valorar la presencia
de intervalos colectores.
La resistividad verdadera de la formación (Rt) en un parámetro clave para determinar la
saturación de hidrocarburos. La electricidad puede pasar a través de la formación, sólo
debido al agua conductiva que contenga la misma. Por lo tanto, las rocas subterráneas
tienen resistividades medibles y finitas debido al agua conductiva dentro de sus poros o
al agua intersticial absorbida por una arcilla.
La resistividad de una formación depende de:
Costra de lodo
÷ Resistividad del agua de formación
÷ Cantidad de agua presente
÷ Geometría estructural de los poros
÷ Presencia de elementos conductores de la corriente
Los registros de resistividad fueron los primeros que se introdujeron en la industria
petrolera y han evolucionado mucho desde entonces; estos pueden ser de varios tipos:
convencionales, de corriente enfocada, de inducción, de microrresistividad, entre otros.
Registros eléctricos convencionales:
Se envía corriente a la formación, por medio de electrodos de corriente y se mide la
diferencia de potencial entre los electrodos de medición. A partir de los voltajes
medidos, se determina la resistividad para cada dispositivo. Se conocen 2 arreglos
básicos de electrodos: Normal y Lateral. De acuerdo al espaciamiento entre los
electrodos de corriente (A y B) y los de medición (M y N), será la profundidad de
investigación; en la herramienta normal, el punto de medición es el punto medio entre
los electrodos A y M mientras que en la lateral, será el punto medio entre los electrodos
El pozo y las formaciones adyacentes, pueden afectar de manera considerable las
respuestas de los sistemas convencionales de registros
Registros eléctricos de corriente enfocada
Los factores que afectan a los registros convencionales, se minimizan por medio de
herramientas que utilizan corrientes de enfoque para controlar la trayectoria que sigue
la corriente de medición. Electrodos especiales en las sondas emiten dichas corrientes.
De este tipo de herramienta han existido varias variantes, de 3, 7 y 8 electrodos.
En la actualidad el más utilizado es el Doble Laterolog. Su objetivo, como en las
restantes herramientas de resistividad, es la medición de la resistividad verdadera de la
formación; este dispositivo, consta de dos juegos de electrodos situados a ambos lados
de la herramienta. Este arreglo proporciona un enfoque al flujo de la corriente que lo
obliga a penetrar en la formación sin desviarse hacia arriba y hacia abajo en el caño del
pozo, así como proporcionar dos valores de resistividad: uno profundo (correspondiente
a la zona virgen) o sea resistividad real de la formación (RT) y otro somero
(correspondiente a la zona invadida)
Registros de microrresistividad
Los dispositivos de microrresistividad se utilizan para medir la resistividad de la zona
lavada (Rxo) y para describir capas permeables por medio de la detección de la costra
de lodo. Estas mediciones son importantes por varias razones: cuando la invasión varía
de moderada a profunda, conocer Rxo, permite corregir la medición profunda de
resistividad, de acuerdo a la resistividad real de la formación, así como la detección de
forma cualitativa de la presencia de colectores
Para medir Rxo, la herramienta debe tener una profundidad de investigación muy baja,
debido a que la zona lavada puede extenderse sólo unos cuantos cm, más allá de la
pared del pozo. Para que el efecto del pozo no afecte la lectura, se utiliza una
herramienta con un patín que lleva electrodos a intervalos cortos, que se presiona
contra la formación y reduce el efecto de cortocircuito del lodo. Las corrientes que salen
de los electrodos en el patín de la herramienta deben pasar por la costra para alcanzar
la zona lavada. La costra afecta las lecturas de microrresistividad, su efecto depende de
su resistividad (Rmc) y el espesor (hmc)
En la actualidad se utilizan las herramientas de microrresistividad enfocada que trabajan
según el mismo principio que el Laterolog
La herramienta de registro de inducción, se desarrolló en principio para medir la
resistividad de la formación en pozos perforados con lodos en base a aceite o
perforados neumáticamente (con aire) o aquellos que la formación mayoritariamente
presente resistividades bajas (<200 O-m). Los instrumentos de electrodos no funcionan
en medios no conductivos. Con el tiempo se demostró que el registro de inducción tenía
muchas ventajas sobre el registro convencional, cuando se utilizaba en pozos con lodos
en base a aceite. Diseñados para una investigación profunda, los registros de
inducción, pueden enfocarse con el propósito de minimizar la influencia del agujero, las
formaciones adyacentes y la zona invadida.
Tiene como desventajas que requiere de centralizadores para una mayor precisión y
como se explicó anteriormente, no se obtienen buenos resultados en pozos perforados
con lodos muy conductores o en formaciones donde las resistividades son mayores de
200 O-m
La herramienta de inducción básicamente, se compone de dos bobinas una transmisora
y otra receptora. Se envía una corriente alterna de alta frecuencia y de intensidad
constante a través de la bobina trasmisora, se crea un campo magnético alterno que
induce corrientes hacia la formación alrededor del agujero; estas corrientes fluyen en
anillos de forma circular que son coaxiales con la bobina de trasmisión y crean a su vez
un campo magnético que induce un voltaje en la bobina receptora. Ya que la corriente
alterna en la bobina de trasmisión es de amplitud y frecuencia constantes, el voltaje
inducido en la bobina receptora es proporcional a las corrientes del anillo y por tanto a
la conductividad de la formación.
La curva de Potencial espontáneo (SP), es al igual que el Gamma Natural un registro de
fenómenos físicos naturales que ocurren naturalmente en las rocas in situ. La curva de
SP registra el potencial eléctrico (voltaje) producido por la interacción del agua de
formación, el fluido de perforación y ciertas rocas selectivas de iones (lutitas y arcillas).
Entre sus aplicaciones se encuentran las siguientes:
÷ Diferenciar rocas potencialmente productoras (porosas y permeables) calizas,
dolomitas y areniscas de arcillas y lutitas
÷ Definir los límites de las capas y permitir la correlación entre las mismas
÷ Proporciona una indicación de la arcillosidad de las capas.
÷ Ayudar a la identificación de la litología
÷ Permitir la determinación de la resistividad del agua de formación (Rw)
La curva SP es un registro de la diferencia entre los potenciales eléctricos de un
electrodo móvil en el pozo y otro fijo en la superficie en función de la profundidad.
Enfrente de lutitas y arcilla, la curva SP por lo general define una línea más o menos
recta en el registro que se conoce como línea base de las arcillas.
Frente a formaciones permeables, la curva presenta variaciones con respecto a la línea
base de las arcillas; en capas gruesas, estas diferencias tienden a alcanzar una
deflexión esencialmente constante, definiendo así la línea de arenas. La deflexión
puede ser hacia la izquierda (negativa) o hacia la derecha (positiva), dependiendo de
las salinidades relativas del agua de formación y el filtrado de lodo. Si la salinidad del
agua de formación es mayor que la del filtrado, la deflexión será hacia la izquierda; si el
contraste de resistividad es a la inversa, la deflexión será hacia la derecha.
En su forma más sencilla, una herramienta sónica consiste en un trasmisor que emite
impulsos sónicos y un receptor que capta y registra los impulsos. El registro sónico es
simplemente un registro en función del tiempo t que requiere la onda para atravesar un
pié (30.4cm) de formación. Este es conocido como tiempo de tránsito (At); el tiempo de
tránsito para una formación determinada depende de su litología y la porosidad.
Cuando se conoce la litología, esta dependencia hace que el registro sónico sea muy
útil como registro de porosidad. Los tiempos de tránsito sónicos también son utilizados
para interpretar registros sísmicos
Registro sónico compensado
La herramienta sónica compensada, utiliza dos trasmisores. Uno superior y otro inferior
y dos pares de receptores sónicos. Esta sonda, reduce sustancialmente los efectos de
ruido provocados por cambios en el agujero y errores por inclinación del equipo. Los
trasmisores de la herramienta, envían pulsos alternativamente y los valores de t se leen
en pares alternados de receptores. Una computadora en superficie promedia
automáticamente los valores t de los dos conjuntos de receptores para compensar los
efectos del agujero. La computadora integra también las lecturas de tiempo de tránsito
para obtener tiempos de tránsito totales
REGISTROS MECÁNICOS
La determinación del diámetro del pozo es muy importante para la interpretación de
registros; los petrofísicos lo utilizan para el control de calidad de los registros
(especialmente cuando se utilizan herramientas con patines) y constituyen un elemento
muy utilizado para determinar litologías y zonas fracturadas dentro de intervalos no
colectores, así como para hacer correcciones a algunos tipos de registros
En la actualidad, las herramientas más utilizadas constan de 4 ó 6 brazos, los cuales se
abren o cierran de acuerdo al diámetro del pozo en diferentes direcciones, esta apertura
/ cierre, provoca cambios de resistencia en un puente de Wheastone, los cuales están
calibrados y responden a una variación específica del diámetro. Es de esta forma que
es posible no sólo determinar con exactitud el diámetro del pozo, sino también la
geometría del mismo; la cual puede ser relacionada con los esfuerzos de tensión /
compresión causados a la formación debido a fuerzas tectónicas.
La medición del diámetro del pozo, no sólo es importante para los analistas de registros,
también los perforadores lo necesitan para calcular el volumen de cemento necesario
para fijar las camisas, así como para el control del estado técnico del caño del pozo
REGISTROS DE IMÁGENES
Imágenes microeléctricas
Esta herramienta permite una observación continua detallada de las variaciones
laterales y verticales de la formación. Con ella realmente se “ve” la formación;
procesando las corrientes eléctricas registradas por microelectrodos se obtienen las
imágenes las cuales lucen como fotografías de núcleos.
Las herramientas de imágenes constan de cuatro brazos ortogonales, cada uno con un
patín con electrodos que se pasan pegados a la pared del pozo, con los que se
registran curvas de microrresistividad, las cuales son procesadas y transformadas en
imágenes microeléctricas.
La orientación de la herramienta está controlada por un acelerómetro y un
magnetómetro triaxiales; con la información de estos, se determina la posición exacta
de la herramienta en el espacio, por tanto la de los rasgos geológicos que esta detecta.
Cada 0.2 pulgadas de movimiento del cable, se obtiene un valor de microrresistividad
de cada uno de los electrodos, dándole a las curvas resultantes, una gran resolución
vertical, que junto a una amplia cobertura perimetral (dependiendo del diámetro del
pozo), proporciona imágenes o mapas o mapas de resistividad de la pared del pozo, de
buena nitidez y continuidad, en las cuales son evidentes una gran variedad de
características texturales y estructurales de las rocas registradas.
Para leer las imágenes se establece un código de colores, que indica con tonos claros
alta resistividad y tonos oscuros baja resistividad. Las bajas resistividades pueden estar
relacionadas con minerales conductores de la electricidad como las arcillas, pirita y
también por la presencia de filtrado de lodo no resistivo en fracturas, cavidades de
disolución o en cualquier tipo de espacio poroso, oscureciendo la imagen; mientras que
las altas resistividades (colores claros) están dados fundamentalmente por las rocas
duras. Por esta razón al leer un registro de imágenes es necesario tener bien clara la
litología, así como los elementos de los restantes registros corridos a hueco abierto.
Los echados de los elementos geológicos planares como: la estratificación,
fracturamiento, fallamiento, discontinuidades sedimentológicas (discordancias,
estilolitas, etc.) que son los más importantes, se observan en las imágenes como
sinusoides.
Los estudios de las imágenes de pozos tienen gran importancia desde el punto de vista
geológico y son de gran utilidad en los estudios de prospección de hidrocarburos:
 Proporciona una metodología para el análisis estructural (determinación de fallas,
sistemas de fracturas, etc)
 Caracterización de cuerpos sedimentarios (capas delgadas, laminaciones, tipo
de estratificación, etc.)
 Posee sensores de alta resolución que permiten resaltar la textura de las rocas.
 Permite realizar una evaluación de la porosidad secundaria (fracturamiento,
barreras impermeables, disolución, entre otras)
 Sienta las bases para el establecimiento de estudios sedimentológicos
MICROBARREDOR DE FORMACIONES (FMS)
Esta herramienta consta de 4 brazos articulados en cada uno de los cuales hay un patín
de goma con 24 microelectrodos, que se corren simultáneamente, pegados a la pared
del pozo, con lo cual se obtienen 96 curvas de microrresistividad. Las cuales son
procesadas obteniéndose la imagen de la pared del pozo, en la cual se aprecian
claramente la litología, cambios estructuro faciales y eventos tectónicos tales como
pliegues, fallas y fracturas, a los cuales es posible determina el ángulo y azimut de los
MICROIMAGENES DE LA FORMACIÓN (FMI)
Es una herramienta más avanzada que la anterior, constituye la última generación de la
serie de imágenes eléctricas. Esta herramienta tiene un diseño muy similar al FMS
descrito anteriormente; en este caso, a cada uno de los brazos se la ha añadido un
alerón (flap) con 24 microelectrodos, con lo que se logra una mayor cobertura del caño
del pozo (~ 80% en un agujero de 8.5”), con lo que se logra una mayor resolución y por
tanto, más información, con mayor grado de detalle que en la anterior.
- RESULTADOS OBTENIDOS:
En sentido general, de acuerdo a los resultados obtenidos, los registros se pueden
clasificar de diferentes maneras:
 Porosidad: Neutrónicos
 Saturación: Laterolog
 Litología: Densidad
Gamma Natural y espectral
 Estructuro – faciales: Registros de imágenes
Imagen de pared de pozo
obtenida con la herramienta FMI
1. Enlazar:
a- Gamma Natural ___ Determinación de porosidad y
b- Neutrón Neutrón Compensado ___ Mide la resistividad real de la
c- Doble Laterolog ___ Se utiliza para determinar la
porosidad de la matriz
d- Litodensidad ___ Registro de correlación
e- Sónico Compensado ___ Registro por excelencia para
determinar PHIT
2. Seleccione Verdadero o Falso:
- _____ La costra de lodo está compuesta por los elementos líquidos del lodo
- _____ El registro Gamma Natural Espectral se utiliza para el cálculo del Volumen
de arcilla (VSh)
- _____ La resistividad real de la capa (Rt) es uno de los elementos básicos para
determinar Saturación de agua (Sw)
- _____ Con un solo registro, es posible valorar las características del colector
C - DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS PETROFISICOS BÁSICOS
2. Calcular los valores de porosidad total, porosidad efectiva, volumen de arcilla y
saturación de agua a partir de los registros de pozos
En el tema de física de rocas, se trataron un grupo de parámetros de vital importancia
para el estudio y valoración de las propiedades colectoras del reservorio y su
importancia para la realización de cálculos de reservas, de ahí que su determinación en
forma precisa sea primordial
Porosidad total (PHIT)
Obtenida básicamente a partir de los registros de Neutrón compensado
(CNL) y Litodensidad (LDL), para esto, antes que todo es necesario definir la
matriz de roca predominante en el intervalo analizado ya que esta constituye
la base de todos los cálculos a realizar
NPHI: Se obtiene directamente del registro CNL
DPHI: Porosidad por densidad. Se obtiene a partir de LDL
DPHI = DPHI =
Donde : om : densidad de la matriz
or : densidad leída en el registro
of : densidad del fluido que satura los poros
PHIS: Porosidad por sónico (acústico)
tm tf
Donde : ATr: Valor medido en el registro
ATm: Valor de la matriz de roca
ATf: Valor del fluido que satura los poros de la roca
También podemos utilizar la porosidad por sónico, siempre y cuando no
existan fracturas, en este caso, SPHI < NPHI o DPHI, y se considera a la
porosidad por sónico como la porosidad de la matriz
Entonces, en sentido general la Porosidad total queda como:
PHIT =
DPHI NPHI +
En caso de que estemos en presencia de rocas gasíferas, la porosidad Total
Porosidad efectiva (PHIE):
Es la que realmente se utiliza en los cálculos de Saturación de agua (Sw), cálculos
de reservas y simulaciones numéricas de yacimientos ya que esta es la que refleja
el volumen de los poros interconectados
, )) * ( PHISh VSh PHIT PHIE ÷ =
Donde : PHIT : Porosidad Total
VSh : Volumen de arcilla
PHISh : Porosidad de arcilla (~40%)
Volumen de arcilla (VSh):
 Normalmente o generalmente se determina a partir de la curva de Gamma
corregido por Uranio (CGR) en la espectrometría Gamma Natural; aunque
también se puede determinar a partir del Potencial Espontáneo, el Doble
Laterolog, los contenidos de Torio y Potasio, etc. o combinando 2 ó más de
 A partir del registro de Espectrometría Gamma Natural (NGS)
GRl GRa
GRl GRr
Donde: GRr: Valor de GR en el registro
GRl: Valor de GR en la capa limpia (sin arcilla
GRa: Valor del GR en la capa arcillosa
 A partir del registro de resistividad (RT). Se utiliza cuando estamos en
presencia de formaciones con abundante contenido de Potasio (Ej.
Areniscas Arkósicas)
, ) RSh Rl
Donde: RSh: Resistividad de la arcilla
RT: Resistividad verdadera
Rl: Resistividad de la roca limpia
Es puede también determinar a partir de otros registros de pozos como el Potencial
Espontáneo (PS). No es muy útil en carbonatos fracturados.
Saturación de agua(Sw):
 Existen muchas formas para determinar la Saturación de agua, tanto
aritméticos como gráficos, en dependencia del tipo de yacimiento, la litología
predominante y sus características, la existencia o no de fracturas, etc. en
este caso es el analista de registros que, de acuerdo a su experiencia y a los
factores mencionados anteriormente, escoge la vía que mejor responda a las
características del reservorio
Una de las variantes más universales para la determinación de la Saturación
de agua es la ecuación de Archie
Sw = [(a*Rw) /PHIE
*RT)]
Donde: Rw: Resistividad del agua de formación
PHIE: Porosidad Efectiva
RT: Resistividad de la capa
a: tortuosidad, generalmente se toma igual a 1
m: exponente de cementación
n: exponente de saturación
Espesor efectivo (Hef):
Este valor es un parámetro muy importante para calcular los volúmenes de reservas,
por tanto, se requiere un extremo cuidado en su determinación; para esto se
establecen valores límites (cutoff) a partir de los cuales se delimita la existencia o no
de colectores gasopetrolíferos. Generalmente, en nuestros reservorios, se utilizan
como promedio los siguientes valores:
 Vsh < 25 – 30%
 PHIE > 7 - 8%
 Sw < 50%
Todos aquellos intervalos que no cumplan con TODAS estas condiciones, no se
consideran gasopetrolíferos y por tanto no constituyen espesor efectivo. La relación Hef
/ Ht, presenta un índice de la calidad del colector
D - EVALUACIÓN PRIMARIA DE LOS COLECTORES (cualitativa)
A partir de un registro primario (de campo), es posible valorar de forma cualitativa las
propiedades colectoras del corte, basándonos en características generales de
respuesta los diferentes registros ante diferentes litologías y carácter de la saturación
Un aspecto primordial a tener en cuenta es que NUNCA SE PUEDE HACER UNA
VALORACIÓN A PARTIR DE UN SOLO REGISTRO
A continuación se presenta una tabla resumen de las principales respuestas de los
diferentes registros de pozos ante distintas litologías:
Zonas arcillosas - Valores altos de las curvas de radiactividad CGR y
SGR, estas se presentan unidas
- Valores bajos en las curvas de resistividad; en
ocasiones ocurre que la curva de Rxo
(microrresistividad), presenta valores
- Porosidad Neutrón (CNL) muy alta, en ocasiones
mayor que la obtenida por Densidad (LDL)
- Diámetro del pozo mayor que el nominal, suelen
aparecer cavernas
Carbonatos densos - Valores bajos de las curvas del NGS, muy poca
separación entre ellas
- Valores extremadamente altos en las curvas de
resistividad, LLD = LLS
- PHIN = PHID = PHIS
- Diámetro del pozo nominal
Carbonatos fracturados
(petrolíferos)
- Valores altos en la curva de SGR y bajos en CGR,
por ende, mucha separación entre estas
- Valores altos de LLD y ligeramente menores en el
LLS, producto de la invasión
- PHIN = PHID > PHIS
- Diámetro del pozo nominal o menor que el de la
barrena por presencia de costra de lodo
(acuíferos)
- Valores bajos de resistividad, puede ocurrir inversión
de las curvas, o sea LLS > LLD
Existen varios métodos conocidos como de quick look, que permiten de una forma
rápida desde el punto de vista cualitativo valorar el corte
ZONA ARCILLOSA
CARBONATOS DENSOS
CARBONATO FRACTURADO PETROLÍFERO
CARBONATO FRACTURADO ACUÍFERO
1. Escoger las respuestas correctas:
- Una zona arcillosa se caracteriza por:
____ Las curvas de NGS aparecen unidas y con valores altos
____ La porosidad es baja
____ Resistividad baja
- Un carbonato fracturado petrolífero se caracteriza por:
____ Diámetro de pozo nominal o menor que el de la barrena
____ Mucha separación entre las curvas de Gamma Espectral
____ Porosidad extremadamente alta
- El Potencial Espontáneo se utiliza para:
____ Determinación de la porosidad
____ Identificación de la litología
____ Determinación de la resistividad del agua de capa
- En la determinación de la saturación de agua se tienen en cuenta:
____ Resistividad del agua de formación
____ Porosidad total
____ Porosidad efectiva
E - CONTROL DEL ESTADO TÉCNICO DEL POZO
1. Describir los diferentes registros de control del estado técnico del pozo
2. Determinar el diámetro del pozo a partir de un registro cáliper
En capítulos anteriores se mencionó que los registros de pozos, no se utilizan
exclusivamente para la determinación de propiedades petrofísicas de la formación, sino
que son ampliamente utilizadas para el control del estado técnico del pozo, en sus
diferentes etapas, tanto durante la perforación, el completamiento, puesta en
producción y liquidación de los mismos.
Cáliper:
Ya fue mencionado anteriormente
Cementometrías acústicas
CBL – VDL:
- El registro de cementometría acústica suministra una medición de la calidad
de la cementación entre camisas y entre la camisa y la formación. Esta es
una de las formas de determinar si el cemento utilizado para fijar las camisas
tiene o no la calidad necesaria para proporcionar un efectivo aislamiento
hidráulico entre las zonas porosas y permeables; así como si ha quedado
bien fijada a la pared del pozo. La información obtenida a partir de este
registro en comúnmente utilizada en la determinación de:
÷ Volumen de cemento
÷ Dónde está el tope del cemento
÷ Fuerza compresiva del cemento
÷ Localización de canales
÷ Presencia de microanillos
÷ Aislamiento zonal
Una onda acústica (compresiva) es emitida a lo largo del pozo encamisado
con una tubería de acero, siendo atenuada si la tubería tiene cemento
pegado a esta. El objetivo de este registro es medir la atenuación de la onda
acústica viajando a través del lodo y la camisa. La amplitud resultará máxima
en la camisa libre y mínima en la camisa bien cementada, ya que el cemento
atenúa la señal
La Interpretación de la curva de amplitud proporciona una vista rápida de las
condiciones del pozo, pero no es conclusiva. Para tener una interpretación
precisa deben reunirse las siguientes condiciones:
÷ La herramienta debe estar bien centralizada
÷ Se debe registrar el tiempo de tránsito
÷ Mostrarse el registro de densidad variable
La señal acústica viajando a través de la camisa de acero es recibida en un
tiempo conocido y normalmente llega antes de las señales de la formación y
el fluido. Entonces la amplitud de la señal en la camisa puede ser
perfectamente medida
- Se utiliza para la determinación de la distribución del cemento, calidad de la
cementación y daños en la camisa, utilizando la resonancia de la fortaleza de
la camisa. Para esto, la herramienta cuenta con 8 transductores enfocados
radialmente hacia toda la tubería
A diferencia de las herramientas de cementación convencionales, las cuales
sólo miden la amplitud sónica, el CET mide la longitud del sonido resonante
en la camisa con mayores duraciones del sonido indicando la ausencia de
Las mediciones pueden suministrar una imagen tridimensional de la calidad
de la cementación y del espesor de la camisa, además de ubicación orientada
de problemas en las camisas y la existencia de canales en el cemento (los
cuales pueden estar causados por desplazamientos de los centralizadores de
las camisas)
- Esta herramienta de imágenes ultrasónicas, emite pulsos de alta frecuencia
ultrasónica para hacer resonar la camisa en el modo espesor. Estos pulsos
rebotan de un lado a otro dentro de la camisa, la herramienta recibe
(escucha) la resonancia y registra la señal, mediante un procesamiento que
se hace en la unidad de registro se obtienen imágenes de alta resolución del
cemento y la corrosión en tiempo real.
La herramienta utiliza un solo transductor rotativo que actúa a la vez como
emisor y receptor, la distancia con respecto a la camisa es controlada y
optimizada con la selección del diámetro preciso del sub rotativo.
En su modo de cemento, la herramienta mide directamente la impedancia
acústica del medio que rodea a la camisa. En la unidad de superficie se
obtienen imágenes de alta resolución de impedancia acústica, estableciendo
con precisión el emplazamiento del cemento y la identificación de zonas con
aislamiento hidráulico, presencia de fluido por detrás de la camisa,etc.
Esta herramienta, también suministra una valiosa información de las
condiciones de la camisa; imágenes detalladas del radio interno, el espesor y
pérdidas exteriores de metal, representan una visión exacta de las
condiciones de la camisa
- Registro de detección de calas tanto en camisas como en tuberías de
perforación y tubing de producción. Se utiliza como registro de correlación en
los punzados , como apoyo a las cementometrías acústicas y para detectar
zonas de trabazones en tuberías
- Esta herramienta es muy sencilla, consta de un electrotermómetro, calibrado
de forma tal que proporciona el valor real de la temperatura dentro del caño
del pozo. Se utiliza para hacer mediciones de temperatura con vistas a
establecer el gradiente geotérmico de un área, detectar la altura del anillo de
cemento, movimiento de fluido, detectar zonas de entrada de agua al pozo,
etc. Se puede correr tanto a hueco abierto, como en pozos encamisados
F - HERRAMIENTAS DE CONTROL DE LA EXPLOTACIÓN
1. Conocer la existencia de herramientas de control de la explotación
Herramientas de registro de producción
Las herramientas de registro de producción, suministran mediciones de sensores en
el pozo utilizados para el análisis de pozos de producción e inyección. Esta
herramienta mide entradas y salidas de fluido, niveles estáticos, presiones en flujo y
cierre, pérdidas de presión en el tubing, etc. Como las mediciones se realizan
simultáneamente, su correlación no es afectada por inestabilidades en el pozo que
puedan traer variaciones en sus parámetros en un período de tiempo.
Ente estas herramientas hay de varios tipos:
- Flujómetros
- Identificadores de fluido
- Herramientas de correlación
÷ Fundamentals and Practical Approach to formation evaluation. James D.
÷ Principios / Aplicaciones de la Interpretación de Registros. Schlumberger
÷ Log Interpretation Charts. Schlumberger
÷ El pozo Ilustrado. PDVSA
÷ Compensated Bond Log. Norjet
÷ Herramienta de Servicio Micro Barredor de Formaciones. Schlumberger
÷ Cased Hole Logging Equipment. Sondex
÷ Natural Gamma Ray Spectrometry. Essentials of NGS Interpretation
÷ Formation Evaluation I. Log Evaluation. Treatise of Petroleum Geology
Reprint Series, No. 16. AAPG
1. Descripción del Curso Código del Curso: Título del Curso Evaluación de Formaciones Horas: 30 Calendar Description:
2. Major Topics Time Allocation Teórica Laboratorio 4 hr 2 4 hr 2 3 hr 3 hr 3 hr 2 hr 30 hr 3 hr 3 hr 1 hr
A. Física de rocas B. Tipos de registros de pozos C. Evaluación primaria de los colectores D. Determinación de parámetros petrofísicos básicos E. Control del estado técnico del pozo Herramientas auxiliares y F. de control de la producción TOTAL 3. BIBLIOGRAFÍA
Total 6 hr 6 hr 6 hr 6 hr 4 hr 2 hr 30 hr
Manual de Evaluación de Formaciones para operadores Principios / Aplicaciones de la Interpretación de registros Schlumberger Log Interpretation Charts 1997 Schlumberger Handbook of Log Evaluation Techniques for Carbonate Reservoirs George B. Asquith 1985 Presentaciones en Power Point. Videos vistos en clases.
4. MÉTODO Conferencia, Empleo de presentaciones en Power Point. Demostraciones prácticas, Un solo instructor puede impartir el contenido ya que son nociones específicas 2
5. RESULTADOS DEL APRENDIZAJE A. FÍSICA DE ROCAS. Una vez terminada esta Guía los estudiantes serán capaces de reconocer las principales propiedades petrofísicas de las rocas: porosidad, tipos y características; permeabilidad, volumen de arcilla y saturación de agua y su incidencia en la industria petrolera 1. Explicar que es la porosidad y su importancia en la industria petrolera de forma efectiva 2. Identificar los tipos de porosidad existentes y su influencia en los parámetros de colector 3. Citar la importancia del conocimiento del volumen de arcilla en la determinación de la porosidad efectiva 4. Explicar el concepto de permeabilidad y su importancia dentro de un yacimiento gasopetrolífero 5. Definir que es la saturación de agua de un colector y como se expresa en términos de saturación de hidrocarburos Tipos de registros de pozos Una vez terminada esta Guía los estudiantes serán capaces de identificar los diferentes registros de pozo de acuerdo tanto a sus principios físicos de B. medición, como a los resultados obtenidos de las mediciones con estos 1. Conocer las diferentes herramientas de registros de pozo existentes, de acuerdo a sus principios físicos de medición. 2. Conocer la clasificación de las herramienta de registros de pozos de acuerdo a su utilización.
C. DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS PETROFÍSICOS BÁSICOS Una vez terminada esta Guía los estudiantes serán capaces de determinar los parámetros petrofísicos básicos para la valoración de las propiedades colectoras del corte: Porosidad total, Porosidad efectiva, Volumen de arcilla, Saturación de agua, etc 1. Identificar los parámetros petrofísicos básicos
2. Calcular los valores de Porosidad total, Porosidad efectiva, Volumen de arcilla y Saturación de agua a partir de registros de pozos. D. EVALUACIÓN PRIMARIA DE LOS COLECTORES. Una vez vencido el tema el estudiante será capaz de, valorar cualitativamente las propiedades colectoras del corte a partir de un registro de pozo primario (de campo) 1. Identificar las respuestas de los registros ante diferentes litologías y características colectoras del corte E. CONTROL DEL ESTADO TECNICO DEL POZO Una vez vencido el tema el estudiante será capaz de identificar los diferentes tipos de registros que se utilizan para valorar el estado técnico del pozo: cáliper, registros del estado del cemento, localizadores de calas, etc.. 1. Describir los diferentes tipos registros de control del estado técnico 2. Determinar el diámetro del pozo a partir de un registro de cáliper 3. Valorar la calidad de la cementación F. HERRAMIENTAS DE CONTROL DE LA PRODUCCION. Una vez vencido el tema el estudiante será capaz de conocer la existencia de herramientas que se utilizan para valorar la producción en los pozos 1. Conocer la existencia de las herramientas de control de la producción Elaborado por: Aprobado por: Outline Date: Outline ID: Ing. Esther María Bisbé York
....................................... 23 Potencial espontáneo ............................................. 26 REGISTROS DE IMÁGENES .................. 22 Registros de inducción ... 34 D ..................... 37 CARBONATO FRACTURADO PETROLÍFERO ................... 28 MICROIMAGENES DE LA FORMACIÓN (FMI) .................................................... 29 EJERCITACION: ................................................................... 30 C ...................................INDICE: EVALUACIÓN DE FORMACIONES ....................................................................................... 32 Volumen de arcilla (VSh): .............................. 21 Registros de microrresistividad ....... 26 MICROBARREDOR DE FORMACIONES (FMS)................................FÍSICA DE ROCAS:............................................................................................................................................................................................. 29 Porosidad ................TIPOS DE REGISTROS DE POZOS.............................................................................................................................................. 24 REGISTRO SONICO........... 36 CARBONATOS DENSOS.................................................................................................... 11 VOLUMEN DE ARCILLA (VSh) .................................................................................................................................................................................................................................. 25 Registro sónico compensado .................................................................................................... 29 Litología.............................................. 15 Herramientas de radiactividad Natural: ....................................................................................... 26 Cáliper ................................. 33 EJERCITACION: ...................... 32 Saturación de agua(Sw):....... 7 INTRODUCCIÓN: .......................................DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS PETROFISICOS BÁSICOS .......................................... 25 REGISTROS MECÁNICOS.................................... 15 Registros de radiactividad provocada por fuentes:............................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................. 31 Porosidad efectiva (PHIE):.............................................. 15 REGISTROS RADIACTIVOS: ......................................................... 28 RESULTADOS OBTENIDOS: ...... 29 Saturación ............................................................................................................................ 11 SATURACIÓN DE AGUA (Sw) ........................................................................................................................................................................................................................................................... 21 Registros eléctricos de corriente enfocada.................. 26 Imágenes microeléctricas............ 12 EJERCITACION: ........................................................................................................................................................................... 33 Espesor efectivo (Hef):............................................. 17 Registros radiactivos realizados a partir de fuentes de impulsos ....................................................... 38 5 ...................................................................................................................................................................................... 19 Registros eléctricos convencionales: .................................... 19 REGISTROS ELÉCTRICOS ............................................. 13 B ................................................................................................................ 8 POROSIDAD ........ 31 Porosidad total (PHIT)................................................................... 15 PRINCIPIOS DE MEDICIÓN: .................................................. 11 ESPESOR EFECTIVO (Hef)................................... 35 ZONA ARCILLOSA ...............................................................................................................EVALUACIÓN PRIMARIA DE LOS COLECTORES (cualitativa) .............................................................................................................................................................................................................................................................................................................. 8 PERMEABILIDAD (k)................ 7 A .....
..................................................... 41 CET: ............................................................................................................................................................................................... 39 EJERCITACION: ................................................................................................ 45 Herramientas de registro de producción ............................ 41 Cáliper:............................ 43 TERMOMETRÍA: ................................................. 44 F ..................................................................CARBONATO FRACTURADO ACUÍFERO ................ 45 BIBLIOGRAFÍA:......................................................... 41 CBL – VDL: ................................................................... 40 E ........................................................................................................................................................................ 42 CCL:........................CONTROL DEL ESTADO TÉCNICO DEL POZO.................................................................................................... 46 6 ............... 42 USI: .................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................... 43 EJERCITACION ........... 41 Cementometrías acústicas..............HERRAMIENTAS DE CONTROL DE LA EXPLOTACIÓN.......
en tiempo casi real información fidedigna y bastante precisa del corte atravesado por el pozo. el cemento por detrás de estas. se hace imposible bajar las herramientas a cable. tipo y características del lodo con que se perforó.EVALUACIÓN DE FORMACIONES INTRODUCCIÓN: Los registros de pozo constituyen. trabajos de simulación numérica. Estas mediciones se realizan tanto a hueco abierto como en pozos encamisados En ocasiones. ya que mientras mayor sea el volumen de información complementaria que se tenga. en este caso. se determinan los parámetros necesarios para evaluar las propiedades colectoras del corte. donde el cable se baja a través de una ventana situada en la tubería de perforación y se conecta ayudado por bombeo de lodo a la cabeza de la herramienta situada en la punta de la tubería. mediante el cual la herramienta de registro se ensambla a la sarta de perforación y es bajada con esta al pozo hasta una determinada profundidad. realización de cálculos de reservas del yacimiento. las camisas. con este se puede obtener de forma indirecta. Las mediciones geofísicas en pozos se realizan mediante diferentes herramientas de registro (sondas) que se bajan por dentro del caño. monitoreo de la producción. resistividad del agua de formación. es muy importante tener claras las características del reservorio: litología predominante. debido a la complejidad en la construcción de los pozos (en el caso nuestro horizontales). mayor será la precisión que se logre en los resultados 7 . se utiliza el TLC (Tough Loggin Condition). A partir de la medición de diferentes propiedades físicas. posteriormente esta ventana es fijada y se continúa la bajada de los equipos en el hueco abierto conjuntamente con el cable de registro ya conectado. así como facilitar el conocimiento del estado técnico del caño. etc. Para lograr un buen resultado en el procesamiento e interpretación de los registros. ingenieros de yacimientos. conectadas mediante un cable a la unidad de superficie donde se procesa la señal procedente de la formación. una herramienta imprescindible para la evaluación de formaciones. existencia de zonas de pérdidas de circulación. Es por esta razón que el interpretador o analista de registros tiene que trabajar en estrecha cooperación con otros especialistas tales como geólogos. ya que estos son factores que pueden influir mucho en los resultados. etc. definir el completamiento del pozo. desde su introducción en el año 1927. perforadores.
es la fracción del volumen de total de una muestra que es ocupada por poros o huecos. = V huecos /V total de roca 8 . Esta propiedad de la roca. La cantidad de petróleo y/o gas contenida en una unidad volumétrica del yacimiento es el producto de su porosidad por la saturación de hidrocarburos. los principales parámetros petrofísicos requeridos para evaluar un depósito son entonces: porosidad. 4. es conocer saber con que facilidad puede fluir un líquido a través del medio poroso. que depende de la manera en que los poros están interconectados es la permeabilidad. Identificar los tipos de porosidad existentes y su influencia en los parámetros de colector 3. Citar la importancia del conocimiento del volumen de arcilla en la determinación de la porosidad efectiva. saturación de hidrocarburos. o sea. Conocer los elementos básicos que componen la física de rocas 2.A . Para calcular las reservas totales y determinar si estas son comerciales. temperatura. se requiere del volumen de la formación que contiene estos. área y permeabilidad. espesor. aunque pueden aparecer en otros tipos de litologías tales como vulcanógenos sedimentarios y ofiolitas. es necesario conocer el espesor efectivo y el área del yacimiento y así determinar el volumen. Además de la porosidad y de la saturación de hidrocarburos. calizas y dolomitas. constituidos generalmente por areniscas. y la presión del yacimiento así como la litología que pueden desempeñar un papel importante en la evaluación y futuro desarrollo del yacimiento POROSIDAD La porosidad es el volumen de poros por cada unidad volumétrica de formación.FÍSICA DE ROCAS: Objetivos: 1. Definir que es la saturación de agua (Sw) de un colector y cómo se expresa en términos de saturación de hidrocarburos Casi toda la producción de petróleo y gas en la actualidad se extrae de acumulaciones en los espacios porosos de las rocas de los yacimientos. además de la geometría. es símbolo de la porosidad es o PHI. Resumiendo. espesor efectivo. Para evaluar la productividad del yacimiento.
las areniscas bien consolidadas pueden tener porosidades del 10 – 15%. las lutitas o arcillas pueden tener valores de porosidad por encima del 40%. por lo general ha existido en las formaciones desde el momento en que se depositan. las aguas de infiltración ligeramente ácidas pueden crear y agrandar los espacios porosos al desplazarse a través de canales de interconexión en las calizas y los caparazones de pequeños crustáceos atrapados en el interior pueden disolverse y formar cavidades. los carbonatos densos (calizas y dolomitas) y las evaporitas (sal. este proceso.Poros La porosidad de las formaciones subterráneas puede variar en alto grado. Por otro lado. sin embargo. las calizas y dolomitas. en estas. pueden infiltrarse a través de la calcita. Asimismo también pueden tener porosidad secundaria en forma de pequeñas cavidades. Las porosidades se clasifican de acuerdo a la disposición física del material que rodea los poros y a la distribución y forma de los mismos. el volumen real de las fracturas es 9 . En una arena limpia (sin arcilla) la matriz de roca se compone de granos de arena individuales. en sentido general. fisuras o grietas. que se agregan al volumen de poros. Por ejemplo. lleva a una reducción del volumen de la matriz y por consiguiente un aumento de su porosidad. A esta porosidad se le llama intergranular o de matriz. Sin embargo. yeso. las aguas de infiltración ricas en minerales pueden formar depósitos que sellan parcial o totalmente poros y canales de una formación. se pueden presentar tensiones en la formación causando redes de fracturas. por esta razón también se les conoce como porosidad primaria. Las aguas ricas en sales de magnesio. los poros son tan pequeños que la roca es impermeable al flujo de los líquidos comportándose como sello. reemplazando gradualmente al calcio por magnesio. Según la forma en que fueron depositados. reduciendo de esta forma su porosidad y/o alteran la geometría de los poros. también pueden presentar porosidad intergranular. las arenas no consolidadas pueden llegar hasta el 30% o más de porosidad. con una forma más o menos esférica y apiñados de manera que los poros se encuentran entre los granos. anhidrita). pueden tener una porosidad prácticamente nula. Debido a la acción de fuerzas tectónicas. la porosidad secundaria se debe a la acción de aguas de formación y fuerzas tectónicas en la matriz de roca después del depósito.
desarrollada en la sedimentación original. 10 .relativamente pequeño. encontramos varios tipos de porosidad secundaria relacionados dentro de un mismo colector. En formaciones que contienen arcillas. Porosidad primaria: Usualmente granular o intergranular. Porosidad efectiva (PHIE): Es la suma de las porosidades conectadas. pero existen las otras mencionadas anteriormente. o sea la suma de las porosidades primaria y secundaria. fracturación por causas tectónicas. vúgulos de disolución interconectados por fracturas Muestra de roca. durante la formación de las rocas Porosidad secundaria: Desarrollada después del proceso de formación de la roca. por tanto no suelen aumentar la porosidad de la roca en forma significativa. etc. por disolución los carbonatos (calizas y dolomitas). aunque si pueden incrementar su permeabilidad en gran medida Resumiendo: Porosidad: Capacidad de una roca para contener fluidos o gases. En ocasiones. donde se aprecian claramente fracturas Porosidad total (PHIT): Total de huecos de las rocas. la diagénesis / dolomitización. la porosidad efectiva se obtiene restándole a la porosidad total el efecto provocado por la presencia de esta. La porosidad de fractura es generalmente considerada como la porosidad secundaria por excelencia. por ejemplo. por aguas subterráneas formando vúgulos. tanto primaria como secundaria. Es la parte no sólida de la roca (huecos) dividida entre el volumen total de roca.
por lo tanto. la formación tendrá un 100% de saturación de agua. VOLUMEN DE ARCILLA (VSh) Como se planteó en los puntos anteriores. pero como esta es muy grande. por lo general. la porosidad total está seriamente influida por la arcilla. sin embargo esto no se cumple absolutamente. pueden presentar fracturas o fisuras de gran extensión. en este caso. aunque la porosidad sea baja. la permeabilidad será una constante siempre y cuando el líquido no interactúe con la roca en si. una permeabilidad mayor se acompaña de una porosidad mayor. Así existe cierta relación entre la porosidad y la permeabilidad. es la fracción del volumen poroso que contiene petróleo y/o gas. por lo tanto sus permeabilidades son muy bajas o nulas Otras formaciones. Las lutitas. Si sólo existe agua en los poros. comúnmente se utiliza la milésima parte o sea milidarcy (md) Una roca debe tener fracturas. de este modo la suma de todas las saturaciones de una determinada roca de formación debe ser igual al 100%. La saturación de petróleo o gas. arcillas y algunos tipos de arenas. capilares o poros interconectados para ser permeables. que sí da una medida real del volumen de poros interconectados SATURACIÓN DE AGUA (Sw) La saturación de una formación. tienen altas porosidades.Sw 11 . En los colectores que presentan un cierto volumen de arcilla. pero debido al pequeño tamaño de sus granos. La unidad de permeabilidad es el darcy. En una determinada muestra de roca y con cualquier líquido homogéneo. Los poros deben saturarse con algún líquido. presentando valores altos que no responden realmente a las potencialidades del colector.PERMEABILIDAD (k) Es una medición de la facilidad con que los líquidos fluyen a través de una formación. por lo cual funcionan como un sello de los reservorios. tienen muy baja permeabilidad. es la fracción del volumen poroso que ocupa un fluido determinado. Cuando la saturación de agua es 100% esto implica una saturación de hidrocarburos igual a 100% . la saturación de agua es la fracción o porcentaje del volumen poroso que contiene agua de formación. generalmente poco porosas como los carbonatos. sin embargo sus granos son tan pequeños que los caminos que permiten el paso de fluidos son escasos y tortuosos. las arcillas y lutitas tienen valores de porosidad muy altos. su permeabilidad puede ser muy grande. por eso se hace imprescindible calcular el volumen de arcilla con la mayor precisión posible para poder determinar la porosidad efectiva.
sin embargo. sin importar cuan "rica" sea la roca del yacimiento de petróleo y gas. eliminando todas aquellas zonas correspondientes a arcillas. las que se circunscriben realmente a los volúmenes de roca que son colectores de hidrocarburos 12 . Alguna cantidad de hidrocarburos permanece atrapada en partes del volumen poroso. rocas densas (sin porosidad) o colectoras de agua. Del mismo modo. a esta se le denomina saturación de petróleo residual ESPESOR EFECTIVO (Hef) No es más que el espesor total de roca que es realmente colector potencial de hidrocarburos. es imposible retirar todos los hidrocarburos por medio de las técnicas de extracción o recuperación más comunes. siempre habrá una pequeña cantidad de agua capilar que el petróleo no puede desplazar. en el caso de una roca de un yacimiento de petróleo. esto se conoce como saturación de agua residual. de esta forma se evita la sobrevaloración de las reservas.La saturación de agua de una formación puede variar desde el 100% hasta un valor muy pequeño. rara vez es nula.
Sopa de letras. Seleccione la respuesta correcta: La porosidad total se define como: ____ Volumen de huecos ____ Espacio dentro de la roca.EJERCITACION: 1. mayor será su permeabilidad ____ Disminuye con la fracturación 13 . Completar los espacios en blanco: La _______________________________ es la fracción del volumen poroso que ocupa un fluido determinado La capacidad de una roca para contener fluidos o gas se denomina: _____________________________ 3. encuentre las propiedades físicas básicas: E N E R G E T I C A O L A P O S T E V R S S I L A R C I L L O S I D A D E D A D I L I B A E M R E P N F D V L C T M U N I D A D O Q W A R S D F Y P U I B S A B C S R E G I Y T R O N O R S O I X Z I I D A V I N C I H P Z A I M L Y D M L R A P M A L R A E O C O B O A P A A E N E S O L E R T U I N A D R E F L E X I O N D T R R N O M I L A G R O M I U Y T R T Y O O N P E R F O R A C I O N N P O P 2. originado por fuerzas tectónicas ____ Volumen de huecos entre el volumen total de roca La permeabilidad: ____ Es una medida de la facilidad con que fluyen los fluidos a través de la formación ____ Depende de la porosidad. mientras más porosa sea la roca.
disminuyéndola ____ Es importante para el cálculo de la porosidad efectiva ____ Se determina a partir del registro de temperatura El espesor efectivo es: ____ Todo el intervalo correspondiente a la capa productiva ____ Intervalo total registrado ____ Intervalo que cumple con una serie de requisitos de colector 14 .El volumen de arcilla: ____ Afecta seriamente la porosidad total.
TIPOS DE REGISTROS DE POZOS Objetivos: 1.Enfocados . Conocer la clasificación de las herramientas de registros de pozos de acuerdo a su utilización - PRINCIPIOS DE MEDICIÓN: De acuerdo al principio físico de medición los registros de pozos pueden ser: Radiactivos . de acuerdo a su principio físico de medición 2.Inducción . En las formaciones sedimentarias.Radiactividad Natural -Radiactividad fuentes provocada Gamma Natural Espectrometría Gamma Natural por Neutrón Gamma Neutrón – Neutrón Gamma Gamma (Litodensidad) por TDT Eléctricos Sónicos -Radiactividad provocada generadores .Convencionales .Potencial Espontáneo .Cementometrías CBL– VDL CET USI Mecánicos Imágenes Producción .FMI .USI . Conocer las diferentes herramientas de registros de pozo existentes. miden la radiactividad natural de las rocas. el registro normalmente refleja el contenido de arcilla ya 15 .B .Microperfilaje .Sónico Compensado .UBI .PLT REGISTROS RADIACTIVOS: Herramientas de radiactividad Natural: Gamma Natural (GR o SGR) Como su nombre lo indica.FMS .Cáliper .
Cada uno de estos elementos radiactivos al desintegrarse lo hace con un nivel de energía constante y diferente entre sí. Torio y Uranio radiactivos en la formación. lo cual permite determinar las concentraciones de Potasio. reentradas en pozos viejos. La mayor parte de la radiación por rayos Gamma en la tierra se origina por la desintegración de 3 isótopos radiactivos: Potasio 40 (K40). lo que lo hace muy útil como curva de correlación en operaciones de terminación.que los elementos radiactivos (Thorio y Potasio) tienden a concentrarse en las arcillas y lutitas. Este registro puede correrse en pozos encamisados. Espectrometría Gamma Natural Este registro. reparación y punzado de pozos. Las formaciones limpias generalmente tienen valores bajos de radiactividad a no ser que aparezcan elementos contaminantes radiactivos tales como cenizas volcánicas o residuos de granito. lo que permite. mide al igual que el anterior la radiactividad natural de las rocas. puede reflejar valores elevados. Esto es muy útil si se tiene en cuenta que K y Th los encontramos mayoritariamente en arcillas y lutitas. ajustando ventanas de energía determinar la concentración de cada uno de estos elementos. 16 . Es esto. sino que se mide además el número de rayos gamma y el nivel de energía de cada uno. precisamente lo que permite que sea utilizado para la determinación del volumen de arcilla. también la presencia de sales de Uranio en fracturas y materia orgánica. etc. la diferencia entre ambos viene dada por el hecho de que en la variante espectral no sólo se registra la radiactividad total. mientras que generalmente en las fracturas hay presencia de sales de Uranio. Uranio 238 (U238) y Torio 232 (Th232).
con lo cual se compensan los efectos del pozo y se obtiene directamente la porosidad. situada en la herramienta “bombardea” la formación con neutrones los cuales pasan a través del caño del pozo interactuando (chocando) con los núcleos de Hidrógeno presentes en los poros de la roca. Registros de densidad 17 . esta herramienta determina el volumen de Hidrógeno contenido en los poros. los neutrones debilitados por estas. ya que esta se obtiene mediante un algoritmo que tiene en cuenta la matriz de la roca. formando parte de los fluidos que estas contienen (los neutrones tienen aproximadamente la misma masa que los núcleos de Hidrógeno. La herramienta de Neutrón Compensado (que se utiliza actualmente en nuestro país) consta de un emisor y dos detectores. En realidad. en el primer caso. Es muy importante tener clara la litología que predomina en el corte para determinar la porosidad. el cual es proporcional a la porosidad total y esto es lo que permite calcular con bastante precisión el valor de la misma.Este registro se presenta con 2 curvas: SGR – Gamma Natural Total y CGR – Gamma Natural corregido por Uranio Registros de radiactividad provocada por fuentes: Registros neutrónicos Una fuente de neutrones. lo que disminuye su velocidad y luego son capturados por el detector de la herramienta. utilizando una matriz predeterminada (caliza. arenisca o dolomita). Existen dos tipos de detectores: de radiaciones Gamma y de Neutrones. se detectan las radiaciones gamma producidas por efecto de las colisiones y en el segundo.
que a su vez depende de la densidad del material de la matriz de roca. la cual es equivalente a su densidad mineralógica. que es extremadamente útil para la determinación de la litología y sus variaciones. Esta clase de interacción se conoce como Efecto Compton. mientras que las litologías más comunes: caliza. teniendo en cuenta la litología predominante se determina la porosidad. En consecuencia. los rayos Gamma pierden algo de su energía.Una fuente radiactiva que se aplica a la pared del pozo. Los rayos Gamma dispersos llegan al detector que está a una distancia fija de la fuente y se cuentan.08.01 barn/e respectivamente. También es usada para valorar cualitativamente el daño causado en la formación por la utilización de Barita (BaSO4) en el lodo de perforación.. 3. dolomita y arenisca tienen 5. independientemente de la porosidad. la respuesta de esta herramienta está determinada por la densidad de electrones (número de electrones por centímetro cúbico) de la formación. Se puede considerar a estos rayos como partículas de alta velocidad que chocan con los electrones de la formación. La cantidad de colisiones en el Efecto Compton. ­ Curva de Factor Fotoeléctrico. emite a la formación rayos Gamma de mediana energía. la porosidad de la formación y la densidad de los fluidos que llenan los poros Con esta herramienta se obtiene: ­ Curva de densidad a partir de la cual. La cual está relacionada con la densidad volumétrica real. es proporcional a la densidad electrónica de la roca. está directamente relacionada con el número de electrones de la formación. ya que esta presenta un valor de PEF anómalamente alto (266. Con cada choque. 18 .8 barn/e). este valor. ya que cada roca cuenta con su valor del factor fotoeléctrico bien definido. aunque no toda. la ceden al electrón y continúan con energía disminuida.14 y 1.
Sm.Vcl -f) Sm + VclScl +f ( 1. Una fuente de neutrones de alta energía emite neutrones que interactúan con los núcleos de la formación con pérdida progresiva de su energía hasta llegar al estado térmico. la cantidad de rayos gamma decae exponencialmente durante el periodo de medición. Registros radiactivos realizados a partir de fuentes de impulsos La herramienta TDT fue diseñada para la evaluación de formaciones en la etapa de producción del pozo. Scl. El principio de medición es detectar los cambios relativos en la población de neutrones térmicos en el medio. cuando pueden ser capturados por un núcleo. Después de la emisión de un pulso de neutrones. REGISTROS ELÉCTRICOS Antes de adentrarnos en el estudio de las herramientas de registro eléctrico. en dependencia de las variaciones del diámetro del pozo Los registros de densidad se utilizan principalmente como registros de porosidad.­ Corrección de densidad.Sw)Sh + f SwSw donde f porosidad. propiedades mecánicas de las rocas. El proceso de captura es el factor más importante de la disminución de la población de neutrones térmicos. es necesario conocer los efectos causados en las rocas colectoras por el fluido de perforación: 19 . Sw . evaluación de arenas con arcillas y de litología compleja. detección de gas. Sh. La sección de captura macroscópica S se relaciona con el factor tS = 4550 / t La sección de captura macroscópica de una mezcla de componentes es la suma de los productos de la sección de captura de cada componente por su respectiva fraccion de volumen. Esto permite utilizar el método TDT para de forma segura detectar intervalos petrolíferos sobre todo cuando el producto ( porosidad X salinidad ) es elevado. la arcilla ( clay). mientras que entre el agua dulce y el petróleo casi no hay diferencia. determinación de presiones de sobrecarga. representa la corrección automática que se hace a los valores de densidad cuando se procesa el registro durante su adquisición. del hidrocarburo y del agua. De forma general responde a la ecuación de registro: STDT = (1 . Por ello t refleja las propiedades de captura neutrónica de la formación. La constante de tiempo t de la curva se denomina tiempo de decaimiento térmico. Para altas salinidades es muy marcado el contraste entre los valores de S para el hidrocarburo y el agua. etc. Otros usos incluyen la identificación litológica y mineralógica en el corte.sección de captura de la matriz. determinación de la densidad de hidrocarburos. Existe una similitud entre los registros TDT y los de resistividad. El fenómeno de captura esta acompañado por la emisión de rayos gamma que son detectados por la herramienta o miden la densidad de neutrones térmicos.
La resistividad verdadera de la formación (Rt) en un parámetro clave para determinar la saturación de hidrocarburos.Durante el proceso de perforación. La electricidad puede pasar a través de la formación. en ella encontramos una mezcla de filtrado de lodo con fluido de capa Zona virgen: Es la más alejada del pozo. en ella sólo encontramos fluido de capa Costra de lodo Zona lavada Zona invadida Zona virgen Este fenómeno es muy importante tenerlo en cuenta al analizar las lecturas de resistividad obtenidas a partir de herramientas con diferentes profundidades de investigación. ha sido desplazado por el filtrado del lodo Zona invadida: Es una zona de transición. La resistividad de una formación depende de: 20 . Por lo tanto. en presencia de rocas colectoras. (permeables). en ella todo el fluido móvil que se encontraba. las rocas subterráneas tienen resistividades medibles y finitas debido al agua conductiva dentro de sus poros o al agua intersticial absorbida por una arcilla. sólo debido al agua conductiva que contenga la misma. lo cual provoca la creación de 4 zonas de resistividad: Costra de lodo: Formada por los componentes sólidos del lodo que se quedan ”pegados” a la pared del pozo Zona lavada: Es la zona inmediata al pozo. aparte de que constituye un elemento cualitativo para valorar la presencia de intervalos colectores. se produce la invasión del filtrado de lodo dentro de estas.
Registros eléctricos convencionales: Se envía corriente a la formación. será el punto medio entre los electrodos MyN El pozo y las formaciones adyacentes. pueden afectar de manera considerable las respuestas de los sistemas convencionales de registros Registros eléctricos de corriente enfocada Los factores que afectan a los registros convencionales. el punto de medición es el punto medio entre los electrodos A y M mientras que en la lateral. Se conocen 2 arreglos básicos de electrodos: Normal y Lateral. A partir de los voltajes medidos. estos pueden ser de varios tipos: convencionales. de microrresistividad. será la profundidad de investigación. de inducción. se minimizan por medio de herramientas que utilizan corrientes de enfoque para controlar la trayectoria que sigue 21 . de corriente enfocada. se determina la resistividad para cada dispositivo. por medio de electrodos de corriente y se mide la diferencia de potencial entre los electrodos de medición.Resistividad del agua de formación Cantidad de agua presente Geometría estructural de los poros Presencia de elementos conductores de la corriente Los registros de resistividad fueron los primeros que se introdujeron en la industria petrolera y han evolucionado mucho desde entonces. De acuerdo al espaciamiento entre los electrodos de corriente (A y B) y los de medición (M y N). en la herramienta normal. entre otros.
su efecto depende de su resistividad (Rmc) y el espesor (hmc) 22 . La costra afecta las lecturas de microrresistividad. De este tipo de herramienta han existido varias variantes. así como proporcionar dos valores de resistividad: uno profundo (correspondiente a la zona virgen) o sea resistividad real de la formación (RT) y otro somero (correspondiente a la zona invadida) Registros de microrresistividad Los dispositivos de microrresistividad se utilizan para medir la resistividad de la zona lavada (Rxo) y para describir capas permeables por medio de la detección de la costra de lodo. consta de dos juegos de electrodos situados a ambos lados de la herramienta. como en las restantes herramientas de resistividad. Este arreglo proporciona un enfoque al flujo de la corriente que lo obliga a penetrar en la formación sin desviarse hacia arriba y hacia abajo en el caño del pozo. de 3. más allá de la pared del pozo. Estas mediciones son importantes por varias razones: cuando la invasión varía de moderada a profunda. Las corrientes que salen de los electrodos en el patín de la herramienta deben pasar por la costra para alcanzar la zona lavada. Electrodos especiales en las sondas emiten dichas corrientes. conocer Rxo. Para que el efecto del pozo no afecte la lectura.la corriente de medición. que se presiona contra la formación y reduce el efecto de cortocircuito del lodo. En la actualidad el más utilizado es el Doble Laterolog. debido a que la zona lavada puede extenderse sólo unos cuantos cm. es la medición de la resistividad verdadera de la formación. Su objetivo. este dispositivo. permite corregir la medición profunda de resistividad. 7 y 8 electrodos. de acuerdo a la resistividad real de la formación. la herramienta debe tener una profundidad de investigación muy baja. así como la detección de forma cualitativa de la presencia de colectores Para medir Rxo. se utiliza una herramienta con un patín que lleva electrodos a intervalos cortos.
Los instrumentos de electrodos no funcionan en medios no conductivos. Tiene como desventajas que requiere de centralizadores para una mayor precisión y como se explicó anteriormente. cuando se utilizaba en pozos con lodos en base a aceite. Ya que la corriente alterna en la bobina de trasmisión es de amplitud y frecuencia constantes. se desarrolló en principio para medir la resistividad de la formación en pozos perforados con lodos en base a aceite o perforados neumáticamente (con aire) o aquellos que la formación mayoritariamente presente resistividades bajas ( 200 -m). Se envía una corriente alterna de alta frecuencia y de intensidad constante a través de la bobina trasmisora. los registros de inducción. no se obtienen buenos resultados en pozos perforados con lodos muy conductores o en formaciones donde las resistividades son mayores de 200 -m La herramienta de inducción básicamente. 23 . se crea un campo magnético alterno que induce corrientes hacia la formación alrededor del agujero. pueden enfocarse con el propósito de minimizar la influencia del agujero. estas corrientes fluyen en anillos de forma circular que son coaxiales con la bobina de trasmisión y crean a su vez un campo magnético que induce un voltaje en la bobina receptora. Diseñados para una investigación profunda.En la actualidad se utilizan las herramientas de microrresistividad enfocada que trabajan según el mismo principio que el Laterolog Registros de inducción La herramienta de registro de inducción. el voltaje inducido en la bobina receptora es proporcional a las corrientes del anillo y por tanto a la conductividad de la formación. Con el tiempo se demostró que el registro de inducción tenía muchas ventajas sobre el registro convencional. se compone de dos bobinas una transmisora y otra receptora. las formaciones adyacentes y la zona invadida.
Entre sus aplicaciones se encuentran las siguientes: Diferenciar rocas potencialmente productoras (porosas y permeables) calizas. es al igual que el Gamma Natural un registro de fenómenos físicos naturales que ocurren naturalmente en las rocas in situ. La curva de SP registra el potencial eléctrico (voltaje) producido por la interacción del agua de formación. Enfrente de lutitas y arcilla. dolomitas y areniscas de arcillas y lutitas Definir los límites de las capas y permitir la correlación entre las mismas Proporciona una indicación de la arcillosidad de las capas.Potencial espontáneo La curva de Potencial espontáneo (SP). Ayudar a la identificación de la litología Permitir la determinación de la resistividad del agua de formación (Rw) La curva SP es un registro de la diferencia entre los potenciales eléctricos de un electrodo móvil en el pozo y otro fijo en la superficie en función de la profundidad. 24 . el fluido de perforación y ciertas rocas selectivas de iones (lutitas y arcillas). la curva SP por lo general define una línea más o menos recta en el registro que se conoce como línea base de las arcillas.
Los tiempos de tránsito sónicos también son utilizados para interpretar registros sísmicos Registro sónico compensado La herramienta sónica compensada. esta dependencia hace que el registro sónico sea muy útil como registro de porosidad. Una computadora en superficie promedia automáticamente los valores t de los dos conjuntos de receptores para compensar los efectos del agujero. Esta sonda. Uno superior y otro inferior y dos pares de receptores sónicos. Si la salinidad del agua de formación es mayor que la del filtrado. estas diferencias tienden a alcanzar una deflexión esencialmente constante. la curva presenta variaciones con respecto a la línea base de las arcillas. una herramienta sónica consiste en un trasmisor que emite impulsos sónicos y un receptor que capta y registra los impulsos. envían pulsos alternativamente y los valores de t se leen en pares alternados de receptores. REGISTRO SONICO En su forma más sencilla. si el contraste de resistividad es a la inversa. El registro sónico es simplemente un registro en función del tiempo t que requiere la onda para atravesar un pié (30. definiendo así la línea de arenas. La computadora integra también las lecturas de tiempo de tránsito para obtener tiempos de tránsito totales 25 .4cm) de formación. Cuando se conoce la litología. utiliza dos trasmisores. la deflexión será hacia la izquierda. Este es conocido como tiempo de tránsito ( t). la deflexión será hacia la derecha. Los trasmisores de la herramienta. La deflexión puede ser hacia la izquierda (negativa) o hacia la derecha (positiva). dependiendo de las salinidades relativas del agua de formación y el filtrado de lodo. reduce sustancialmente los efectos de ruido provocados por cambios en el agujero y errores por inclinación del equipo. el tiempo de tránsito para una formación determinada depende de su litología y la porosidad.Frente a formaciones permeables. en capas gruesas.
sino también la geometría del mismo. Es de esta forma que es posible no sólo determinar con exactitud el diámetro del pozo. no sólo es importante para los analistas de registros. los petrofísicos lo utilizan para el control de calidad de los registros (especialmente cuando se utilizan herramientas con patines) y constituyen un elemento muy utilizado para determinar litologías y zonas fracturadas dentro de intervalos no colectores. así como para hacer correcciones a algunos tipos de registros En la actualidad. La medición del diámetro del pozo. la cual puede ser relacionada con los esfuerzos de tensión / compresión causados a la formación debido a fuerzas tectónicas. también los perforadores lo necesitan para calcular el volumen de cemento necesario para fijar las camisas. provoca cambios de resistencia en un puente de Wheastone.REGISTROS MECÁNICOS Cáliper La determinación del diámetro del pozo es muy importante para la interpretación de registros. los cuales están calibrados y responden a una variación específica del diámetro. esta apertura / cierre. las herramientas más utilizadas constan de 4 ó 6 brazos. así como para el control del estado técnico del caño del pozo REGISTROS DE IMÁGENES Imágenes microeléctricas 26 . los cuales se abren o cierran de acuerdo al diámetro del pozo en diferentes direcciones.
estilolitas. fracturamiento. discontinuidades sedimentológicas (discordancias.) que son los más importantes. etc. Cada 0. mientras que las altas resistividades (colores claros) están dados fundamentalmente por las rocas duras. entre otras) Sienta las bases para el establecimiento de estudios sedimentológicos 27 . proporciona imágenes o mapas o mapas de resistividad de la pared del pozo. Los echados de los elementos geológicos planares como: la estratificación. laminaciones. disolución. sistemas de fracturas. Permite realizar una evaluación de la porosidad secundaria (fracturamiento.2 pulgadas de movimiento del cable. por tanto la de los rasgos geológicos que esta detecta. una gran resolución vertical. etc) Caracterización de cuerpos sedimentarios (capas delgadas.Esta herramienta permite una observación continua detallada de las variaciones laterales y verticales de la formación. de buena nitidez y continuidad. así como los elementos de los restantes registros corridos a hueco abierto.) Posee sensores de alta resolución que permiten resaltar la textura de las rocas. se observan en las imágenes como sinusoides. Las herramientas de imágenes constan de cuatro brazos ortogonales. tipo de estratificación. fallamiento. procesando las corrientes eléctricas registradas por microelectrodos se obtienen las imágenes las cuales lucen como fotografías de núcleos. etc. Con ella realmente se “ve” la formación. que indica con tonos claros alta resistividad y tonos oscuros baja resistividad. las cuales son procesadas y transformadas en imágenes microeléctricas. se determina la posición exacta de la herramienta en el espacio. se obtiene un valor de microrresistividad de cada uno de los electrodos. con los que se registran curvas de microrresistividad. dándole a las curvas resultantes. cavidades de disolución o en cualquier tipo de espacio poroso. que junto a una amplia cobertura perimetral (dependiendo del diámetro del pozo). en las cuales son evidentes una gran variedad de características texturales y estructurales de las rocas registradas. La orientación de la herramienta está controlada por un acelerómetro y un magnetómetro triaxiales. barreras impermeables. cada uno con un patín con electrodos que se pasan pegados a la pared del pozo. Para leer las imágenes se establece un código de colores. Por esta razón al leer un registro de imágenes es necesario tener bien clara la litología. pirita y también por la presencia de filtrado de lodo no resistivo en fracturas. Las bajas resistividades pueden estar relacionadas con minerales conductores de la electricidad como las arcillas. Los estudios de las imágenes de pozos tienen gran importancia desde el punto de vista geológico y son de gran utilidad en los estudios de prospección de hidrocarburos: Proporciona una metodología para el análisis estructural (determinación de fallas. oscureciendo la imagen. con la información de estos.
constituye la última generación de la serie de imágenes eléctricas. Esta herramienta tiene un diseño muy similar al FMS descrito anteriormente. que se corren simultáneamente. en la cual se aprecian claramente la litología. a los cuales es posible determina el ángulo y azimut de los mismos. más información. cambios estructuro faciales y eventos tectónicos tales como pliegues. con lo que se logra una mayor resolución y por tanto. fallas y fracturas. con mayor grado de detalle que en la anterior. con lo que se logra una mayor cobertura del caño del pozo ( 80% en un agujero de 8. MICROIMAGENES DE LA FORMACIÓN (FMI) Es una herramienta más avanzada que la anterior. Las cuales son procesadas obteniéndose la imagen de la pared del pozo.5”). a cada uno de los brazos se la ha añadido un alerón (flap) con 24 microelectrodos. en este caso. con lo cual se obtienen 96 curvas de microrresistividad. 28 .MICROBARREDOR DE FORMACIONES (FMS) Esta herramienta consta de 4 brazos articulados en cada uno de los cuales hay un patín de goma con 24 microelectrodos. pegados a la pared del pozo.
de acuerdo a los resultados obtenidos. los registros se pueden clasificar de diferentes maneras: Porosidad: Neutrónicos Densidad Sónicos Saturación: Laterolog Inducción Microlaterolog Litología: Densidad Gamma Natural y espectral Potencial espontáneo Estructuro – faciales: Registros de imágenes 29 .Imagen de pared de pozo obtenida con la herramienta FMI - RESULTADOS OBTENIDOS: En sentido general.
Neutrón Neutrón Compensado c.Doble Laterolog d. Seleccione Verdadero o Falso: _____ La costra de lodo está compuesta por los elementos líquidos del lodo _____ El registro Gamma Natural Espectral se utiliza para el cálculo del Volumen de arcilla (VSh) _____ La resistividad real de la capa (Rt) es uno de los elementos básicos para determinar Saturación de agua (Sw) _____ Con un solo registro.EJERCITACION: 1. Enlazar: a. es posible valorar las características del colector 30 .Gamma Natural ___ Determinación de porosidad y litología ___ Mide la resistividad real de la formación ___ Se utiliza para determinar la porosidad de la matriz ___ Registro de correlación b.Sónico Compensado ___ Registro por excelencia para determinar PHIT 2.Litodensidad e.
DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS PETROFISICOS BÁSICOS Objetivos: 1. siempre y cuando no existan fracturas. Calcular los valores de porosidad total. Se obtiene a partir de LDL DPHI = DPHI = m m r f Donde : m : densidad de la matriz r : densidad leída en el registro f : densidad del fluido que satura los poros PHIS: Porosidad por sónico (acústico) tr tm PHIS tf tm Donde : Tr: Valor medido en el registro Tm: Valor de la matriz de roca Tf: Valor del fluido que satura los poros de la roca También podemos utilizar la porosidad por sónico. en sentido general la Porosidad total queda como: 31 . en este caso. volumen de arcilla y saturación de agua a partir de los registros de pozos En el tema de física de rocas. se trataron un grupo de parámetros de vital importancia para el estudio y valoración de las propiedades colectoras del reservorio y su importancia para la realización de cálculos de reservas.C . y se considera a la porosidad por sónico como la porosidad de la matriz Entonces. para esto. porosidad efectiva. antes que todo es necesario definir la matriz de roca predominante en el intervalo analizado ya que esta constituye la base de todos los cálculos a realizar NPHI: Se obtiene directamente del registro CNL DPHI: Porosidad por densidad. SPHI NPHI o DPHI. de ahí que su determinación en forma precisa sea primordial Porosidad total (PHIT) Obtenida básicamente a partir de los registros de Neutrón compensado (CNL) y Litodensidad (LDL). Identificar los parámetros petrofísicos básicos 2.
la porosidad Total se calcula como: PHIT = 2 NPHI2 DPHI2 2 Porosidad efectiva (PHIE): Es la que realmente se utiliza en los cálculos de Saturación de agua (Sw). Areniscas Arkósicas) 32 . o combinando 2 ó más de estos A partir del registro de Espectrometría Gamma Natural (NGS) Vsh = Donde: GRr: Valor de GR en el registro GRl: Valor de GR en la capa limpia (sin arcilla GRa: Valor del GR en la capa arcillosa A partir del registro de resistividad (RT). los contenidos de Torio y Potasio. cálculos de reservas y simulaciones numéricas de yacimientos ya que esta es la que refleja el volumen de los poros interconectados PHIE PHIT (VSh * PHISh ) Donde : PHIT : Porosidad Total VSh : Volumen de arcilla PHISh : Porosidad de arcilla ( 40%) Volumen de arcilla (VSh): Normalmente o generalmente se determina a partir de la curva de Gamma corregido por Uranio (CGR) en la espectrometría Gamma Natural. aunque también se puede determinar a partir del Potencial Espontáneo.PHIT = NPHI DPHI 2 En caso de que estemos en presencia de rocas gasíferas. Se utiliza cuando estamos en presencia de formaciones con abundante contenido de Potasio (Ej. etc. el Doble Laterolog.
se requiere un extremo cuidado en su determinación.Donde: RSh: Resistividad de la arcilla RT: Resistividad verdadera Rl: Resistividad de la roca limpia Es puede también determinar a partir de otros registros de pozos como el Potencial Espontáneo (PS). etc. la litología predominante y sus características. La relación Hef / Ht. de acuerdo a su experiencia y a los factores mencionados anteriormente. no se consideran gasopetrolíferos y por tanto no constituyen espesor efectivo. Generalmente. se utilizan como promedio los siguientes valores: Vsh 25 – 30% PHIE 7 . escoge la vía que mejor responda a las características del reservorio Una de las variantes más universales para la determinación de la Saturación de agua es la ecuación de Archie Sw = [(a*Rw) /PHIEm*RT)]1/n Donde: Rw: Resistividad del agua de formación PHIE: Porosidad Efectiva RT: Resistividad de la capa a: tortuosidad. en este caso es el analista de registros que. generalmente se toma igual a 1 m: exponente de cementación n: exponente de saturación Espesor efectivo (Hef): Este valor es un parámetro muy importante para calcular los volúmenes de reservas. en nuestros reservorios. Saturación de agua(Sw): Existen muchas formas para determinar la Saturación de agua. en dependencia del tipo de yacimiento. para esto se establecen valores límites (cutoff) a partir de los cuales se delimita la existencia o no de colectores gasopetrolíferos. No es muy útil en carbonatos fracturados. presenta un índice de la calidad del colector 33 . por tanto. la existencia o no de fracturas. tanto aritméticos como gráficos.8% Sw 50% Todos aquellos intervalos que no cumplan con TODAS estas condiciones.
EJERCITACION: 34 .
(acuíferos) por ende.EVALUACIÓN PRIMARIA DE LOS COLECTORES (cualitativa) Objetivos: 1. Identificar las respuestas de los registros ante diferentes litologías y características colectoras del corte A partir de un registro primario (de campo). o sea LLS LLD PHIN = PHID PHIS Diámetro del pozo nominal o menor que el de la barrena por presencia de costra de lodo 35 . mucha separación entre estas Valores altos de LLD y ligeramente menores en el LLS. en ocasiones ocurre que la curva de Rxo (microrresistividad). (petrolíferos) por ende. es posible valorar de forma cualitativa las propiedades colectoras del corte. basándonos en características generales de respuesta los diferentes registros ante diferentes litologías y carácter de la saturación Un aspecto primordial a tener en cuenta es que NUNCA SE PUEDE HACER UNA VALORACIÓN A PARTIR DE UN SOLO REGISTRO A continuación se presenta una tabla resumen de las principales respuestas de los diferentes registros de pozos ante distintas litologías: Zonas arcillosas Valores altos de las curvas de radiactividad CGR y SGR. presenta valores extremadamente bajos Porosidad Neutrón (CNL) muy alta.D . muy poca separación entre ellas Valores extremadamente altos en las curvas de resistividad. en ocasiones mayor que la obtenida por Densidad (LDL) Diámetro del pozo mayor que el nominal. LLD = LLS PHIN = PHID = PHIS Diámetro del pozo nominal Carbonatos fracturados Valores altos en la curva de SGR y bajos en CGR. producto de la invasión PHIN = PHID PHIS Diámetro del pozo nominal o menor que el de la barrena por presencia de costra de lodo Carbonatos fracturados Valores altos en la curva de SGR y bajos en CGR. suelen aparecer cavernas Carbonatos densos Valores bajos de las curvas del NGS. estas se presentan unidas Valores bajos en las curvas de resistividad. puede ocurrir inversión de las curvas. mucha separación entre estas Valores bajos de resistividad.
Existen varios métodos conocidos como de quick look. que permiten de una forma rápida desde el punto de vista cualitativo valorar el corte ZONA ARCILLOSA 36 .
CARBONATOS DENSOS 37 .
CARBONATO FRACTURADO PETROLÍFERO 38 .
CARBONATO FRACTURADO ACUÍFERO 39 .
EJERCITACION: 1. Escoger las respuestas correctas: Una zona arcillosa se caracteriza por: ____ Las curvas de NGS aparecen unidas y con valores altos ____ La porosidad es baja ____ Resistividad baja Un carbonato fracturado petrolífero se caracteriza por: ____ Diámetro de pozo nominal o menor que el de la barrena ____ Mucha separación entre las curvas de Gamma Espectral ____ Porosidad extremadamente alta El Potencial Espontáneo se utiliza para: ____ Determinación de la porosidad ____ Identificación de la litología ____ Determinación de la resistividad del agua de capa En la determinación de la saturación de agua se tienen en cuenta: ____ Resistividad del agua de formación ____ Porosidad total ____ Porosidad efectiva 40 .
La amplitud resultará máxima en la camisa libre y mínima en la camisa bien cementada. Determinar el diámetro del pozo a partir de un registro cáliper 3. tanto durante la perforación. El objetivo de este registro es medir la atenuación de la onda acústica viajando a través del lodo y la camisa. Valorar la calidad de la cementación En capítulos anteriores se mencionó que los registros de pozos. puesta en producción y liquidación de los mismos. así como si ha quedado bien fijada a la pared del pozo.E . ya que el cemento atenúa la señal 41 .CONTROL DEL ESTADO TÉCNICO DEL POZO Objetivos: 1. siendo atenuada si la tubería tiene cemento pegado a esta. Esta es una de las formas de determinar si el cemento utilizado para fijar las camisas tiene o no la calidad necesaria para proporcionar un efectivo aislamiento hidráulico entre las zonas porosas y permeables. Cáliper: Ya fue mencionado anteriormente Cementometrías acústicas CBL – VDL: El registro de cementometría acústica suministra una medición de la calidad de la cementación entre camisas y entre la camisa y la formación. no se utilizan exclusivamente para la determinación de propiedades petrofísicas de la formación. Describir los diferentes registros de control del estado técnico del pozo 2. La información obtenida a partir de este registro en comúnmente utilizada en la determinación de: Volumen de cemento Dónde está el tope del cemento Fuerza compresiva del cemento Localización de canales Presencia de microanillos Aislamiento zonal Una onda acústica (compresiva) es emitida a lo largo del pozo encamisado con una tubería de acero. sino que son ampliamente utilizadas para el control del estado técnico del pozo. el completamiento. en sus diferentes etapas.
Entonces la amplitud de la señal en la camisa puede ser perfectamente medida CET: Se utiliza para la determinación de la distribución del cemento. además de ubicación orientada de problemas en las camisas y la existencia de canales en el cemento (los cuales pueden estar causados por desplazamientos de los centralizadores de las camisas) USI: Esta herramienta de imágenes ultrasónicas. Para esto. la distancia con respecto a la camisa es controlada y optimizada con la selección del diámetro preciso del sub rotativo. La herramienta utiliza un solo transductor rotativo que actúa a la vez como emisor y receptor. 42 . utilizando la resonancia de la fortaleza de la camisa. calidad de la cementación y daños en la camisa. pero no es conclusiva. mediante un procesamiento que se hace en la unidad de registro se obtienen imágenes de alta resolución del cemento y la corrosión en tiempo real. las cuales sólo miden la amplitud sónica. Estos pulsos rebotan de un lado a otro dentro de la camisa. el CET mide la longitud del sonido resonante en la camisa con mayores duraciones del sonido indicando la ausencia de cemento Las mediciones pueden suministrar una imagen tridimensional de la calidad de la cementación y del espesor de la camisa.La Interpretación de la curva de amplitud proporciona una vista rápida de las condiciones del pozo. Para tener una interpretación precisa deben reunirse las siguientes condiciones: La herramienta debe estar bien centralizada Se debe registrar el tiempo de tránsito Mostrarse el registro de densidad variable La señal acústica viajando a través de la camisa de acero es recibida en un tiempo conocido y normalmente llega antes de las señales de la formación y el fluido. la herramienta cuenta con 8 transductores enfocados radialmente hacia toda la tubería A diferencia de las herramientas de cementación convencionales. la herramienta recibe (escucha) la resonancia y registra la señal. emite pulsos de alta frecuencia ultrasónica para hacer resonar la camisa en el modo espesor.
Esta herramienta. calibrado de forma tal que proporciona el valor real de la temperatura dentro del caño del pozo. etc. detectar la altura del anillo de cemento. consta de un electrotermómetro.etc. el espesor y pérdidas exteriores de metal. también suministra una valiosa información de las condiciones de la camisa. imágenes detalladas del radio interno. representan una visión exacta de las condiciones de la camisa CCL: Registro de detección de calas tanto en camisas como en tuberías de perforación y tubing de producción. En la unidad de superficie se obtienen imágenes de alta resolución de impedancia acústica. como apoyo a las cementometrías acústicas y para detectar zonas de trabazones en tuberías TERMOMETRÍA: Esta herramienta es muy sencilla. Se puede correr tanto a hueco abierto. movimiento de fluido. Se utiliza para hacer mediciones de temperatura con vistas a establecer el gradiente geotérmico de un área. estableciendo con precisión el emplazamiento del cemento y la identificación de zonas con aislamiento hidráulico. detectar zonas de entrada de agua al pozo. presencia de fluido por detrás de la camisa. la herramienta mide directamente la impedancia acústica del medio que rodea a la camisa. Se utiliza como registro de correlación en los punzados .En su modo de cemento. como en pozos encamisados 43 .
EJERCITACION 44 .
HERRAMIENTAS DE CONTROL DE LA EXPLOTACIÓN Objetivos: 1. su correlación no es afectada por inestabilidades en el pozo que puedan traer variaciones en sus parámetros en un período de tiempo. Conocer la existencia de herramientas de control de la explotación Herramientas de registro de producción Las herramientas de registro de producción. Ente estas herramientas hay de varios tipos: Flujómetros Identificadores de fluido Manómetros Herramientas de correlación Inclinómetros 45 .F . Esta herramienta mide entradas y salidas de fluido. suministran mediciones de sensores en el pozo utilizados para el análisis de pozos de producción e inyección. Como las mediciones se realizan simultáneamente. presiones en flujo y cierre. niveles estáticos. etc. pérdidas de presión en el tubing.
James D. No. Log Evaluation. Schlumberger Cased Hole Logging Equipment. Schlumberger El pozo Ilustrado. Norjet Herramienta de Servicio Micro Barredor de Formaciones. PDVSA Compensated Bond Log. 16. Schlumberger Log Interpretation Charts. Gittins Principios / Aplicaciones de la Interpretación de Registros. AAPG 46 .BIBLIOGRAFÍA: Fundamentals and Practical Approach to formation evaluation. Sondex Natural Gamma Ray Spectrometry. Treatise of Petroleum Geology Reprint Series. Essentials of NGS Interpretation Formation Evaluation I.
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