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Timestamp: 2018-10-16 17:35:05+00:00

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propiedades de gas en el yacimiento
Concepto y Ejercicios de Ingenieria de Yacimientos
Determinación de La Saturación Por El Método de Destilación
TEMA 1 Introducción diagramas fases..pptx
Presentación Artículo
SimNum18TiposYacOriginal
Condiciones para la existencia de gas y petróleo.docx
Calculo de Reservas en Yacimientos de Hidrocarburo
“INTERPRETACIÓN DE
REGISTROS PARA LA TOMA DE
INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES
Objetivo del curso………………………………………………………………………………………………… 1
I. Introducción a la interpretación de registros………………………………………………………………... 2
1) Objetivo de la interpretación de registros ……………………………………………………………………. 2
2) El yacimiento…………………………………………………………………………………………………….. 3
3) Por el tipo de empuje …………………………………………………………………………………………… 3
4) Por el tipo de roca generadora ………………………………………………………………………………. 4
5) Por el tipo de trampa estratigráfica……………………………………………………………………..…….. 5
6) Por el tipo de fluidos almacenados ………………………………………………………………………….. 6
7) Geometría de un yacimiento……………………………………………………………………………..……. 6
II. Conceptos básicos de la interpretación……………………………………………………………………… 10
1) Resistividad como una base para la interpretación; la ecuación de archie……………………………… 13
2) Definiciones: …………………………………………………………………………………………………….. 15
1) Porosidad de la formación…….………………………………………………………………………………. 15
2) Resistividad de la formación (R)………………………………………………………………………………. 15
3) Factor de Formación (F)………………………………………………………………………………………. 16
4) Saturación de Agua, Sw ………………………………………………………………………………………… 16
5) Saturación del Hidrocarburos (So)………………………………………………………………………………. 17
6) Formaciones Limpias …………………………………………………………………………………………… 17
7) Formaciones Arcillosas…………………………………………………………………………………………. 17
8) Escalas y presentaciones de los registros…………………………………………………………………… 17
III. Resistividad de la formación…………………………………………………………………………………… 20
1) Resistividad del agua de la formación rw ……………………………………………………………………… 21
2) Medidas de resistividad en la formación ……………………………………………………………………… 21
3) Resumen…………………………………………………………………………………………………………. 22
4) El proceso de perforación y las capas permeables …………………………………………………………… 22
5) Curva del potencial espontáneo (Sp) …………………………………………………………………………… 25
6) Rt por el principio de inducción ………………………………………………………………………………. 31
7) Principio del registro de inducción ………………………………………………………………………………. 32
8) Principio del registro de enfoque esférico ……………………………………………………………………… 36
9) Registro de doble inducción……………………………………………………………………………………… 36
10) Registro del AIT …………………………………………………………………………………………………. 42
11) Rt por principios del registro laterolog ………………………………………………………………………… 47
12) Rxo por principios de micro-resistividad……………………………………………………………………… 51
13) Registro del Microlog …………………………………………………………………………………………… 51
14) Registro de enfoque Micro–Esférico, (MSFL) ………………………………………………………………… 53
IV. La porosidad………………………………………………………………………………………………………. 57
1) Porosidad de la herramienta sónica…………………………………………………………………………… 57
2) Determinación de porosidad…………………………………………………………………………………… 59
3) Factores que afectan la interpretación sónica ………………………………………………………………… 61
4) Porosidad del Densidad y Litología……………………………………………………………………………… 62
5) Porosidad a partir de un registro de densidad ……………………………………………………………… 65
6) Litología a partir del factor fotoeléctrico (PEF) ………………………………………………………………… 66
7) Factores que afectan al registro de densidad ………………………………………………………………… 68
8) Porosidad del Neutrón Compensado (CNL)………………………………………………………………… 69
9) Factores que afectan del CNL ………………………………………………………………………………... 71
10) Determinación de la porosidad total……………………………………………………………………………….. 72
V. Registro de Rayos Gamma (GR) …………………………………………………………………………………… 75
1) Propiedades de los Rayos Gamma………………………………………………………………………………... 75
2) Rayos Gamma Espectrales…………………………………………………………………………………………. 75
VI. Calibrador ……………………………………………………………………………………………………………….. 77
1) Descripción…………………………………………………………………………………………………………. 77
2) Tipos de Calibradores……………………………………………………………………………………………... 80
3) Otros tipos de Calibradores……………………………………………………………………………………….. 81
VII. Registro Sónico ………………………………………………………………………………………………………… 84
1) Herramientas……………………………………………………………………………………………………….. 85
2) Teoría de funcionamiento ………………………………………………………………………………………… 85
3) Propiedades de las ondas………………………………………………………………………………………… 85
4) Propagación de ondas en el Pozo ……………………………………………………………………………… 88
5) Porosidad Sónica (SPHI) ………………………………………………………………………………………… 90
6) Presentación del Registro ……………………………………………………………………………………….. 90
7) Anisotropía…………………………………………………………………………………………………………. 92
8) Análisis de estabilidad del agujero …………………………………………………………………………….. 93
9) IWC ………………………………………………………………………………………………………………… 94
VIII. Registro de Imágenes Microeléctricas ……………………………………………………………………………. 97
1) Teoría de funcionamiento ……………………………………………………………………………………….. 97
2) Herramientas ……………………………………………………………………………………………………… 99
3) Interpretación ……………………………………………………………………………………………………… 102
IX. Interpretación rápida (Quick-Look)…………………………………………………………………………………. 105
1) Técnica de sobreposición………………………………………………………………………………….…….. 105
2) Técnica del Rwa…………………………………………………………………………………………………… 105
3) Método directo de cálculo de Sw………………………………………………………………………………… 106
X. Bibliografía………………………………………………………………………………………………………………. 110
así también. permite obtener una buena determinación de la porosidad φ. La producción y recuperación final de hidrocarburos de un yacimiento. ‘ Los métodos sísmicos de superficie ayudan a identificar estructuras en el subsuelo que pueden constituir trampas y contener fluidos. La única forma de definir la presencia de hidrocarburos en estas estructuras es perforar un pozo. los registros son una parte esencial del proceso de perforación y terminación de pozos. se puede mejorar sustancialmente. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Introducción Dentro de la cartera de proyectos de alta calidad y rentabilidad. de la parte de la porosidad que contiene agua en el yacimiento. Desde el punto de vista de toma de decisiones. debido principalmente a las relaciones ambiguas entre los datos y el modelo del yacimiento. pero no permite estimar la cantidad de aceite o gas. El proceso de perforación de un pozo genera muy poca información sobre su potencial productor. ni del factor de eficiencia F. El examen de las muestras de canal o “cuttings” indica la litología encontrada y puede revelar evidencias de hidrocarburos. el peso del lodo de perforación evita que fluyan a la superficie y genera una presión diferencial que los mueve hacia la formación. Las herramientas modernas de registros generan una enorme cantidad de información sobre las propiedades de las rocas y de los fluidos encontrados. Objetivo del curso Este curso tiene el propósito de dar a los participantes la oportunidad de afianzar los principios básicos del arte de interpretar registros. para ello. denominada ‘saturación de agua’ y del espesor vertical del intervalo productivo. requerida para desarrollar los estudios de la explotación de los yacimientos. del plan de negocios de PEMEX Exploración y Producción (PEP). a la incertidumbre en la adquisición de éstos. deberán comprender los siguientes puntos: • Reconocimiento de los diferentes registros y sus curvas • Discusión de los principios de medición de las herramientas de registro • Discusión de los principios básicos de la interpretación de registros a agujero descubierto • Interpretación rápida o “quick-look” y la interpretación manual detallada 1 . siendo por lo tanto fundamental para la determinación del volumen de reservas. Aunque la interpretación de registros no contribuya para la determinación del área de drene. investigaciones que a su vez. soportan la generación de los proyectos de inversión de PEP. se tiene la encomienda de asegurar suficiencia en calidad y cantidad de información técnica. Si existen hidrocarburos. Los registros suministran los datos necesarios para una evaluación cuantitativa de los hidrocarburos. los modelos de yacimientos son siempre inciertos. pero no permiten identificar si el fluido es hidrocarburo o agua. adoptando prácticas de explotación eficientes en tecnología y costos.
Los registros se analizan para determinar la litología. a) Registros durante la perforación: 2 . de los fluidos contenidos y de la construcción del pozo. Estimar el volumen de hidrocarburos “in situ”. Estimar el volumen de hidrocarburos recuperables. la geometría. la resistividad real de la roca. Figura 1. densidad volumétrica. con los siguientes objetivos principales (figura 1): Identificar la presencia de yacimientos. se pueden agrupar en cuatro categorías. porosidad y permeabilidad de las capas o mantos productores y las características de las formaciones en el subsuelo. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES I. Definición de características de un yacimiento Las mediciones que pueden obtenerse dentro del pozo. Introducción a la interpretación de registros 1) Objetivo de la interpretación de registros: La interpretación de registros es el proceso que utiliza las mediciones obtenidas dentro del pozo (registros) para permitir evaluar las características de las rocas. Auxiliar en la identificación de ambientes de depósito.
Registros durante la perforación o LWD (Logging – While . La interpretación se define como la acción de explicar el significado de algo. Se entiende por yacimiento (figura 3) a la porción de una trampa geológica que contiene hidrocarburos. Los yacimientos productores se han agrupado considerando diversos factores. formando ríos subterráneos. c) Registros con cable: Registros eléctricos. Para que la energía de un yacimiento se manifieste en la superficie y el aceite y el gas fluyan naturalmente. se requiere de una energía o fuerza llamada empuje. por lo que surgió la siguiente clasificación: a) Por el tipo de empuje. Del cual hay diferentes tipos:  Empuje hidráulico. La interpretación de registros proporciona respuestas a preguntas tales como (figura 2): 2) El yacimiento Las acumulaciones de hidrocarburos se encuentran en lugares denominados “Estructuras o trampas” las cuales llegan a tener diferentes extensiones. zonas. del pozo. haciendo que fluyan el aceite y el gas hacia el pozo. La interpretación de registros es la explicación de valores de b. obtener el mayor porcentaje de producción.  Empuje volumétrico (por expansión de gas). GR. en términos de los parámetros de los yacimientos. Registros acústicos. etc. por lo que se les conoce como yacimientos productores.. es necesario controlar y regular el flujo de los fluidos que aporta. Una gran parte del agua se filtra en la corteza terrestre a través de sus capas. porosidad. la acción constante del agua en las formaciones porosas y permeables ejercerá una fuerza sobre los hidrocarburos. la cual se comporta como un sistema intercomunicado. etc. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Registro de hidrocarburos. Registros electromagnéticos. dependiendo de la profundidad a la que se encuentran en el subsuelo. b) Muestras de canal y análisis de núcleos. Registros radiactivos. para así. d) Pruebas de producción. el agua ejerce una fuerza. Para mantener la presión del yacimiento. 3 . en el que los hidrocarburos ocupan los poros de la roca de depósito y están contenidos a alta presión y temperatura. resistividad.Drilling). Debido a la presión hidrostática. Mediciones durante la perforación o MWD (Measuring – While . saturación de hidrocarburos. Es el más efectivo.Drilling).
Existen áreas en donde se tienen pozos fluyendo por el casquete de gas.2. con base en los conocimientos y la experiencia. la expansión del gas empuja el aceite hacia el pozo. Escasos yacimientos dependen de este empuje por ser menos efectivo. aumentarán las presiones del gas y el aceite. conforme fluya el aceite. lo que significa que dentro de la formación productora. bajará el nivel del casquete de gas expandiéndose este y reduciéndose la presión. Fig. 4 . Características de un pozo. El agua no interviene en forma preponderante en éste tipo de empuje. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Aquí. se puede analizar justamente y determinar cuál es la fuerza dominante. la fase de gas libre queda superpuesta a una zona de aceite.  Empuje mixto. Por ésta circunstancia. en los que comúnmente operan tanto las fuerzas de empuje del gas como las del agua. En los estudios de laboratorio. A mayores profundidades. En este tercer tipo se combinan los dos anteriores (hidráulicos y volumétrico) el flujo de hidrocarburos hacia el pozo será por gravedad. en este tipo de yacimiento es recomendable cuidar la energía principal (el gas) evitando hasta donde sea posible su agotamiento prematuro. b) Por el tipo de roca almacenadora.
bentonita. con intersticios no cementados o parcialmente cementados.  Estratigráficas. la porosidad se debe a la presencia de fracturas. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES  Arenas o areniscas cuya porosidad se debe a la textura de los fragmentos de los materiales. 5 . etc.  Por fallas o por penetración de domos salinos.  Calizas oolíticas. formadas por la acumulación de fragmentos de calizas y dolomías. debidas a los cambios de facies o a las discordancias. estas con cieno. en las que como su nombre lo indica.  Calizas fracturadas. lignita.  Estructuras como los anticlinales. en donde la porosidad se debe a la textura oolítica. Estructura de un yacimiento c) Por el tipo de trampa estratigráfica.  Calizas detríticas. Pueden ser arenas limpias o sucias.  Calizas porosas cristalinas. Figura 3. en las que la porosidad se debe principalmente al fenómeno de disolución. limo.
Para la formación de un yacimiento se requiere de: Una fuente de material orgánico (terrestre o marino). formando grietas. Los dobleces hacia arriba se llaman anticlinales y los dobleces hacia abajo se llaman sinclinales. Una cuenca sedimentaria adecuada. Yacimientos de aceite y gas disuelto y gas libre. El gas original se encuentra disuelto en el aceite. temperatura y tiempo. Estos pliegues varían de tamaño. El gas presente puede estar libre (disperso o acumulado en el casquete) y disuelto. pero en la superficie se recuperará en dos fases. temperatura y composición son tales que durante su vida productiva. en cierta etapa de su explotación. Condiciones necesarias para la formación de un yacimiento. la presión inicial es menor que la presión de saturación. desde pequeñas arrugas hasta grandes arcos. Sus condiciones originales de presión. la presión es mayor que la presión de saturación. temperatura y composición. Algunos yacimientos tienen gas libre desde el principio de su explotación. hacia arriba. La mayor parte de las capas de roca no son lo bastante fuertes como para resistir estos movimientos y por lo tanto se deforman. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Desde que se formó la tierra. Yacimientos de gas y condensado. Las capas de roca de un lado de la fractura que se desplazan en relación con el otro lado. Por sus condiciones originales de presión. Esta deformación origina el doblez en forma de pliegues de las capas. hacia abajo o bien horizontalmente. su corteza ha tenido movimientos infinidad de veces. Un ambiente libre de oxígeno. d) Por el tipo de fluidos almacenados. se llaman fallas. todo el gas se encuentra disuelto en el aceite (como en los yacimientos de aceite y gas disuelto) y si la presión original es igual o menor que la presión de saturación. Sucede cuando las condiciones originales de presión. La adecuada combinación de presión. también es posible que se forme casi cualquier combinación de dichos tipos. Cuando la presión inicial es mayor que la presión de saturación. tamaños y orientaciones la figura 4 muestra algunos de los principales tipos de yacimiento. temperatura y composición son tales que durante su vida productiva. Yacimientos de gas seco. 3) Geometría de un yacimiento Las formaciones productivas (yacimientos) se presentan en una cantidad casi ilimitada de formas. todos los yacimientos de aceite contienen gas disuelto. el gas está en una sola fase tanto en el yacimiento como en la superficie. se presentará el fenómeno de condensación retrógrada y desde luego la producción en la superficie será en dos fases. Durante los movimientos de la tierra todas las rocas se fracturan. Yacimientos de gas húmedo. 6 . el gas dentro del yacimiento está en una sola fase. Si en los yacimientos de aceite saturado. Yacimientos de aceite y gas disuelto. en éstos.
INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Figura 4. Los yacimientos gigantes. grandes o pequeños. como algunos en el Medio Oriente. Los yacimientos pueden ser anchos o estrechos. Esta falta de uniformidad es una consideración muy importante en la ingeniería de yacimientos y en el diseño de la explotación. La mayoría de las rocas que conforman los yacimientos supuestamente se acomodaron en capas como si fueran sábanas o pastelillos. La orientación y forma física de un yacimiento puede influir seriamente en su productividad. Otros son minúsculos. 8 . Sus configuraciones varían desde una simple forma de lente hasta algunas excesivamente complejas. lo que se conoce como anisotropía. Tipos de Yacimiento. tienden a ser muy diferentes y con direcciones distintas. Sus características físicas. demasiado pequeños para ser perforados. gruesos o delgados. por lo tanto. pueden abarcar cientos de kilómetros cuadrados y tener varios miles de pies de espesor.
la permeabilidad de dichas formaciones es mucho más alta en la dirección paralela que en la dirección perpendicular a las capas. no se ajustan a este modelo laminar de anisotropía. Elementos de un yacimiento. y las permeabilidades de las diferentes capas también puede variar en alto grado. 9 . las rocas sometidas a una fracturación muy grande o las rocas con una porosidad muy grande. Elementos de un yacimiento Los principales elementos de un yacimiento (figura 5) son: Figura 5. Algunos ejemplos de esto son las rocas de carbonato que originalmente conformaban arrecifes. Los yacimientos que no se originaron en forma de capas de granos depositados. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES En general.
la saturación de agua Sw = 100%. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES II. k = Permeabilidad: La habilidad de la roca de permitir el paso de fluidos a través de ella. figura 6: Figura 6. lo que representa el 70% del espacio del poro. Sw = Saturación de Agua: Es el porcentaje del espacio del poroso lleno de agua (como opuesto al hidrocarburo o al aire). R = Resistividad: La resistencia a la corriente eléctrica de un volumen unitario de roca. entonces la Saturación de Agua es: 70 Sw = % = 70% 70 + 30 Y la Saturación de Hidrocarburos (Shy) será: So = 1 . Unidad cúbica como matriz Cubo A: Si la porosidad () está llena con agua. Este valor varía por la salinidad del agua y la temperatura. Considere la siguiente unidad cúbica como matriz. como son: Φ = La porosidad: Es el espacio vacío entre granos que está generalmente lleno con líquidos o gases. por definición. Solamente aquellas propiedades que pueden medirse y que sean útiles serán consideradas.Sw = 30% Por consiguiente. tiene numerosas y únicas propiedades físicas asociadas con ella. Conceptos básicos de la interpretación Cualquier formación rocosa dada. 10 . Cubo B: Si la porosidad (  ) es 70% lleno de agua y el 30% con hidrocarburo. el volumen del porcentaje de saturación de agua Vol Agua=  x Sw Por ejemplo: sí  = 20% y Sw = 70% Entonces: El 14% de la matriz es agua. Rw =La Resistividad del Agua de formación: La resistencia eléctrica del agua que llena el espacio del poro en la roca.
La utilidad de la resistividad se basa en el hecho que:  el agua es un conductor (baja resistividad)  los hidrocarburos y rocas son aislantes (alta resistividad) Consideremos la siguiente unidad cúbica como matriz. figura 7: Cubo C La resistividad Rt del cubo variará con la resistividad del agua Rw (como Rw aumenta. El resto de esta sección se dedicará a desarrollar dicha fórmula. En la sección anterior nosotros presentamos un número de parámetros utilizados para evaluar formaciones rocosas. pero mantiene constante el Rw. Por consiguiente: Rt  1/ (2) Cubo E Reemplazando el 30% de porosidad con hidrocarburos. 2 y 3). primero limitemos la ecuación como sigue: 11 . nosotros podemos decir que: Rt  Rw x 1 x 1  Sw o Rt  Rw (4)  Sw Para resolver las constantes de proporcionalidad. la Resistividad Rt aumenta cuando disminuye la porosidad  (como la  disminuye. la Rt aumenta).la ecuación de Archie. Por consiguiente: Rt  Rw (1) Cubo D Se reemplaza el 25% del cubo con roca (entonces  = 75%). (Cuando Sw disminuye Rt aumenta). Por consiguiente: Rt  1/Sw (3) Combinando las observaciones anteriores (1. nosotros tendríamos una herramienta sumamente útil para nuestro trabajo con zonas potenciales de hidrocarburos. La Rt aumenta cuando disminuye la saturación de agua Sw. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES 1) Resistividad como una base para la interpretación . Rt aumenta y viceversa). Si pudiéramos construir sobre los efectos de la resistividad junto con los otros parámetros para desarrollar una relación matemática.
A través de medidas empíricas. entonces Ro  Rw Luego si asumimos que F= Factor de formación (constante de proporcionalidad) Entonces: Ro= F Rw o F= Ro / Rw (6) Regresando a la ecuación 5 e introduciendo la porosidad como una variable. Usando las ecuaciones anteriores: Llamamos Ro = FRw (Ecuación 6) 12 . INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Figura 7. Unidad cúbica como matriz Sí Sw =100% (no hay hidrocarburos y la porosidad es 100% llena de agua) Entonces defina Ro = Rt (Ro es la resistividad de la formación cuando está totalmente saturada de agua. Sw = 100%) Ro  Rw (5)  Ahora sí  =1. esto es claro que: F 1/ Esto es intuitivamente obvio que la relación entre Ro y Rw se relaciona a ese cubo unitario de roca y a sus características de porosidad. se ha determinado que: F = a / m (7) De donde: a = constante y m = el factor de cementación El factor de cementación “m” se relaciona al tipo de porosidad y cómo transmitirá corriente eléctrica a la roca actual (a veces se llama tortuosidad).
Rt  (aRw / m )x (1 / Sw ) o Rt  Ro x 1 Sw o Sw  Ro / Rt (8) A través de las medidas de laboratorio. como por ejemplo cavidades o fracturas en carbonatos. El resto de este curso está dedicado a mediciones y a evaluaciones utilizando la porosidad y la resistividad para calcular la saturación de agua y por consiguiente reservas de hidrocarburos utilizando los conceptos de esta ecuación. Cuando la lutita está presente. en este la porosidad es conocida como porosidad secundaria. 13 . entonces. b) Resistividad de la Formación (R) Se define como la resistencia que presenta una formación al flujo de la corriente eléctrica. forma la relación de Archie que es la base para todas las técnicas convencionales de interpretación. Mejoramientos y refinamientos se pueden hacer a la fórmula de Archie para diferentes tipos de las rocas más complicadas. Cuando la porosidad se debe a la presencia de espacios vacíos creados después de la depositación. este espacio poroso es conocido como Porosidad Efectiva (e). el espacio poroso ocupado por el agua en la arcilla está incluido con el espacio poroso de la roca para dar la Porosidad Total (T). Se expresa en ohm- metro2 /metro. Si únicamente es considerado el espacio poroso en una formación arcillosa. donde:  = Volumen poroso x 100% Volumen total Cuando el espacio poroso es intergranular este es conocido como porosidad primaria. se encontró que esta relación (8) es dependiente del exponente de saturación “n” como Swn = Ro / Rt o Swn = FRw / Rt o Swn = (a Rw ) / (m Rt ) (9) La ecuación 9. 2) Definiciones a) Porosidad de la Formación () Definida como la fracción del volumen total ocupado por poros. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Rt = Ro = aRw / m cuando Sw = 100% Si Sw no es igual a 100%.
en el libro de cartas de interpretación de Schlumberger se basa en varias y diferentes relaciones de F.15 (Fórmula de Humble para arenas no consolidadas) F = 0. 14 . es la resistividad de una formación limpia. Rw: Es el símbolo para la resistividad del agua de formación. c) Factor de la formación (F): Para Resistividad: Existe una importante relación entre la resistividad de una formación totalmente saturada de agua (Ro) y la resistividad propia del agua contenida (Rw).. el valor de F para cualquier formación en particular depende de: La porosidad de la formación La distribución de los poros El tamaño del poro La estructura del poro Para la Porosidad En 1942 un trabajo de Gus Archie propuso que la relación entre el factor de formación y porosidad podría ser descrita por la fórmula: F= a / m De donde: a = constante empírica y m = factor de cementación.62 / 2. Rt: Describe la resistividad de una formación en la zona virgen o no afectada por el proceso de perforación. Ro: Describe una forma especial de Rt. La relación de estos dos valores se denomina por el Factor de Resistividad de la Formación (o más normalmente conocida como Factor de formación) donde: F = Ro / Rw F es una constante de la formación.81 / 2 (para arenas compactas) F = 1. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Se utilizan varios términos para describir la resistividad de la formación bajo varias circunstancias de contenido de fluido.0 / 2 (para carbonatos) La Carta Por-1 (Figura 8). cuando todo el espacio poroso está lleno de agua (Rw). Algunos autores recomendaron utilizar las relaciones de F y  así: F = 0.
La distribución de la arcilla se presenta en varias formas: Laminada: La formación está constituida de laminaciones delgadas de arena y lutita. Una línea más gruesa cada 50 metros para la facilidad de lectura. Se indican profundidades cada 100 metros. Cada línea representa dos metros. 3) Escalas y presentaciones de los registros. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES d) Saturación de Agua (Sw) Se define como la fracción del espacio poroso lleno de agua donde: Sw = Agua del Volumen del Poro x 100% Volumen Poroso Total e) Saturación del Hidrocarburo (Shy) Se le define como la fracción del espacio poroso lleno de hidrocarburos donde: Shy = Volumen Poroso lleno de Hidrocarburo x 100% Volumen Poroso Total o Shy = 1 . Dispersa: Las partículas de arcilla se encuentran dispersas en el espacio del poro. Los Registros de pozos proporcionan un gráfico continuo de los parámetros de la formación. 1:500. a) Las escalas de profundidad normales son: 1:200. Éstos incluyen 1:1000. 1 metro de registro corresponde a 500 metros de profundidad medida. Estructural: La arcilla forma parte de la matriz como un grano más. 1:40. b) Los registros también tienen encabezados 15 . 1 metro de registro corresponde a 200 metros de profundidad medido. Se indican profundidades cada 100 metros. Otras escalas también están disponibles. Una línea más gruesa cada 50 metros para la facilidad de lectura. Cada línea representa diez metros. Las escalas del registro pueden ser logarítmicas (Registros de Resistividad) o lineales. 1:5.Sw f) Formaciones Limpias El término Formaciones Limpias se refiere a todas aquellas formaciones sin presencia de Arcilla. g) Formaciones Arcillosas Son aquellas formaciones donde alguno de los espacios vacíos (porosidad) están llenos de arcilla.
or F R  2 .81 1. Example:  = 6% in a carbonate in which a cementation factor. recommended relationships are the following: FR = 280 For soft formations (Humble formula): 0. from chart.  2.15  For hard formations: 1 FR  .8 2.000 40 30 25 20 15 Por 1 FR = 2 10  1 m FR =  porosity (p.6 FR = 2 1.5  4 Fractures 3 2. comentarios y otros (Figura 10). 16 . m.) 9 m 8 7 Vugs or spherical pores 2.8 6 5 0. The proper choice is best determined by m.5 5 10 20 50 100 200 500 1000 2000 5000 10.0 2 0. formation resistivity factor © Schlumberger This chart gives a variety of formation resistivity factor-to. m with appropriate cementation factor. Resistividades a temperatura de fondo.15 2.2 1. parámetros del lodo. Porosity Formation Resistivity Factor Versus Porosity 50 2. porosity conversions. Figure Figura A4 Por-1 8.62 FR = 2.000 FR. Carta Las colas del registro proporcionan informaciones tales como. profundidad del casing.62 0. In the absence Therefore.u. temperatura máxima y otros comentarios pertinentes para la evaluación de datos del registro (Figuras 9).4 1 2. of this knowledge. equipos con los que se trabajaron. of 2 is appropriate laboratory measurement or experience in the area. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Los encabezados del registro proporcionan información como la profundidad del pozo.5 5 10 20 50 100 200 500 1000 2000 5000 10. 81 FR  .
Encabezado del registro 17 .INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Figura 9.
Con muy pocas y raras excepciones tales como elementos metálicos sulfuros a grafitos. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Figura 10. Por consiguiente. 18 . La corriente eléctrica puede atravesar una formación solamente debido a la conductividad del agua que contiene la misma. Es más. Cola del registro III. las formaciones del subsuelo tienen resistividades finitas y medibles debido al agua en sus poros o al agua absorbida en su arcilla intersticial. las rocas secas son muy buenos aislantes de la electricidad. las rocas absolutamente secas muy raramente son encontradas en la naturaleza. Resistividad de la formación La resistividad de una formación es un parámetro importante para determinar la saturación de hidrocarburos. Para propósitos de medibles dividiremos en conductores y aislantes a las formaciones.
o más normalmente Factor de Formación que es una constante. o simplemente el ohm-metro. (Figura 11) Las unidades de resistividad son ohm-metro cuadrado por metro. la resistividad disminuye. son substancias que no permiten el flujo de la corriente eléctrica. la movilidad iónica aumenta y disminuye la resistividad. La Temperatura del Agua: Cuando la temperatura de agua se eleva. L es longitud en metros. a una temperatura específica. como por ejemplo los hidrocarburos o la matriz de la roca. r es la resistencia en ohm. Para evitar fracciones decimales. En forma abreviada. El metro es la unidad de longitud y el ohm es la unidad de resistencia eléctrica. Si algún volumen de agua es desplazado por hidrocarburos. las matrices de la formación son aisladores de la corriente eléctrica. La proporción de estos dos valores. La carta Gen-9 (Figura 12) ilustra estas relaciones. por lo tanto la habilidad de una formación para conducir la electricidad es una función del agua de la formación. Varios factores deben considerarse: el volumen del agua (porosidad) los arreglos del espacio poroso (tipo de porosidad) la temperatura de la formación la salinidad del agua. las arcillas o el lodo de perforación. La resistividad (resistencia específica) de un material es la resistencia medida entre las caras opuestas de un cubo unitario. a) Medidas de resistividad de la formación Si nosotros consideramos una formación cuyo espacio poroso contiene sólo agua. se expresa normalmente conductividad en millimhos por metro (mmho / m). se llama Factor de Resistividad de la Formación. F. 1) Resistividad del agua de formación (RW) Como previamente se indicó. la saturación de agua disminuye y por lo tanto la resistividad aumenta. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Conductores son aquellas formaciones que pasan la corriente eléctrica. La Salinidad de Agua: Cuando aumenta la salinidad significa que más iones están disponibles para conducir la electricidad por lo tanto Rw (resistividad de agua) disminuye. su resistividad verdadera se llama Ro. Sabemos que una relación importante existe entre la resistividad de la formación y la resistividad del agua que satura la formación – Rw. por ejemplo el agua. A es el área en metros cuadrados. El Volumen de Agua: Cuando el agua en el espacio poroso de una roca aumenta. Donde: R es la resistividad en ohm-metros. la resistividad es: R = r A/L. Los aislantes. La conductividad es el recíproco de la resistividad y se expresa en Mohs por metro. donde: 19 . La resistividad medida de una formación depende fundamentalmente de: Resistividad del agua de la formación La cantidad del agua presente La geometría de la estructura del poro.
Factor de Resistividad de la Formación (F) es una característica de cada formación 6. dejando partículas sólidas o formando un enjarre en la pared del pozo. esta diferencial de presión hace que el filtrado de lodo entre a los espacios porosos de la formación. 2) El proceso de perforación y las capas permeables Antes de proceder a una discusión sobre los métodos para obtener la resistividad de la formación. m . Las formaciones de rocas secas son aislantes. Bajo condiciones normales. Rw disminuirá. este enjarre de lodo sellará para evitar más invasión. Esto es lo que nosotros debemos esperar de F como una característica inherente de cada formación. El factor de formación puede relacionarse a la porosidad de la formación por la fórmula general: F = a / m a) Resumen 1. la presión hidrostática de la columna de lodo es mayor que la presión de la formación. 3. 4. Eventualmente. Rt – Resistividad Verdadera de la formación. Las formaciones conducen corriente debido al agua en los espacios porosos. Rxo – Resistividad de la Zona Lavada a – Constante “a”.Resistividad del agua. Símbolos: Rw . si la salinidad del agua aumenta. examinemos lo que pasa a una formación permeable cuando es penetrada por la barrena de perforación (Figura 13). El conocimiento de la resistividad del agua de formación (RW) es esencial para la interpretación de registros. Esto permitirá a su vez que la corriente fluya más fácilmente a través de la formación y bajará R0 y mantendrá así F a un valor constante. siempre y cuando ésta no sea removida por algún efecto mecánico. 2. Relaciones: FF = (Rt / Rw) = (Ro / Rw) Cuando la porosidad está saturada 100% de agua FF = a / m 7. como por ejemplo cuando se repasa con la sarta de perforación. Resistividad utilizada en lugar de la resistencia. 5.Factor de cementación. El espesor del enjarre del lodo se simboliza por hmc 20 . INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES F = Ro / Rw Por ejemplo.
R = resistividad R= ra OHM METROS2 a = area L METRO L = longitud r = resistencia Figura 11. Principio de resistencia y resistividad FIGURE B1: Principles of Resistance and Resistivity 21 .SECTIONAL AREA INCREASES V A V A V A NEDD TO BE MORE SPECIFIC AND ELIMINATE THE SIZE VARIABLE. DECREASES AS CROSS. SUCH THAT.INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES RESISTANCE INCREASES WITH LENGHT. USE SPECIFIC RESISTANCE OR RESISTIVITY WHICH IS RESISTANCE OF A SPECIFIC VOLUME.
77)/(T2 + 6.2 500 0 250 600 0 300 70 00 800 400 0 10. 250 000 280.00 0 0.03 00 50.77)]¡F or R2 = R1 [(T1 + 21. 22 . 200 000 10.000 .0 170 00 0.0 3000 70 00 0. Temperatura .6 0 170 0.00 80. 0 4000 00 100 0 5000 .0 300 120 00 .02 . 1500 0.0 0 0.000 . INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Basic Material Resistivity of NaCl Solutions Conversion approximated by R2 = R1 [(T1 + 6.resistividad de solución Perfiles de la invasión: 1. La resistividad de esta zona se lo denomina como Rxo y la saturación de agua se llama Sxo.00 0 ¡F 50 75 100 125 150 200 250 300 350 400 20.8 NaCl concentration (ppm or grains/gal) 120 0 140 Resistivity of solution (ohm-m) 0. Muy cerca de las paredes del pozo.00 0 14 000 0.06 20 0 1000 .5 0 200 0 100 0.0 2000 0.3 0 150 400 0 200 0.05 30.0 0 0. .4 300 0. el proceso de invasión lava y empuja el agua original y algo de hidrocarburos si estuvieren presentes.000 15.000 ¡C 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 120 140 160 180 200 Temperature (¡F or ¡C) Figure B2 Figura 12. 0 000 17.0 2500 00 60.5)]¡C Grains/gal at 75¡F 10 8 ppm 6 5 200 4 10 3 300 15 400 2 20 500 25 600 30 700 800 1 40 100 0 50 0. Zona invadida.5)/(T2 + 21.1 00 500 12.04 000 40.01 .08 14. donde: SXO2 = FRmf (solo para formaciones limpias) Rxo Dibujando Rx0 como una función de profundidad radial en la formación se obtiene el obtenido en la Figura 14.0 0.
nosotros llamaríamos este una zona de la transición. sin embargo. Esta situación es. Ri y Rt obtendremos un perfil de invasión. Zona virgen. Más allá de las paredes del pozo. 23 . nosotros llamamos a este perfil como “Step Profile”. Una situación similar ocurre cuando los flujos de filtrado de lodo fluyen a través del enjarre debido al diferencial de presión entre la columna de lodo y la formación. En una formación de muy baja permeabilidad. Potencial Electrocinético Si una solución es forzada por presión diferencial a fluir a través de una membrana. donde el enjarre del lodo sólo se construye parcialmente. Potencial de la Membrana Una membrana catiónica ideal. Si graficamos Rxo. Zona de la transición (Figura 15). y un potencial Electroquímico compuesto de una potencial de membrana y un potencial generado por la unión de líquidos. Algunas veces en formaciones petrolíferas donde la movilidad de hidrocarburos es mayor que el agua con nata. un potencial eléctrico aparecerá a través de la membrana. este potencial Electrocinético puede ser tan alto como 20 mV. Las unidades utilizadas son milivoltios. aún cuando la fuente se apagaba. Este potencial espontáneo se debe a una combinación de dos fenómenos: un potencial Electrocinético normalmente despreciable. la resistividad del agua de formación como Rw y la saturación de agua como Sw. el gas o el petróleo se mueven de tal manera que dejan una zona anular con agua con nata. muy rara y en general el potencial Electrocinético puede ser despreciable. 3. Si la entremezcla de fluidos de la formación es muy gradual. entonces la zona anular tendrá una resistividad menor que Rxo y Rt y puede causar un cálculo de saturación pesimista. de la diferencia del potencial entre un electrodo móvil en el agujero y un electrodo fijo (cero) en la superficie. Las lutitas son membranas ideales. El Potencial Electroquímico Este potencial es creado por el contacto de dos soluciones de salinidad diferente. debido a que ellas son ni demasiado arenosas ni demasiadas limosas. Su resistividad de denomina como Rt. Esta es la parte de la formación no afectada por la perforación. En un pozo. es permeable solo a los iones positivos (cationes). 3) La curva del potencial espontáneo (SP) La curva de SP es un registro continuo. Si Rmf > Rw. Existe migración de los iones positivos (Na+) del agua salada (formación) al agua menos salada (lodo). El SP realmente fue descubierto por accidente en los inicios de los registros eléctricos. debido a su composición físico-químico. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES 2. la acción del lavado del filtrado de lodo crea una variedad de situaciones. o por un contacto directo o a través de una membrana semi-permeable como las lutitas. Esta es la zona que queremos analizar. se observó que un potencial natural pequeño estaba presente en el pozo. Este potencial Electrocinético (Ekmc) generalmente es muy pequeño. El potencial de la membrana es aproximadamente cinco veces más grande que el potencial de unión de líquidos. En algunos de los primeros pozos de prueba registrados por Schlumberger utilizando la técnica del punto-por-punto. (Figura 16). una sección arcillosa separa normalmente agua salada (generalmente el agua de la zona de la virgen) de un líquido menos salado (generalmente el lodo) (Figura 17). Si el proceso de lavado tiene presenta un frente uniforme.
Símbolos usadosB3 en la interpretación de registros 1-1 24 . INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Basic Material Gen Resistivity of the zone Resistivity of the water in the zone Water saturation in the zone Mud Rm Adjacent bed Rs Uninvaded hmc zone Flushed zone Zone of Rt Rmc transition dh or (Bed Rw thickness) annulus Mudcake R xo Sw h Rmf Sxo Rs di dj Adjacent bed (Invasion diameters) rj dh Hole diameter © Schlumberger Figure Figura 13.
Iones negativos dejados atrás de la formación ejercen una fuerza atractiva en los iones positivos que no pueden viajar más en la arcilla. Figure Zona B5 de transición Cuando un equilibrio se alcanza: Iones positivos que ya han cruzado la membrana de la arcilla ejercen una fuerza rechazando en los iones positivos en el lodo. Di) Figura 14.Figure Proceso de invasión B4: Invasion Process Rxo Rxo Rxo Ri Ri R Rt R Rt R Rt Ri Di Di D2 Di Case 1 Case 2 Caso 3 Step Profile Transition Annulus Profile Profile (a) (b) (c) Figura 15. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Rxo Resistivity radial depthintoformation Distance of complete flushing (Diameter de invasion. 25 . La diferencia de potencial que aparece entre las dos soluciones es dada por la fórmula: Em = K Log (amf ) / (aw ) De donde: amf y aw son las actividades electro-químico de filtrado de lodo y del agua de la matriz.
El ión Cl . INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Figura 16. Figura 18. tanto los cationes Na+ como los aniones de Cl.migrará más fácilmente que los iones de Na+.es más pequeño y arrastra sólo 2. El Ion de Na+ es comparativamente más grande y arrastra 4. Potencial electrocinético de SP Figura 17. tiene lugar al límite entre la zona lavada y la zona virgen.migrarán hacia el filtrado de lodo. Potencial de contacto de líquidos del SP 26 . Potencial de membrana del SP Potencial de Contacto de líquidos El potencial de Contacto de líquidos.5 moléculas de agua. debido a la salinidad más alta del agua de la formación. Aniones así como cationes pueden transferirse de una solución a la otra (Figura 18). Por lo tanto el anión Cl .5 moléculas de agua. No existe ninguna lutita que separe a las dos soluciones.
Potencial espontáneo Figure B9: The SP Circuit Path estático del SSP SP = SSP = (K + K') Log (amf ) / (aw ) La curva del SP generalmente se presenta en el carril (pista) 1 del registro y normalmente se registra con las herramientas de resistividad asumiendo un lodo conductivo en el pozo. El SP es la caída de potencial medido de las líneas de corriente en el pozo. En capas gruesas y limpias la deflexión de la curva del SP tiende a alcanzar una desviación esencialmente constante que define una línea de arenas limpias. en general. El SP que es la medida de la caída de potencial en el lodo del pozo es sólo parte del SSP. A lo largo de su trayectoria la corriente del SP tiene que forzar su camino a través de una serie de resistencias. El potencial Electrocinético es despreciado. Una diferencia de potencial aparece al límite entre las dos soluciones: Ej = K ‘ Log (amf ) / (aw ) El Potencial Espontáneo Estático o SSP El potencial total de la cadena entera es así la suma algebraica de: Em + Ej que también se llama el Potencial Espontáneo Estático o SSP. la curva del SP muestra deflexiones desde la línea base de arcillas. En formaciones permeables. mucho mayor que la ofrecida por las formaciones. tanto en la formación como en el lodo (Figura 19). INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES El resultado es un aumento de cargas positivas dejado atrás en el agua de la formación. Esto significa que la caída de potencial total (qué es igual al SSP) está dividida entre las diferentes formaciones y el lodo en proporción a las resistencias encontradas por la corriente en cada medio respectivo. En general. Estas cargas positivas restringen la migración del Cl. 27 . esta es una porción grande porque la resistencia eléctrica ofrecida por el pozo es. Figura 19.hacia la zona lavada.
depende de las resistividades relativas del filtrado de lodo y del agua de la formación. Lodo Dulce . La relación de estos dos valores.SP negativo (Figura 20). o PSP. no existe deflexión (Figura 20). es una constante que depende de la temperatura y del tipo de sal en el agua de formación. o SSP (Figura 20). INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES La deflexión de la curva puede ser a la izquierda (negativa) o a la derecha (positiva). dependiendo principalmente de la resistividad relativa del agua de formación y del filtrado de lodo (Figura 20). resistividad del agua de formación. Invasión: Reduce el valor SP Arcillosidad: la presencia de arcilla en la formación reduce el SP Hidrocarburos: los Hidrocarburos en formaciones arcillosas reducirán ligeramente el SSP Filtrado de lodo: La magnitud y dirección de la deflexión del SP desde la línea base arcilla. La magnitud de la deflexión del SP es siempre medida desde la línea de lutitas a una línea de formación limpia. Detectar facturas Factores que Afectan las lecturas del SP Espesor de Capa: SP disminuye proporcional al espesor de la capa. potente y limpia se denomina como Potencial Espontáneo Estático. Aplicaciones de la Curva del SP El SP puede utilizarse para: Detectar capas permeables (solo una indicación cualitativa). Rw > Rmf. el SP está afectado por varios factores. Cálculo del Rw a partir de la curva del SP 28 . Determinar Rw. Rw = Rmf . K = 71 a 77 grados Fahrenheit para NaCl. se da por: SSP = -K log(Rmfe / Rwe) K. El máximo SP disponible en una zona acuífera. En la práctica. todos ellos tienden a reducir su magnitud. Obtener una indicación de volumen de arcilla en una zona. denominado como Alfa = PSP/SSP. se utiliza de vez en cuando como un indicador de arcilla en arenas arcillosas. Indicar el ambiente de depositación. Rmf > Rw Lodo salino . formaciones acuíferas que contienen una solución de cloruro de sodio. El SP es reducido por la arcilla en una zona arcillosa y la desviación se llama Pseudo estática Potencial Espontáneo.SP positivo (Figura 20). Una aproximación del SSP en una arena arcillosa es SSP = PSP / (1 - VSh) donde el volumen de arcilla (VSh) se estima de la curva de Rayos Gamma.cero SP.
Si Rmf es menor que 0. la magnitud de la deflexión de la curva del SP nos permite calcular el valor de Rw de la formación cuando el valor de Rmf es conocido. Calcular el SP Estático (SSP) del registro frente a la zona de interés. Entre en la carta SP-1 (figura 22) con el SP Estático. Este método.5 ohm-m a temperatura de formación. es generalmente exacto. Convertir Rmf a la temperatura de la formación a Rmfe que usa: Rmfe = . INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Debido a la dependencia de Rmf y Rw. La deflexión del SP y su dependencia del Rmf . temperatura de la formación y Rmfe para conseguir Rwe a la temperatura de formación. cuando se aplica en formaciones limpias.85 x Rmf (aproximación).03 ohm-m o mayor que 1. Entre en la carta SP-2 (Figura 21) con Rwe y temperatura de la formación para conseguir Rw. utilizar carta SP-2 (Figura 21) para obtener Rmfe.Rw 4) Rt por el principio de inducción Tenemos dos diferentes tipos o clases de herramientas diseñadas para los dos ambientes más comunes del pozo: 28 . Figura 20. Del cabezal del registro obtener Rmf a temperatura de la superficie Convertir Rmf a temperatura de la formación utilizando Gen-9 (Figura 12).
Las herramientas de electrodos no pueden trabajar en este tipo de ambiente de lodos no conductivos. los registros de inducción pueden enfocarse para minimizar las influencias del pozo. Diseñado para una investigación profunda. tipo AIT Pozos Conductivos: Incluyen Lodos salinos a Lodos saturados de Sal Dual Laterolog a) Principio del registro de inducción Las medidas de inducción fueron originalmente desarrolladas para medir la resistividad de la formación en pozos con lodos en base de petróleo y para pozos llenos de aire. las corrientes de anillo son directamente proporcionales a la conductividad de la formación. También hay un acoplamiento directo entre las bobinas transmisora y receptora. (vea Figura 23).SFL ( Fuera de servicio) Phasor la Inducción Dual–SFL Inducción de Arreglos de Imágenes. así. de las formaciones adyacentes y de la zona invadida. Sistemas de lodo Inversos y pozos llenos de aire. Anteriormente se intentó utilizar unos sistemas de rascadores para que los electrodos trabajen. 29 . ya que se encuentra desfasada con respecto a la señal de la formación. La experiencia demostró muy pronto que el registro de inducción tenía también muchas ventajas cuando se lo utiliza en pozos perforados con lodos en base de agua. Principio de la inducción Las herramientas de inducción de hoy día tienen muchas bobinas transmisoras y receptoras. pero los esfuerzos no fueron satisfactorios. la señal que se origina de este acoplamiento se elimina con el uso de bobinas "compensadoras". Dual Inducción . Sin embargo. Se envía una corriente alterna de alta frecuencia y de intensidad constante a través de la bobina transmisora. Se crea un campo magnético alterno que induce corriente hacia la formación alrededor del agujero. el principio puede ser entendido considerando solo una bobina transmisora y una receptora. Así. Ya que la corriente alterna en la bobina de transmisión es de amplitud y frecuencia constantes (20 kHz). la señal en el receptor (figura 24) es una combinación de la señal de formación R y de la señal de acoplamiento directo X que contiene información de la forma en que la señal ha sido afectada. El voltaje inducido en la bobina receptora es proporcional a las corrientes de anillo y. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Pozos No Conductivos: Incluyen Sistemas de lodo en base de agua dulce. a la conductividad de la formación. Originalmente. Dichas corrientes fluyen en anillos de forma circular que son coaxiales con la bobina de transmisión y crean a su vez un campo magnético que induce un voltaje en la bobina receptora.
05 0.025 ohm-m at 120°C Chart SP-1 to actual water resistivity. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Gamma Ray and Spontaneous Potential Schlumberger Rw versus Rweq and Formation Temperature 0. Rw – RweqFigure B12de formación y temperatura 30 . Use the solid lines for predominantly NaCl waters. The Special procedures for muds containing Ca or Mg in solution dashed lines are approximate for “average” fresh formation are discussed in Reference 3. The dashed portions may also be used for gyp-base mud regular mud types. Rw = 0. They may also be used From chart. Figura 21.0 0.1 0.0 2 3 4 5 R w or Rmf (ohm-m) These charts convert equivalent water resistivity.001 500°F 400°F 0.3 0.01 Saturation 0. f ltrates. Lime-base muds usually have a waters (where effects of salts other than NaCl become signif.5 300 °F 200 °F N 150 aC °F 1. they may be treated as cant). negligible amount of Ca in solution.05 0.5 1.2 0.2 500° F 400 °F 0. from Example: Rweq = 0.031 ohm-m at 120°C to convert R mf to Rmfeq in saline muds.002 300°F SP 200°F 150°F 0.02 Rweq or Rmfeq (ohm-m) 0. Rw. Rweq.005 100°F 75°F 0.1 0.0 la 100 t7 ° 5° 75° F F F 2.005 0.03 0.01 0.02 0.
8 0.133 T°F 0.02 0.2 4 25 6 0° °C C 20 0°C 20 20 0 10 15 50 00°F Formation 0.1 ohm-m.INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Gamm a Ray and Spontaneous Potential Rweq Determination from ESSP Clean for mations This chart and nomograph calculate the equivalent forma. If R mf at 75°F (24°C) is less than 0.6 (ohm-m) 0.33 ohm-m at 250°F Enter the nomograph with ESSP in mV.025 ohm-m at 250°F Rweq For predominantly NaCl muds.85  0. and use R mfeq = 0.4 0.0 60 +50 0 –50 –100 –150 –200 100 ESSP.6 0. from the static spontaneous R mf = 0.3 0.001 a.8 1 1 0.06 2 2 0.04 0. If R mf at 75°F (24°C) is greater than 0.4 5 0. R mfeq = 0.5 Rmfeq 0.2 4 4 0.01 0.02 0.33 the reservoir temperature in °F or °C to def ne the = 0.4 0. turning through Therefore.01 0. measurement in clean formations. Rmfeq /Rweq 0.6 0. From this value. Determinación B11 del Rweq del Essp 31 .1 6 6 1 8 8 10 10 2 0.70 ohm-m at 100°F potential.85 R mf.3 0. use Chart SP-2 to derive a value of R mfeq at formation temperature.05 3 0.24 T°C correct R mf to formation temperature using Chart Gen-9. R weq.28 ohm-m at 250°F R mfeq /R weq ratio. static spontaneous potential (mV) 2. b.1 ohm-m. pass through the Rmfeq value to def ne R weq.0 Figure Figura 22.5 10 50° 0° 0°C temperature F 4 30 C 20 30 0°C 100 20 0° 40 40 0°F F 40 °F 50 1. E SSP.005 0. determine R mfeq as E SSP = – Kc log(R mfeq /R weq ) (ohm-m) SP follows: K C = 61 + 0. or 0.1 aw /amf or Rmfe /Rwe 0. R weq = 0. Example: SSP = 100 mV at 250°F tion water resistivity. K C = 65 + 0.
Sistema básico del registro de inducción Figura 24.INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Figura 23. Señal R y X .
Figura 25. Se mantiene un potencial constante de 2.5 mV). es conocido y la caída de voltaje es constante (2. como las horizontales al enfocar las corrientes en ambas direcciones. se utiliza los siguientes símbolos: Ao = Emisor de corriente. la información de las mediciones más profundas de conductividad. o el diámetro muy grande. b) Principio del registro de enfoque esférico La herramienta SFL mide la conductividad de la formación cerca de la pared del pozo y proporciona la medida somera de investigación. y M’o. La herramienta también trabaja bien cuando el agujero contiene lodo conductivo. incluso aire o gas. del centro del arreglo de electrodos. La herramienta de inducción funciona mejor cuando el fluido del pozo es aislante. Distribución de corrientes del SFL c) Registro de doble inducción. El SFL consistentes de electrodos de corriente. electrodos de retorno de corriente y electrodos que miden el voltaje. Para la tecnología del electrodo. Los electrodos esféricamente enfocados. la conductividad de este volumen de formación puede ser determinada midiendo el flujo de corriente. la conductividad de la formación se determina por la medida del retorno de corriente al electrodo de medida. a menos que éste sea demasiado salado. A1 y A’1 = electrodos de corriente auxiliar. M’1 y M´2 = electrodos que miden el voltaje (Figura 25). Dado que el volumen de formación entre estas dos superficies esféricas. El principio del SFL se desarrollo a partir de las herramientas anteriores de resistividad. complementando con ello. que median la diferencia de potencial entre dos capas esféricas mientras que mantenían constante la corriente. establecen esferas equipotenciales cerca de las fuentes de corriente de las herramientas. además de combinar pares de bobinas para mejorar tanto las características verticales. sin embargo. . En el SFL. usando la señal X para corregir a la señal R. para así poder evaluar los efectos de la invasión.5 mV entre las esferas equipotenciales creadas por los electrodos monitores espaciados a 9 y 51 pulgadas. las formaciones muy resistivas. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES En las herramientas modernas se miden ambas señales.
los resultados son más precisos en zonas de baja resistividad. La herramienta proporciona tres curvas de resistividades enfocadas: dos de Inducción y una Curva somera de enfoque esférico más el Potencial Espontáneo.dependiendo del diámetro del perfil de invasión. Esta presentación es principalmente útil para propósitos de correlación. 5) Puesto que los dos dispositivos de Inducción producen sus señales induciendo un campo magnético en la formación. (Distancia radial = 30 cm o 12 pulgadas) Inducción Media (ILM) . el ILM puede estar influenciado por la zonas Rxo o Rt … o ambas.5 m. Inducción profunda (ILD) . (El SFL requiere un camino conductivo a través del lodo de perforación y no puede estar presente en estos casos). Logarítmico: En una escala 1:500 se presentan curvas de la resistividad en una escala logarítmica. a menos que la invasión sea muy profunda. 4) La registración de tres curvas que investigan cantidades diferentes de volumen de la formación. es muy efectiva cuando se la utiliza en agujeros perforados con lodos moderadamente conductivos. valores confiables de Rt se pueden obtener donde el espesor de la capa es mayor a 12 pies. Esta es la presentación preferida para los Analistas de Registros (Figura 26) b. 2) El enfoque vertical es bueno. Cada curva de inducción o las dos pueden estar influenciadas si un anulo está presente.) Presentación del Registro a. Características de la Herramienta y Aplicaciones 1) La herramienta de Inducción Doble-SFL. Registro de Enfoque Esférico . la curva SFL promediada y la curva de ILD sobre una escala de resistividad lineal. por ejemplo cuando Rmf/Rw >2. Cada curva tiene una profundidad diferente de investigación (Figura 26).está principalmente afectada por Rt . 24-32 pulgadas) . espesor de la capa invasión . nos permite estudiar los perfiles de invasión y donde la invasión es profunda para hacer las correcciones para obtener Rt. (Distancia radial = 1. También está incluida la curva equivalente al ILD que es la curva de conductividad. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Éste es el más básico de los dispositivos de inducción y fue la medida de referencia de la inducción por más de 20 años hasta su retiro del mercado en 1990. Las cartas de corrección están disponibles por cada compañía que registra para corregir por la influencia de: Agujero (diámetro y resistividad del lodo).un dispositivo de lectura poco profundo afectado principalmente por la zona lavada (Rxo).5.2- 1. (Distancia radial = 60-80 cm. Una curva de Rayos Gamma normalmente registrada en lugar del SP. ellos pueden correrse en pozos perforados con aire o en pozos perforados con lodos no conductivos. 3) Por cuanto la herramienta actualmente mide la conductividad de la formación y luego lo convierte a valores de resistividad. Se registran ambas presentaciones simultáneamente. Log-Lineal: Aquí la escala 1:500 presenta dos curvas de resistividad.
Registro de doble inducción .INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Figure 26.
Rt = ILD. Por lo tanto si se espera dificultades en obtener una buena medida del DIL. esto indica invasión moderada. Agujeros grandes y lodos salinos producen señales grandes las cuales dan una resistividad aparente muy baja (en este caso es recomendable utilizar el DLL). como por ejemplo caliza. En general. nosotros debemos utilizar la carta de Schlumberger Rint–2c (Figura 28) para obtener Rt. Ventajas: El registro de Inducción Doble (Dual Induction)-SFL. Rt = ILD.5. Cuando SFL = ILM > ILD. entonces Rt < ILD.5) las conclusiones generales siguientes pueden ser sacadas por inspección del registro: Cuando SFL = ILM = ILD. Rxo / Rt > 2. (Esto también debería ser anotado que estos cambios fueron hechos únicamente a los registros DIL y también anotado en la sección de observaciones de la cabeza del registro). pueden ocurrir errores en las medidas. Cuando SFL > ILM = ILD. para capas más gruesas que 12 pies. obtendremos una Sw optimista. . esto es a menudo una ventaja para correr un registro de porosidad con caliper antes del registro DIL. y si Rxo = SFL. Señales de agujeros grandes se agregarán a las señales de la formación produciendo bajas señales aparentes de resistividad. Cuando SFL > ILM > ILD. El enfoque vertical es bueno y da valores confiables de Rt. este indica invasión profunda. esto indica cero o la invasión muy poco profunda. Registro con 3 medidas de resistividad enfocada. Los Cartas de corrección están disponibles por cada compañía de Servicios:  Agujero  Espesor de la capa  Invasión Desventajas: No confiable para el resistividades > 250 ohm-m (utilizar un registro Dual Laterolog). lo más cerca de la curva media es para el SFL. Mide bajas resistividades en forma precisa (menos de diez ohm-metro). Respuestas del Registro (Figura 27) Para pozos perforados con lodos frescos (Rmf / Rw > 2. o anhidrita son ideales para este propósito. las cuales investigan diferentes profundidades de investigación de la de formación. Por lo tanto utilizando las lecturas del ILD sin la corrección. Esta respuesta indica invasión muy profunda. El resultado de corregir por invasión es obtener un Rt que sea más bajo que ILD. 2) En zonas de alta resistividad (conductibilidad baja). puede usarse más efectivamente en agujeros llenos de lodo ligeramente conductivo. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Limitaciones 1) La toma de registros en pozos de diámetros grandes perforados con lodos salinos. Una zona gruesa de porosidad cero. más de 250 ohmm. y si Rxo = SFL. lo más profundo de la invasión. debería ser evitada en particular en formaciones de alta resistividad. Los problemas anteriores a veces pueden ser minimizados por un sistema de calibración en el fondo del pozo. nos permite estudiar el perfil de invasión en el caso de invasión profunda. lodos no-conductivos y pozos perforados con aire.
Registro de doble inducción .INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Figura 27.
DIL* Dual Induction–SFL* Spherically Focused Resistivity Log
ID–IM–SFL
Thick beds, 8-in. [203-mm] hole, skin-effect corrected,
DIS-EA or equivalent
Rxo /Rm » 20
20 Rt 50
(in 25
RSFL /RID 1.27 1.52
5 d i (m 1.78
1.0 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.7 1.9
RIM /RID
FiguraB17
d) Registro del AIT
Esta herramienta efectúa 28 mediciones independientes provenientes de 8 arreglos inductivos que operan con
un transmisor que funciona a tres frecuencias. Se miden tanto las señales en fase (R) como las que están en
cuadratura (X).
Las conductividades obtenidas se combinan usando funciones radiales y de profundidad. Estas también son
enfocadas para obtener 5 señales con profundidades de investigación de: 10", 20", 30", 60" 90". Con 3
resoluciones verticales de: 1', 2' y 4'.
Las lecturas de la profunda son insensibles al medio ambiente cercano al agujero del pozo, mientras que las
lecturas someras tienen alta resolución, pero son afectadas por el medio ambiente. La combinación de todas las
mediciones resulta en un registro enfocado con mucha precisión y que tiene una resolución vertical alta. Esta
salida de alta resolución está más afectada por los cambios bruscos en el diámetro del agujero o de la invasión.
Si se espera que el agujero esté en malas condiciones (o se descubre que lo está después del registro), se usan
las salidas de la resolución inferior de cuatro pies
Profundidad de investigación del AIT
La herramienta estándar de inducción tiene una profundidad de investigación que está afectada por la
conductividad de las zonas invadida y virgen. El espaciamiento múltiple de la herramienta de inducción Array
permite que la profundidad de investigación sea calculada independientemente de las conductividades. La
lectura más profunda de la herramienta vieja era de casi 60”, la herramienta nueva la tiene en 90”. Así pues, el
registro AIT tiene un grupo de profundidades de investigación radial las cuales no son afectadas por cambios en
la conductividad. Los valores se toman en un punto en el que el 50% de la señal viene de las zonas más
cercanas a la herramienta (figura 29).
Si se comparan las señales de 10”, 20”, 30”,60”, 90” de esta herramienta, con la inducción media y profunda, se
encuentra que estas corresponden aproximadamente a las de 30” y 60” respectivamente.
Figura 29. Definición de profundidad de investigación del AIT
Correcciones del AIT
Las correcciones que son necesarias aplicar están bien definidas. Estas las efectúa el software en tiempo real.
 Sección Transversal del agujero.
 Resistividad del Lodo.
 Stand - off.
La herramienta puede determinar cualquiera de estos parámetros junto con la resistividad de la formación. Sin
embargo, en la práctica se acostumbra usar al menos dos de ellos. La medición de la resistividad del lodo puede
hacerse mediante una medición superficial o con una sonda que se baja en el pozo junto con las otras
herramientas de registro. Las dimensiones del agujero se obtienen de la medición de un calibrador.
El Stand – off no es solamente el valor del separador físico colocado en la herramienta, también es la medida de
las variaciones en la posición de la herramienta. Por ello, en los agujeros grandes se debe incrementar este
separador para que la posición de la herramienta esté mejor definida. Se pueden usar tanto los centradores
CME-Z, como los separadores (stand – off), colocando tres pares; en cada par, debe haber 45 entre ambos
separadores. Un par va en la parte superior del cartucho de la AIT; el segundo par en la funda de la electrónica
de la sonda y el último par sobre la funda del transmisor.
Invasión Rt - Rxo con el AIT
Puesto que el AIT produce cinco mediciones con diferente profundidad de investigación, es posible hacer una
descripción más realista de la invasión.
Como se representa en la figura 30, el modelo antiguo era un perfil escalonado que consideraba que la invasión
actuaba como un pistón y que luego se detenía. Aquí se requería de tres mediciones para encontrar las tres
incógnitas, para lo cual bastaba con el juego de herramientas tradicionales.
Figura 30. Modelo antiguo de la invasión
lo que deja cuatro incógnitas por resolver. Determinación de la saturación con el AIT La imagen de la saturación se hace a partir de Rt. Para obtener los parámetros Rt. se toma el radio r2. que se inicia en la pared del agujero y avanza dentro de la formación. las cinco medidas de la inducción Array. . Esta es una saturación simple. se usa un modelo de inversión. Volúmenes calculados con el registro AIT. la cual simplemente muestra de una manera diferente las resistividades medidas. como el límite de la invasión. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Mientras que con el nuevo modelo (figura 31). Para estos cálculos. como con otras imágenes. Se le llama “modelo independiente” porque no hace consideraciones acerca de la distribución de la resistividad. no toma en cuenta complicaciones tales como las arcillas. Rxo y el diámetro de invasión. en el que se considera que hay una rampa entre las zonas virgen e invadida. La manera más simple es la del perfil de resistividad radial. necesarios en el cálculo de la saturación. Esta imagen simple extrapola las lecturas de la herramienta asignando colores a los diferentes valores de resistividad. esta imagen sirve para enfocar la atención de los interpretadores en las zonas de interés. permiten evaluar un perfil diferente. dificultan las comparaciones a lo largo de la columna de un pozo y entre pozos. Para obtener la imagen de saturación. deben hacerse algunas consideraciones respecto al perfil de resistividad. Las variaciones en el agua de formación. Figura 31. en los parámetros de perforación y en el gradiente de saturación. es la enfocar la atención en una zona en particular y luego interpretar las medidas hechas en ese lugar. Esta imagen será una descripción más precisa de la invasión en la medida en que el gradiente de saturación al igual que la porosidad. Su utilidad. La imagen muestra entonces la saturación más allá del agujero como un perfil radial. Modelo nuevo de invasión Modelo independiente del AIT El registro AIT se puede presentar como una imagen. sean constantes con la profundidad. Rxo y del perfil de invasión calculado por la herramienta. Nuevamente.
la invasión que se muestra del lado izquierdo muestra claramente dos radios. el cual sigue al perfil de invasión al mostrar más filtrado hacia el fondo de la zona. El resultado se integra con la profundidad para dar el volumen de filtrado por unidad de profundidad. En el lado derecho de la figura está el volumen de invasión del filtrado. indicando un comportamiento de rampa para la invasión. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Con los volúmenes calculados. .(2) Sustituyendo en la Ecuación (1): Vmf = (r1 / 2 + r2 / 2) (Rmf / Rxo)1/2 Por lo tanto. proporciona el volumen del fluido (figura 32). el cual tendrá la misma forma que el perfil de invasión en el que está basado y que si se multiplica por la porosidad. Registros de ejemplo El registro de la figura 33 muestra una zona porosa con un perfil de invasión claro en las curvas de resistividad. se construye el perfil de invasión del filtrado para una zona. todo lo que se necesita para determinar el volumen del filtrado Vmf por unidad de profundidad.(1) Usando la ecuación de Archie:  Sxo = (Rm / Rx0)1/2----------------------------------------. Determinación del volumen de fluido Para esto: Vmf / unidad de volumen =  Sxo (r1 / 2 + r2 / 2) -----------. indicando aquí una invasión tipo rampa. Figura 32. son las mediciones del AIT más el valor de Rmf. Sin embargo. en la zona inferior se genera únicamente un radio.
INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES .
Los registros AIT (con resolución vertical de 2’) leen correctamente en esta zona dando el perfil de hidrocarburos. todas las curvas están separadas. Estos resultados pueden emplearse para seleccionar los puntos de muestreo o para una prueba de pozo. pero esta vez mostrando una comparación entre las herramientas de Doble Inducción vieja y la de Inducción Array (figura 34). La herramienta antigua es ambigua con alguna separación. Como se puede ver. el perfil de invasión se ve muy claro con la herramienta antigua. pero también muestra la misma separación en la zona no porosa situada arriba. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Figura 33. Ejemplo de registro AIT Los volúmenes de invasión aquí mostrados fueron determinados mostrando un incremento con la profundidad. . Este es el mismo ejemplo de la figura anterior. mientras que los registros DIL son ambiguos ya que la SFL lee someramente porque Rxo es menor que Rt.
2' y 4' Rango de Resistividades: 0.000 ohm-m. Las medidas responden a tres profundidades de investigación apropiadamente escogidas. el sistema debería cumplir con los siguientes requerimientos: . 5) Rt por principios del registro laterolog Hablando ampliamente. 30" (A x 30). midiendo la resistividad con varios arreglos con diferentes profundidades de investigación. los fluidos del pozo durante las operaciones de perforación son separados en categorías de conductivos y no conductivos. El Dual Laterolog es un dispositivo de emisión de corriente de electrodo que se mide mejor en lodos salinos (donde Rt / Rm>> > 100.5).2 a 1. 60" (A x 60) y 90" (A x 90). Rmf / Rw < 2. Resolución Vertical (x): De 1'. cada uno propone un desafío particular cuando se mide la resistividad de la formación. Está diseñado para obtener Rt. normalmente aproximadas el perfil de invasión del pozo para determinar Rt. Registro Doble Inducción . Para una mejor exactitud de la interpretación. Figura 34.AIT Características del AIT Radio de investigación: 10" (A x 10). 20" (A x 20).
pero tienen diferentes enfoques para proporcionar diferentes características en las profundidades de investigación. i.Dual Laterolog con grabaciones simultáneas. Ambos usan los mismos electrodos y tiene el mismo espesor del espectro de la corriente. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Los efectos del pozo deberían ser pequeños y/o corregibles. Las medidas de profundidad del laterolog (LLD) o de la herramienta DLL. extendiendo el rango en las condiciones de la formación.2 a 40. Descripción y Características Como resultado se desarrolló la herramienta del MicroSFL. Figura 35. La Figura 35 ilustra el enfoque usado por el dispositivo del Laterolog profundo (izquierdo) y por el dispositivo de Laterolog somero (derecho).000 ohm-m. una somera y la tercera entre las dos anteriores. tienen una mayor profundidad de investigación que anteriores herramientas de laterolog. . pero el producto de las dos es mantenida constante.. Las resoluciones verticales deben ser similares. Medición del Doble Laterolog La herramienta DLL tiene un rango de respuesta de 0. En este sistema ambas medidas de corriente (Io) y medida de voltaje (Vo) son variadas y medidas. hacen que las determinaciones de Rt sean más confiables. rango que es mucho más ancho que el cubierto por dispositivos de Laterolog anteriores.e. Para lograr una mejor exactitud tanto en bajas y altas resistividades una constante de poder de medida del sistema es empleado. Las investigaciones radiales deberían ser bien distribuidas. una lectura debería ser profunda.
01  . La herramienta tiene un excelente rango de resistividad.200.000 ohm-m es posible.5 metros (28 pies). Usa un tipo de enfoque llamado pseudolaterolog. Ver Figura 37. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Para lograrlo. Características y aplicaciones de la herramienta 1. pero responde más intensamente a aquella región alrededor del pozo normalmente afectada por la invasión. El espesor de espectro nominal de 60 cm (2 pies).Inducción logs and laterologs .2 . la distancia entre los extremos de los electrodos de la herramienta de DLL-Rxo es de aproximadamente 8.M USE BOTH LOGS Bellow appropriate Rw curve 0 . 3. así produciendo una profundidad de investigación relativamente corta de 50 a 60 centímetros (20 a 24 pulgadas). Esto causa que la medida de la corriente retorne más rápidamente una vez que ha entrado en la formación.1  . 2.M TY PREFERRED 10 Figure B19 Rw = 0.2 a 1. de 0.1  .5.M 5 Rw = 0. La medida del Laterolog poco profunda (LSS) tiene la misma resolución vertical como el del dispositivo del Laterolog profundo 60 cm (2 pies). se necesitan electrodos de guardia muy largos.5 .000 ohm-m) y la adición del Gamma Ray y el Caliper (si MSFL es usado). 5. 20 30 Rmf / Rw Figure B22: Preferred ranges of applications Figura 36. El Dual Laterolog es más efectivo en lodos salinos (alto Rt/Rm) o donde Rmf / Rw < 2.of Induction Doble Laterolog .2 a 40.7 1. 7 10.5 metros (4-5 pies). 2. asegurando una buena resolución vertical. 4. La investigación radial es de 1. (Figura 36). 30 25 INDUCTION LOG PREFERRED ABOVE APPROPRIATE Rw CURVE 20 (%) PO 15 RO SI LATEROLOG Rw = 0. Presentación del Registro La presentación de DLL-MSFL es de escalas expandidas de resistividad (0. en donde la corriente enfocada retorna a los electrodos cercanos en lugar de los electrodos distantes.
Registro DLL-MSFL-GR .INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Figure 37.
6. un dispositivo de lectura poco profundo es requerido. el efecto depende de la resistividad del enjarre. 3. La resolución vertical es excelente. Rxo. y del LLs pueden ser usadas para estudiar perfiles de invasión y computar un valor de Rt más exacto. Vea Carta Rint-9 (Figura 38). dos dispositivos de corto espaciamiento de diferentes profundidades de investigación proporcionan medidas de resistividad de un volumen muy pequeño de enjarre y formación que unen inmediatamente al pozo. 6) Rxo por Principios de Micro-Resistividad Como se ha mencionado. las lecturas de microresistividad son afectadas por el enjarre. La invasión. Microlog y Micro-Spherically Focused Log son completamente combinables con todos los principales servicios de registros. Por consiguiente. también proporciona una excelente medida de Rxo. particularmente en lodos salinos. un valor bueno de Rxo (de un registro Micro-esféricamente enfocado) se requiere corregir LLd por la influencia de la invasión para obtener un valor exacto de Rt. es un importante parámetro al intentar definir el diámetro de invasión. Tales herramientas son el Microlog. Cuando es combinado con una medida de Rxo.) 2. mientras mayor la separación entre LLs y LLd.5. la separación entre las curvas LLS y LLD pueden ser usadas para dar una mirada rápida de indicación de hidrocarburos. Asumiendo que las condiciones de pozo son adecuadas. las curvas del LLd. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES 3. Las corrientes de los electrodos en los patines deben atravesar el enjarre para alcanzar la zona invadida. Se han discontinuado el Microlaterolog y el Proximity Log debido a las Limitaciones en su diseño. El LLD tiene muy pequeños efectos por pozo en agujeros largos. Las cartas de corrección están disponibles por la influencia de: El pozo (diámetro y resistividad del lodo). y del grosor de éste. Este servicio es un dispositivo avanzado y no será discutido en este manual. 4. . Todos son dispositivos de tipo de tipo patín que se pegan a la pared del pozo para hacer sus medidas. hmc. Otro servicio. Proximity Log y el Micro-Spherically Focused Log. Rmc. Si la invasión es profunda. El espesor de capa. una medida de resistividad de la zona invadida. Las herramientas no deberían usarse en lodos frescos (Rmf / Rw > 2. Puesto que la zona invadida se extiende solo unos pocos centímetros desde el pozo. La comparación de las lecturas de las dos curvas identifica el enjarre con indicativos de invasión y por lo tanto de formaciones permeables. Limitaciones 1. Rt puede obtenerse en capas tan delgadas como de 60 cm (2 pies). Microlaterolog. a) Registro del microlog Con la herramienta del Microlog. En lodos salinos la relación Rxo / Rt será menor a uno para una mejor zona. Las herramientas requieren de una buena centralización para minimizar las influencias del pozo en el LLs. la Herramienta de Propagación Electromagnética. 5.
01 20 0.75 1.2 1. Doble Laterolog-Rxo Figure B24 .2 0.0 1.5 2 3 4 6 8 10 15 20 30 40 50 RLLD/RLLS Figura 38. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Resistivity Dual Laterolog–Rxo Device DLT-D/E LLD–LLS–R xo device Thick beds.3 1.8 1.50 100 0.4 15 20 1.) Rxo 1. 8-in. Rxo /Rm = 50.4 0.5 1.54 60 0. use data corrected for borehole effect 100 20 30 40 50 80 60 0.6 0. no annulus.03 100 40 120 50 Rt 3.75 0.1 30 di (m) 20 1.3 1.04 30 di (in.) Rt 0.52 40 30 0.8 15 10 8 Rt 10 RLLD 6 7 RLLD/Rxo 4 5 3 3 2 2 1.50 0.5 Rint 1 di (in. [203-mm] hole.2 0.01 80 60 1.6 100 2. no transition zone.8 Rxo di (m) 0.27 1.4 0.6 1.52 70 2.4 1.
en lugar de una medida de Rxo Limitaciones de Microlog Rxo / Rmc deben ser aproximadamente menores que 15. La cara de la almohadilla tiene tres pequeños electrodos espaciados en línea. Cuando el espesor del enjarre excedía aproximadamente los 3/8 de pulgada.5 centímetros). INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Principio La almohadilla de caucho del Microlog se aprieta contra la pared del pozo por brazos y resortes (Figura 39). El primero es su poder de combinarse con otras herramientas de registros. por otro lado. Normalmente. las medidas del MicroSFL fueron diseñadas para minimizar el efecto del . La limitación principal de la medida de Microlaterolog fue su sensibilidad al enjarre. Aquí las resistividades normalmente son mucho mayores que en formaciones permeables. era relativamente insensible al enjarre. Bajo circunstancias favorables el Microlog puede usarse para obtener Rxo pero generalmente es considerado un buen indicador cualitativo de permeabilidad. El dispositivo micronormal de 2 pulgada tiene una mayor profundidad de investigación que la microinversa. Por consiguiente. Vea Figura 37 para un ejemplo del registro de MSFL con Laterolog Dual. las dos curvas leen casi iguales lecturas o exhiben alguna separación negativa. montado en una almohadilla que ha reemplazado a los Microlaterolog y a las herramientas de Proximidad (Proximity). tales como Phasor Inducción. Por una selección cuidadosa del espaciamiento de electrodos y controles de corriente de remolino.1 centímetros) siendo registradas simultáneamente. En cuanto el fluido de perforación entra en la formación permeable.2 cm Profundidad de Invasión > 10 cm. Las corrientes emitidas de estos electrodos son totalmente no enfocados fluyendo por el camino de menor resistencia (Figura 39). Espesor de la costra < 1. Con estos electrodos se obtienen medidas de microinversa (R1”x1”) de 1 por 1 pulgada y micronormal de 2 pulgadas (5. La solución se encontró en una adaptación del principio de enfocar esféricamente en un dispositivo de la almohadilla de contacto de pared del pozo. por otra parte las lecturas del Microlog son afectadas por Rt b) Registros de enfoque micro-esféricamente (MSFL) El MicroSFL es un dispositivo de registro esféricamente enfocado. En formaciones impermeables. En la presencia del enjarre de baja resistividad. separados por 1 pulgada (2. pero requería de un diámetro de la zona invadida de aproximadamente 100 cm (39 pulgadas) para proporcionar aproximaciones directas de Rxo. Tiene dos ventajas distintas sobre los otros dispositivos de Rxo. las lecturas del registro se influenciaban severamente a los altos contrastes de Rxo / Rmc. La segunda mejora está en la respuesta de la herramienta para zonas Rxo poco profundo con presencia del enjarre. El registro de Proximidad. Esto elimina la necesidad de una carrera adicional de registro para obtener la información de Rxo. los sólidos del lodo se acumulan en la pared del agujero y forman el enjarre. Array Induction y Dual Laterolog. ambos dispositivos miden resistividades moderadas y normalmente van de 2 a 10 veces Rm. es menos influenciado por el enjarre y lee una resistividad más alta produciendo una separación positiva de la curva. la resistividad del enjarre es ligeramente mayor que la resistividad del lodo y considerablemente menor que la resistividad de la zona invadida cerca del pozo.
Es posible obtener matemáticamente las curvas de Micronormal y Microinversa ya que la medida de corriente mira principalmente la zona invadida y la corriente de remolino mira principalmente el enjarre. proporciona una mirada rápida de la técnica de sobre posición para la comparación de una curva de Rt después de ser normalizada en una zona del 100% de Sw. Figure 39 ilustra esquemáticamente el arreglo del electrodo (derecho) de la herramienta de MicroSFL. todavía así la herramienta tiene una profundidad muy somera de investigación.04” (1. el efecto de la resistividad del enjarre es minimizada. 4” (10cm) de investigación radial. Distribución de corriente del MicroSFL Forzando para que la corriente fluya directamente a la formación. Figura 39. Determinación de la Sw usando los valores de Rxo y de Rt proporcionan un chequeo libre litológico e independiente de otros métodos. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES enjarre.2 cm). por cualquier aumento indebido en la profundidad de investigación. Un valor excelente de Rxo del MSFL. Aplicaciones del MicroSFL Identificación de zonas permeables. . el espesor del enjarre < 0. Después de la normalización cuando las curvas se separan es un indicativo de hidrocarburo móvil.7” (12cm). Limitaciones de MicroSFL la profundidad de invasión > 4. También pueden computarse curvas del Microlog sintéticas de los parámetros del MicroSFL.
en una posible zona de interés en cualquier sitio del pozo. la Ф puede ser calculada.9 (Figura 12). Rmf = b. Dado una salinidad de la solución de 10 000 ppm a 68 ºF. ¿Cuál es concentración de NaCl del filtrado de lodo en ppm? 2) Dado una salinidad de la solución de 80 000 ppm.m a 68ºF. encontrar Rmf a 126 ºF. encuentre el resistividad de la solución a 122 ºF Rm = 3) Sí Rm = . encuentre el resistividad de la solución a 250 ºF Rm = b. Se resuelve Rw = Ro / F.5 ohm . Ro es determinado obteniendo RLLD y RLLS de los registros y luego corregidos por efectos de invasión y del agujero. Ejercicios 1) Dada la Rmf = 2. encontrar la Rm del BHT si la Profundidad Total es 7872 ft y la Pendiente Geotérmica es 11 ºF/100 ft (temperatura de Superficie 68 ºF) Rm = _______________________ a _____________________ºF .74 ohm . conociendo F . INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Una medida de Rxo es otro método de encontrar Rw cuando una zona acuífera está disponible. usando Carta Gen . F se calcula de Rxo y Rmf. (Carta Rxo-3) (Figura 40).m a 50 ºF. Cartas de corrección están disponibles para las influencias del enjarre. Recuerde la relación para encontrar Rw es permitirle resolver Sw2 = F Rw / Rt. También.
[25. [0 – 3. [19 mm] 34 1. 0.6 1 2 5 10 20 50 100 RMSFL/Rmc Slimhole MicroSFL Slim MSFL mudcake correction.9 0.5 mm giving R MLL /R mc = 9.2 mm] 18 0. 8-in. borehole 3.7 mm] 12 1.5 hmc 1 in.4 mm] 14 / in. [3.9 0. borehole 3. [12.5 1 in.0/0. R MLLcor/R MLL = 2 and RMLLcor = 2(9.0 0. [25.0 2.0 ohm-m R mc = 0.6 1 2 5 10 20 50 100 RMSFL/Rmc *Mark of Schlumberger © Schlumberger Example: R MLL = 9.0 2.7 0.4 mm] / in.0 RMSFLcor /RMSFL / in.15 = 60 Therefore.15 ohm-m at formation temperature h mc = 9.7 / in. [19 mm] 34 2.0 0.5 14 / in. [12.5 / in.0) = 18 ohm-m Figure por Figura 40.2 mm] 0.8 0 – 1/8 in.4 mm] 2.8 0 in.4 mm] / in. Corrección B29 efecto de enjarre .7 mm] 12 1. [6. [6. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES MicroSFL* Mudcake Correction Standard MicroSFL MSFL version III mudcake correction. 8-in.0 Rxo hmc RMSFLcor/RMSFL 1.
se conocerán “Dtcomp” como Dt). La porosidad efectiva es igual a la porosidad total después de la corrección por arcilla. esta dependencia de la porosidad hace que el registro sónico sea muy útil como registro de porosidad. una herramienta sónica consiste de un transmisor que emite un pulso de sonido y un receptor que toma y registra el pulso como su paso al receptor. no sería fácil por cuanto hay varias incógnitas y sólo una medida. geometría del poro. Por ejemplo. cuando nosotros comparamos otra porosidad y otras medidas de registros. El Dtcomp es el recíproco de la velocidad de la onda sonora. riegue. 1. Los transmisores de la herramienta BHC (BoreHole Sonic Compensated) o sónico compensado son pulsados alternativamente y los valores de Dt son leídos alternativamente en los pares de receptores. (Para el resto de este documento. la respuesta de las herramientas está afectada por la porosidad de la formación. nosotros podemos resolver estas incógnitas. que requiere una onda sonora para atravesar un pie de formación. Todas responden a las características de la roca adyacente al agujero. Este fenómeno establece ondas compresionales y de cizalla a lo largo de las paredes del pozo y ondas orientadas dentro de la columna del fluido. El tiempo de tránsito para una formación determinada depende de su litología y su porosidad. Actualmente hay varios registros sónicos en uso en la industria: el BHC o registro sónico compensado. la fórmula para una medida del registro de Densidad que incluye todo lo anterior puede escribirse como: RHOB= e *Sw * RHOBf + e (1–Sw) RHOBhy + Vsh RHOBsh + (1 . el Sónico de Arreglos (Array Sonic) y el DSI (Dipolar Sonic Imager). los dos últimos registran la forma de onda continua como una característica estándar. VSP). fluido y matriz. El volumen y naturaleza de las arcillas. La porosidad La porosidad total (T) puede componerse de porosidad primaria y secundaria. Su profundidad de investigación es poco profunda (sólo unos centímetros o menos) y por consiguiente generalmente dentro de la zona lavada. estos dispositivos son a menudo llamados como registros de porosidad. Para todos estos dispositivos. Veamos la herramienta básica. Dt. Porosidad de la herramienta Sónica En su forma más simple. la respuesta de la herramienta puede determinarse y puede relacionarse a la porosidad. Por consiguiente. Sin embargo. los registros son afectados por: Volumen y naturaleza de la matriz (litología). Así como las mediciones de la porosidad. Los . La cantidad y naturaleza del poro (los volúmenes espaciales.e–Vsh) * RHOma Resolviendo para la porosidad en este caso. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES IV. El registro sónico es simplemente un registro en función del tiempo. El sonido emanado del transmisor choca con en la pared del agujero. hidrocarburos). Conocido como “El Tiempo de Tránsito”. del Registro de Densidad o del Registro Neutrónico. Dtcomp. el LSS o registro sónico de espaciamiento largo. Los tiempos de tránsitos sónicos integrados también son útiles al interpretar registros sísmicos (WST. La porosidad de las rocas puede obtenerse del Registro Sónico. Cuando se conoce la litología. Si los efectos de fluido y de la matriz son conocidos o pueden determinarse.
En lugar de esto. La computadora también integra las lecturas de tiempo de tránsito para obtener tiempos de viaje totales (ver Figuras 41 y 42). Cuando esto ocurre. la primera llegada aunque sea lo suficientemente fuerte para activar el receptor más cercano al transmisor. puede ser muy débil para activar el receptor más lejano cuando lo alcanza. . saturación de gas. esto se conoce como salto de ciclo. Figura 41 Algunas veces. fracturas en la formación. Este salto tiende más a ocurrir cuando la señal está fuertemente atenuada por formaciones no consolidadas. la curva sónica muestra una excursión muy grande y abrupta hacia un valor “t” más alto. Una curva del calibrador que representa el promedio del diámetro del agujero y una curva de SP se registra simultáneamente en pista 1 (Vea Figura 43). INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES valores de Dt de los dos conjuntos de receptores son promediados automáticamente por una computadora en superficie para compensar los efectos del agujero. lodos con aire o secciones alargadas o rugosas en el pozo. una llegada posterior diferente en el tren de ondas sónicas puede activar al receptor lejano y entonces el tiempo de viaje medido en este ciclo de pulsos será muy prolongado. El registro sónico es corrido con un Dt presentado sobre una escala lineal en las pistas 2 y 3 con una elección de escalas: 40-140 ó 50-150 mseg/pie.
Más tarde nosotros usaremos la curva de Rayos Gamma para computar volumen de arcilla (Vsh). una relación lineal promediada en tiempo o de promediado balanceado entre porosidad y tiempo de tránsito la siguiente relación: Dtlog = * Dtf + (1 .Dtma (2) Dtf -D tma . para formaciones limpias y consolidadas con pequeños poros distribuidos de manera uniforme. Uranio y Torio en la formación y es usualmente representativa de la cantidad de arcilla presente en la formación. Wyllie propuso. Esto es porque los elementos radioactivos tienden a concentrarse en arcillas y lutitas. a) Determinación de porosidad La Ecuación de Wyllie de Tiempo promedio Después de las numerosas determinaciones de laboratorio.)Dtma (1) o  = Dtlog . Herramienta Sónica (BHC) La curva de Rayos Gamma (Rayos Gamma Espectral) mide la radioactividad natural de Potasio. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Figura 42. M.R.J.
INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Figura 43. Registro BHC. con SP y calibrador .
Dtma Cp El valor de Cp se da aproximado al dividir entre 100 la velocidad sónica en las capas cercanas de arcilla. Cartas de Schlumberger Por-3m (Figura 44) usan 0. los valores de Dt observados son mayores que aquellos que corresponden a la porosidad según la fórmula de Wyllie. Para el caso de una formación saturada de gas. de tiempos del tránsito contra la porosidad una nueva transformada empírica fue obtenida.6 µsec/pie Dolomía: Dtmatriz = 43. Caliza: Dtmatriz = 47. Ecuación Raymer – Hunt Durante más de 25 años desde que fue introducida el registro de la velocidad acústica. sv = (C * Dtlog – Dtma) / Dtlog (4) El valor de la constante C tiene un rango de 0. La nueva ecuación de transformación es demasiada complicada para ser presentada en este curso. algunas deficiencias han sido observadas en el tiempo de tránsito.6. C se vuelve al valor 0. Dtma es el tiempo de tránsito de la matriz del material Dtf es el tiempo del tránsito del fluido saturando (aproximadamente 189 µsec/pie para los Sistemas de lodo de agua dulce).625 a 0.7 que depende del investigador. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Donde: Dtlog es la lectura del registro sónico en µsec/`pie. un factor de corrección empírico.5 µsec/pie Anhidrita: Dtmatriz = 50. Dt.0 µsec/pie. Valores típicos: Arena: Dtmatriz = 55. b) Factores que afectan la interpretación sónica: . para transformar a porosidad.5 µsec/pie. como se obtuvo de la ecuación 1 y 2.7 para C: Éste era originalmente el valor propuesto. Basado en extensas observaciones de campo.  Es la porosidad o el volumen ocupado por poros. Cp se aplica a la Ecuación 2 para dar una porosidad corregida. el factor de corrección de compactación se determina mejor al comparar sv. pero el  versus la relación de t todavía es aproximadamente lineal. En estos casos. esta condición existe normalmente sólo en areniscas de alta porosidad (mayor que 30%). 1- es el volumen de la matriz. Cuando las formaciones no son suficientemente compactadas. Sin embargo. Debido a la profundidad muy poco profunda de investigación.67 como el más apropiado. con la porosidad real obtenida de otra fuente. Este valor debe utilizarse cuando la roca investigada por la herramienta sónica contiene una apreciable cantidad de hidrocarburos en la fase gaseosa. svcor (Ecuación 3): svcor = Dt –Dtma x 1 Dtf . Una aproximación de la ecuación está dada en la ecuación 3 y la exacta transformada está dada en el libro de Cartas de Schlumberger. Sin embargo. las más recientes comparaciones de tiempo de tránsito-a-porosidad indican 0.
ya que el patín de la herramienta de densidad se apoya en la pared del pozo para registrar (Figura 45). Otros usos incluyen la identificación de minerales en depósitos evaporíticos. Agua: No es afectado normalmente salvo en casos que el lodo este saturado de sal. (Por ejemplo supongamos que el registro Neutrónico lee en una zona limpia y acuífera 20% y el registro sónico lee 25%.25). . evaluación de arenas arcillosas y de litologías complejas. con aquella obtenida por el registro sónico en una zona limpia y acuífera. Compactación: El Dt leerá demasiado alto en formaciones arenosas no compactadas. Arcilla: El contenido de arcilla generalmente origina una lectura del Dt demasiado alta para un cálculo de porosidad debido a la presencia del agua adherida en las arcillas. Correcciones por compactación pueden ser realizadas si el factor de compactación (Bcp) es conocido. Registro Neutrónico. Porosidad Secundaria: El registro sónico generalmente ignora la porosidad secundaria. el cálculo de presión de sobrecarga y las propiedades mecánicas de la roca. determinación de la densidad del hidrocarburo. La fuente radioactiva natural emite rayos gamma de alta energía dentro de la formación. 2) Porosidad del Densidad y Litología Los registros de Litho-Densidad son principalmente usados para determinar la Porosidad y la Litología. por lo tanto Dtf es alrededor de tres a cuatro veces el tiempo de tránsito en la matriz. por último. porosidad calculada). por lo tanto la mayoría del fluido visto por la herramienta será filtrado de lodo. Una incorrecta elección de Dtma producirá cálculos erróneos. Existen tres tipos de interacción entre los rayos gamma y la formación: el ‘efecto fotoeléctrico’ que ocurre con los rayos gamma de baja energía. Efecto del Agujero: El sónico compensado no está afectado por los cambios del tamaño del agujero excepto en los casos de extrema rugosidad. El sónico lee porosidad primaria la cual puede estar afectada por la arcilla. la onda viajará de un grano de arena otro grano y el efecto del gas se reducirá. En arenas compactas. pozos grandes donde la señal de la formación está severamente afectada por el “ruido” de la señal del lodo y daños de formación. entonces Bcp=25%/20%=1. Por ejemplo en porosidades vugulares el tiempo de tránsito a través de la matriz de las formaciones es más rápida que el tiempo de tránsito a través del fluido en las cavidades. Gas: Gas residual causa una lectura del Dt demasiado alto cuando las formaciones no son compactas. El gas entre los granos de arena disminuye la onda compresional resultando un valor alto de Dt. Petróleo: Normalmente no lo afecta. El enjarre: No le afecta al sónico BHC porque el tiempo de tránsito a través de la costra de lodo está compensada. Un valor aproximado de Bcp se obtiene de arcillas vecinas. en ese caso hay que utilizar un valor diferente de Dtf. Bcp también puede ser obtenido comparando la porosidad obtenida de otras fuentes (Registro de Densidad. Tipo de Fluidos: La profundidad de investigación del registro sónico es muy somera. y. detección de gas. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Litología: La Litología debe ser corregida para obtener un valor correcto de Dtmatriz. determinación de la contribución de materia orgánica. la ‘generación de pares’ que ocurre con rayos gamma de muy alta energía. la ‘dispersión Compton’ que ocurre a niveles de energía intermedios.
u.5–51.000–23.  = 18% Limestones 21.000–19.u. En este tipo de interacción los rayos gamma pierden energía por colisión con los electrones de los átomos de la formación hasta que.500 ft/sec [5950 m/sec]—sandstone Sandstones 18.1 40 40 Por 1.000 43.) rtz 1. porosity (p.6 ua Q Bcp e ton ds 20 20 e san art ent ite ite ton tz Qu em Calc lom ds ar vma (ft/sec) an qu Do z s ed 00 80 59 640 00 C 70 0 10 10 50 00 55 0 0 100 150 200 250 300 350 400 t . 19 and 20.000–26. porosity (p. Porosity Porosity Evaluation from Sonic vf = 1615 m/sec 50 50 Time average Field observation 1.2 1. Figura 44. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES La dispersión Compton ocurre cuando la energía de los rayos gamma de la fuente tiene valores entre 75 keV (kiloelectrón-Volt) y 2 MeV (Megaelectrón-Volt). son absorbidos. finalmente.500 55.6–43. interval transit time (sec/m) © Schlumberger Example: t = 76 sec/ft [249 sec/m] Lithology vma (ft/sec) t ma (sec/ft) vma (m/sec) t ma (sec/m) vma = 19.5 7010–7925 143–126 (by either weighted average or empirical transform) For more information see References 18.) .5 .4 ton l Do 30 ite ds 30 C alc sa n 1.5 6400–7010 156–143 Dolomites 23.3 ite om e 1.5–38. Figure Evaluación C6 de la Porosidad del Sónico .000 47.3 5486–5944 182–168 Therefore.
Una distancia finita de la fuente. . y de la densidad de los fluidos que llenan los poros. a una distancia fija de la fuente. El número de colisiones Compton-esparcido está directamente relacionado al número de electrones en la formación. Se cuentan los rayos gamma esparcidos que alcanza el detector. Herramienta de Litodensidad Este tipo de interacción es conocido como Compton-esparcido. el índice de absorción fotoeléctrico puede ser determinado. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Figura 45. b que. del espectro de energía se puede mirar en la (figura 46). Pudiendo relacionarse la absorción fotoeléctrica con la litología. considerando que la medida de b responde principalmente a la porosidad y secundariamente a la medida de la matriz y del fluido del poro. El número de rayos gamma de la región de energía más baja (región de efecto fotoeléctrico) se relaciona inversamente a la densidad del electrón y a la absorción fotoeléctrica. Además de medir la densidad total. la utilización de la herramienta de densidad es esencialmente determinada por la densidad del electrón (el número de electrones por centímetro cúbico) de la formación. El número de rayos gamma en la región de energía más alta (región de Compton que se esparce) está inversamente relacionado a la densidad del electrón de la formación (un aumento en la densidad de la formación disminuye el número de rayos gamma). La densidad del electrón se relaciona a la verdadera densidad de volumen. la porosidad de la formación. como el detector lejano. como una indicación de densidad de la formación. depende de la densidad del material de matriz de la roca. Comparando las energías en estas dos regiones. e. la herramienta mide también el índice de absorción fotoeléctrico de la formación. la medida de e responde a la medida de la matriz principalmente (litología) y secundariamente a la porosidad y fluido del poro. Por consiguiente. a su vez.
f Donde: ma depende de la litología. b es obtenida del registro de densidad. Espectro de energía del Litodensidad El espectro de rayos gamma cerca del detector sólo se usa para corregir la medida de densidad del detector lejano por los efectos del enjarre y rugosidad del agujero abierto. f es la densidad del fluido. la densidad total de la formación.) es el porcentaje de volumen de la matriz. a) Porosidad a partir del registro de densidad Para una formación limpia de densidad de matriz conocida (ma). teniendo una porosidad ().  es el porcentaje de volumen de espacio poroso. (1 . INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Figura 46.)ma (zona limpia y acuífera) Donde: b es la densidad total (de LDT) ma es la densidad de la matriz.b = ma . f depende del tipo de fluido en el volumen poroso . que contiene un fluido de densidad media f. Esto puede escribirse como: ma . b. será: b = f + (1 .
para analizar las matrices de dos-minerales y determinar la porosidad.18 gr/cc. Típicas respuestas de densidades litológicas para minerales comunes están representadas en la Figura 48 Las medidas de Pe se usan: 1) Sola como un indicador de la matriz (curva litológica). En la figura 49 se muestran ejemplos del uso directo de la curva Pe para identificación de litologías. ma = 2.285 ó 28. el Pe es igual al de la caliza. 2. 3) En combinación con el Densidad y Neutrón para analizar litologías más complejas (soluciones de matrices de tres-minerales y porosidad).310 o 31% ma = 2. a diferencia de la ecuación sónica que es una relación empírica. podemos resolver para D. Del ejemplo del registro LDT leímos b = 2. usaremos la curva Pe como un indicador de la matriz en litologías simples.0 La carta Por-5 (figura 47) resuelve esta ecuación gráficamente. Una interpretación segura de la litología de la matriz puede obtenerse. Junto con otros datos del registro pueden analizarse combinaciones de minerales más complejas. Para b = 2.369 o 36.87 D = 0. Usando e para las aplicaciones más avanzadas (identificación de litología complejas y la detección de minerales pesados). .18 D = = 0.650 – 2. Se usan valores de b para rocas de reservorio comunes (porosidad nula). está influenciada ligeramente por la porosidad de la formación y la presencia de gas. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES La ecuación para b puede demostrarse matemáticamente. es por la densidad total o por valores de porosidad densidad.0 gr/cc.650 – 1.180 gr/cc resolviendo la porosidad usando otros valores de matriz dada: ma = 2. En el caso de una anhidrita. al tratar con litologías simples (una matriz mineral).9% b) Litología a partir del factor fotoeléctrico (PEF) La curva de Pe es un buen indicador de matriz.50 % 2. La manera de identificar la anhidrita positivamente. En esta sección del curso. Un beneficio directo de la descripción más exacta de la matriz es una distinción mucho más segura entre el gas y aceite. Dado f = 1.65 gr/cc. 2) En combinación con la Densidad b. pero responde principalmente a la litología.71 D = 0.
4 2. go to the appropriate reservoir rock type and read porosity on the appropriate f uid density. as recorded with the FDC* Compensated Example: r b = 2.71 (calcite) ity with this chart.2 2.8 2.) r ma – r b 20 f = r ma – r f 10 0 2. nd lci 3 = 68 (ca 8 sa 2 . INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Porosity Formation Density Log Determination of Porosity rf 1.6 2. r f . Determinación C14del registro de Litodensidad de la porosidad .1 1. in abscissa.) Figure Figura 47. a m rtz 71 = r Por ua 2. ordinate. enter bulk density.2 ) ite 40 om ol e) (d on 87 ) st te 2. porosity. a m (q r r a= 2. is converted to poros.9 0.1 (salt mud) hole size.31 3 *Mark of Schlumberger r b. To use.8 1. 30 65 a = m r 2.u. (r f is the density of the f uid saturating the rock imme- diately surrounding the borehole—usually mud fltrate. m = a m r f . scale in Therefore.0 2. (p. corrected for bore- r f = 1. r ma = 2.u. r b .31 g/cm3 in limestone lithology Formation Density or Litho-Density* logs. bulk density (g/cm ) © Schlumberger Bulk density.0 0. f D = 25 p.
372 8.806 2. .468 0.79 17.32 Carbón 0. para obtener valores correctos de porosidad.8 4.400 1.169 2. Uso de la curva Pe para identificaciones litológicas c) Factores que afectan al registro de densidad Litología: Valores correctos de ma deben conocerse.11 Halita 4.04 2.180 1. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Figura 48.95 Yeso 3. como una función de la porosidad Minerales Pe b e U Dolomita 3.392 4.863 1.66 Clorita 6.45 2.41 Montmorillonita 2. Índice de absorción fotoeléctrico.79 Anhidrita 5.58 Hilita 3.0 Sylvita 8.52 2.79 2.69 Caolinita 1.83 2.3 Zircón 69.30 2.279 296.074 8.084 2.52 8.650 4.10 4.12 4.710 2.957 14.142 2.150 4.916 16.41 2.987 107.351 2.420 2.48 5.77 Arenisca 1.977 2.105 4.0 Figura 49.708 13.032 2.864 9.011 1070 Hematita 21.51 1.648 2.26 Barita 266.877 2.055 2.41 4.00 Caliza 5.12 2.
f se selecciona en el cómputo para la determinación de porosidad. Consolidación: La herramienta de densidad no se ve afectada por falta de consolidación. La arcilla aparece como matriz para la herramienta de densidad. En arenas arcillosas. Efectos del Agujero: La densidad da buenos valores para pozos de hasta a 15”de diámetro. Así. Agua: La densidad del agua es proporcional a la cantidad de volumen de sal. en formaciones limpias cuyos poros están llenos con agua o petróleo. 3) Porosidad del Neutrón Compensado (CNL) Se usan los registros de Neutrón principalmente para definir formaciones porosas y determinar su porosidad. Sin embargo para un efecto de corrección  de 1. En este caso obviamente. la compensación de la herramienta puede ser insuficiente y el b no será muy representativo como densidad de la formación. La determinación de la porosidad en zonas de gas puede ser alta si hay gas residual cerca del pozo. Por lo tanto. . pero para agujeros muy ásperos.65 gr/cc.e – Vsh) + sh Vsh Agrupando términos: b = f (e) + ma (1 . Los mismos que responden principalmente a la cantidad de hidrógeno en la formación.65. normalmente la mayoría de fluidos de la formación son barridos lejos del pozo y la herramienta de densidad mira el fluido de perforación o filtrado en el espacio poroso.e) + Vsh(sh . ( >1. Normalmente la mayoría del gas es barrido y simplemente un poco afecta al registro de densidad. Porosidad secundaria: La densidad lee porosidades íntercristalinas. el f a ser usado es el filtrado del lodo en lugar de la densidad del agua de la formación.00 gr /cc y mayor. causará que la densidad lea valores de densidad demasiado bajos (porosidades altas) cuando el contacto del patín a la formación es débil. Enjarre: Para espesores normales de enjarre. al igual que la arenisca. Gas: La f de gas tiene 100-300 kg /m3.ma) Si sh = ma entonces el último término es cero. la densidad dará normalmente un buen valor de porosidad efectiva sin tener en cuenta el volumen de arcilla. La herramienta compensa automáticamente para rugosidades menores. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Arcilla: La densidad de la arcilla en arenas puede variar de 2. b = f e + ma(1 . no existirán efectos ya que automáticamente la herramienta los compensa. La porosidad mide por lo tanto la porosidad total. Aceite: El aceite residual dará valores de porosidades de densidad ligeramente altos. pero normalmente puede estar cerca de 2. Tipo de fluido: La profundidad de investigación es bastante somera. porque el aceite es más ligero que el filtrado del el lodo perforación.20 a 2. la densidad no debería usarse para los cálculos de porosidad.00 gm/cm3). el registro de Neutrón refleja la cantidad de porosidad llena con esos líquidos. vugulares y fracturadas.
INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Las zonas de gas pueden a menudo ser identificadas comparando el registro de Neutrón con otro registro de porosidad (por ejemplo el de Densidad). Colisiones con núcleos pesados no retardan mucho al Neutrón. La cantidad de energía perdida por la colisión depende de la masa relativa del núcleo con el que el Neutrón choca. ésta aumenta cuando decrece las concentraciones de hidrógeno y viceversa. hidrógeno o silicio. hasta que ellos son capturados por los núcleos de átomos de cloro. permite evaluar el contenido de arcillas. además. Cuando la concentración de hidrógeno del material alrededor de la fuente del Neutrón es grande. .I. En pocos microsegundos los neutrones han sido retardados por sucesivas colisiones a velocidades termales. El núcleo capturado empieza intensamente a excitarse y emite un rayo gamma de alta energía de captura. El índice de hidrógeno es una medida de la cantidad de hidrógeno por el volumen de la unidad de formación (H. Al contrario. La mayor pérdida de energía ocurre cuando el Neutrón golpea un núcleo de masa prácticamente igual a la del núcleo de hidrógeno. Ellos entonces se difunden al azar. Neutrones de alta-energía son continuamente emitidos por una fuente radioactiva en la sonda. Estos neutrones colisionan con los núcleos de los materiales de la formación como si fueran bolas de billar a través de colisiones elásticas. Los neutrones son partículas eléctricamente neutras. los neutrones viajan más lejos de la fuente antes de ser capturados. sin perder más energía. el Neutrón pierde un poco de su energía. la herramienta del Neutrón responde al índice de hidrógeno de la formación. De acuerdo con la proporción de conteo del detector. cada uno tiene una masa casi idéntica a la masa de un átomo de hidrógeno. correspondiendo a energías de alrededor de 0. o con un análisis de núcleos. Así. Una combinación del registro de Neutrón (Figura 52) con uno o más distintos de porosidad. Con cada colisión. si la concentración de hidrógeno es pequeña. El retardo de los neutrones depende proporcionalmente a la cantidad de hidrógeno contenido en la formación. la mayoría de los neutrones serán retardados y capturados dentro de una distancia muy corta de la fuente.025 eV. de agua = 1). producen valores más exactos de porosidad y facilita la identificación litológica.
en la presencia de neutrones termales adsorbentes. aire /gas (porosidad epitermal solamente) y también en pozos abiertos y cubiertos. . el DNL está especialmente diseñado para su uso en combinación con otros dispositivos. utiliza un detector único de patín. a) Factores que afectan los registros CNL Litología: Una sola matriz conocida debe estar presente para determinar porosidades con precisión. CNL puede ser corrido en agujeros llenos con líquido. arenisca o dolomía). el uso es limitado. Por-13b transforma la curva “NPHI” cual no es ambientalmente corregida y también transforma las curvas “TNPH” Y “NPOR” cuales son ambientalmente corregidas El CNL está especialmente diseñado para su uso en combinación con otros registros. y las series de herramientas CNL las cuales incluyen el registro de Neutrón compensado y el registro de Neutrón Compensado de Porosidad Dual (DNL *). Se obtienen dos medidas separadas de porosidad. Mejora la respuesta a la presencia de gas y mejora la interpretación. SNP detecta neutrones epitermales. y también en pozos abiertos y cubiertos. La conversión de porosidad de acuerdo a la matriz utilizada puede hacerse utilizando la Carta a Por- 13b (figura 51). líquido-lleno o vacío. Las actuales herramientas usan una fuente de americio-berilio (AmBe) para proveer neutrones con energía inicial de varios millones de electrón voltios (Figura 50). INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Figura 50. Al igual que en el CNL. Arcilla: La presencia de hidrógeno en el agua químicamente ligada de las arcillas y formaciones arcillosas causan que el CNL / DNL lean valores muy altos de porosidad. la mayoría de las correcciones se aplican automáticamente durante la registración. Además. una por cada par de detectores. Los mayores errores pueden ocurrir si la selección de la matriz es incorrecta. la porosidad medida por el detector epitermal lee muy bajo y está más estrechamente ligada con la porosidad derivada de la densidad. En formaciones arcillosas que contienen un número grande de neutrones termales absorbentes. las herramientas Neutrónicas de pared de pozo SNP (limitado en su uso). Herramienta CNT Las herramientas de registro de Neutrón incluye las series de herramientas GNT (ya no en uso). el DNL puede ser corrido en agujeros llenos con líquidos. pero no con pozos vacíos (agujeros llenos de gas o de aire) DNL Detecta neutrones termales y epitermales La herramienta DNL incorpora dos detectores de Neutrón epitermal además de dos detectores de Neutrón termales. CNL Detector de neutrones termal El CNL usa un sistema de dos detectores cuyo equipo de superficie mide los promedios de velocidades de conteo de los detectores para producir un registro en una escala lineal del índice de porosidad de los neutrones basado en la matriz seleccionada (caliza. sólo puede ser corrido en agujero abierto.
la porosidad primaria y secundaria y el contenido de gas vs. salinidad del fluido. El agua salina tiene un volumen de hidrógeno reducido. Además hemos visto que cada medida proporciona la entrada necesaria para calcular porosidad bajo las siguientes condiciones: La porosidad es de tipo íntergranular. Normalmente es cero la corrección del stand-Off. La roca está limpia sin presencia de arcilla. Enjarre: Deben hacerse correcciones por enjarre. CNL / DNL. causará diferentes medidas de porosidad que discrepan en un modo u otro. lee bajas porosidades. Entonces aquí surge la pregunta a ser contestada ¿Qué medida de porosidad debe ser usada? En una secuencia de arena arcillosa. . Corrección neta promedia normalmente está entre una y tres unidades de porosidad. y tiene un pequeño o ningún efecto. la corrección está en las respectivas cartas. presión y temperatura. obtenida por el uso de una fuente de alto rendimiento y del sistema de dos detectores. 4) Determinación de la Porosidad Total Conocemos ahora que las medidas de porosidad se refieren a las medidas de densidad de volumen. para los cálculos manuales la corrección no se hace normalmente. índice de hidrógeno y tiempos de viaje acústicos. pero no se discute en este curso.  Gas: la concentración de hidrógeno es baja. Cuando corre en combinación con la herramienta de densidad un sistema de corrección de Caliper automático es exacto a 356mm. usar TOTAL = D Si N y t están disponibles. para los cálculos iniciales. El tipo de la matriz es conocido y constante. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Tipo de fluidos:  Agua: en agua fresca. Si D está disponible. Volumen líquido. no tiene ningún efecto. Porosidad secundaria: Todo el equipo Neutrónico mide la porosidad total (incluyendo la primaria y secundaria). usar TOTAL = S con correcciones por compactación aplicadas. La porosidad está llena con fluido. por lo que CNL / DNL leerán bajas porosidades. no fracturada o porosidad secundaria. peso del lodo. Pero se pueden aprovechar para determinar primero la litología. Compactación: Los registros de Neutrón no se ven afectados por la compactación. Efectos de Agujero Abierto: Los efectos por la rugosidad del agujero son minimizados por alta profundidad de investigación. El incumplimiento de cualquiera de las condiciones arriba mencionadas.  Hidrocarburos líquidos: el volumen de hidrógeno está cerca a la del agua.
(apparent limestone porosity) NPHI) from one lithology to another. apparent limestone neutron porosity (p. to convert CNL porosity logs (TNPH or TNPH = 18 p. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES En un carbonato. true porosity for indicated matrix material 30 Por ne ) sto 20 ne nd to es sa m rtz (li mi te ua te lo lci Do Q Ca 10 0 0 10 20 30 40 CNLcor .u. C22del CNL Corrección Si N y D están disponibles en unidades de arenisca y caliza. Example: Quartz sandstone formation on the previous page.u. the true porosity can be derived. para los cálculos iniciales (matriz caliza).) *Mark of Schlumberger © Schlumberger Chart Por-13b can be used in the same way as Chart Por-13a. TNPH and NPHI por osity logs 40 Formation salinity 0 kppm 250 kppm TNPH NPHI . Figure Figura 51. If a log is recorded in lime- Formation salinity = 250 kppm stone porosity units in a pure quartz sandstone formation. Porosity Thermal Neutron Porosity Equivalence Curves CNL* Compensated Neutr on Log.u. entonces usar TOTAL T = N + D 2 . giving True porosity in sandstone = 24 p.
INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Si sólo t está disponible.0 GM/ CC 3.15 SP(N/ A) RHOB -100 50 2. usar TOTAL T = S + VUGS Estimada Correlation Depth Porosity GR PHIN(NPHI) 0 API 150 0.45 V/ V -0. Registro Densidad-Neutrón-Gamma .0 CALI PEF 6 IN 16 0 B/ E 10 9400 9450 9500 Figura 52.
Así. el registro de Espectrometría de Rayos Gamma Naturales. por medio del efecto fotoeléctrico. Después de que el rayo gamma ha perdido bastante energía. El Registro de Rayos Gamma (GR) El registro de GR es una medida de la radioactividad natural de las formaciones. para correlación general. NGT. . y el número de energías es distinto para cada elemento. las formaciones menos densas parecen ser ligeramente más radioactivas.46 MeV. Dos formaciones que tienen la misma cantidad de material radioactivo por volumen de la unidad. al menos que contaminantes radiactivos como la ceniza volcánica o material erosionado del granito estén presentes o que las aguas de la formación contengan sales radiactivas disueltas. es absorbido. Frecuentemente se usa para complementar el registro SP y como suplente de la curva SP en pozos perforados con lodos salinos. perdiendo energía con cada colisión. 2) Registro Gamma Espectrales (NGT) Al igual que el registro de GR. Esto es porque los elementos radioactivos tienden a concentrarse en las arcillas. y fundamentalmente. lo que lo hace muy útil como una curva de correlación en trabajos de terminación y reacondicionamiento. Detección de minerales radioactivos y no radioactivos. por un átomo de la formación. con la diferencia. Definición de capas arcillosas. La figura 53 muestra la energía de los rayos gamma emitidos: el Potasio (K40) emite rayos gamma de una sola energía a 1. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES V. aire o lodos base-aceite. 4. Formaciones Limpias Lectura de GR Arenas 15 a 30 API Calizas 10 a 20 API Dolomías 8 a 15 API El registro de GR puede ser registrado en pozos entubados. Los rayos gamma al atravesar la materia experimentan colisiones sucesivas de esparcimiento Compton. 2. 3. Las formaciones limpias normalmente tienen un nivel muy bajo de radioactividad. Torio y Uranio en las rocas de la formación. Usos: 1. En formaciones sedimentarias el registro refleja normalmente el volumen de arcillas de las formaciones. En cada caso. permitiendo determinar las concentraciones radioactivas de Potasio. La proporción de absorción varía con la densidad de la formación. es útil para la determinación de arcillas y capas no arcillosas. 1) Propiedades de los rayos gamma Los rayos gamma son impulsos de alta-energía de ondas electromagnéticas que son emitidas espontáneamente por algunos elementos radioactivos. que el GR mide sólo la radioactividad total en cambio el NGT mide el número de rayos gamma y el nivel de energía de cada uno. Identificación de topes formacionales. Casi toda la radiación gamma encontrada en la tierra es emitida por el isótopo de Potasio radioactivo de peso atómico 40 (K40) y por los elementos radiactivos de las series del Uranio y del Torio Cada uno de estos elementos emite rayos gamma. pero teniendo densidades diferentes mostrará la radioactividad en diferente nivel. los rayos gamma naturales son gradualmente absorbidos y sus energías degradadas (reducido) cuando ellos atraviesan la formación. mide también la radioactividad natural de las formaciones. Indicador del contenido de arcilla. considerando que el Uranio y serie del Torio emiten rayos gamma de varias energías.
46 MeV de rayos gamma. De esta manera. La proporción de Potasio 40 para el total de Potasio es muy estable y constante en la . mirando la población de rayos gamma en una parte particular del espectro es posible inferir la población a cualquier otro punto. Uranio 238 (U238) y Torio 232 (Th232). Se asume generalmente que las formaciones están en equilibrio secular. Como resultado. Sin embargo. el Uranio 238 y el Torio 232 decaen secuencialmente a través de una larga sucesión de isótopos hijos antes de llegar a estabilizarse en isótopos de plomo. El Potasio 40. es decir. la cantidad de isótopos no radioactivos también puede encontrarse. el deterioramiento de los isótopos hijos se producen en la misma proporción de los isótopos padres. decae directamente a Argón 40 estable con la emisión de 1. así que. Una vez que la población de isótopo padre es conocida. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Figura 53. Esto significa que la relativa proporción de elementos padre e hijos en una serie particular permanece muy constante.62 MeV es causado respectivamente por el decaimiento del Talio 208 y Bismuto 214 respectivamente. El característico pico en la serie del Torio de 2. la cantidad de isótopos padres pueden determinarse. como se muestra en la Figura 54. rayos gamma de diferentes energías son emitidos y se obtienen espectros de energía bastante complejos. Espectro de la emisión de GR de los minerales Principio Físico La mayoría de la radiación de rayo gamma en la tierra origina el deterioramiento de tres isótopos radioactivos: El Potasio (K40).
Respuesta de las curvas del K. Análisis de litologías complejas. U. Th. y hay también un cambio gradual Figura 54. Identifica diferentes tipos de arcillas. Las proporciones relativas de los isótopos de Uranio dependen un poco de su ambiente. . Aplicaciones: Identifican arenas radioactivas que pueden mal interpretarse como arcillas. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES tierra. Correlación en profundidad (como Rayos Gamma Normal). aparte del Torio 232 los isótopos del Torio son muy raros para que puedan abandonarse.
Descripción El Calibrador o Cáliper es un Registros usado en pozos con agujero descubierto que nos permite medir el tamaño y la forma del agujero. Caliper . Este movimiento es generado por la acción de barras metálicas o “brazos”.Calibrador 1. así como para hacer correcciones a algunos tipos de Registros. la cual es muy importante para la interpretación de registros. Los Petrofísicos lo utilizan además. midiendo el diámetro del mismo. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES VI. Figura 55. es decir. la geometría del pozo. Una vez alcanzada. para el control de calidad de los Registros y constituyen un elemento muy utilizado para determinar litologías y zonas fracturadas dentro de intervalos no colectores. la cual es bajada por medio de cable hasta la profundidad deseada. son accionados de manera que se extienden hasta tocar la pared del pozo.. acoplados al cuerpo de la herramienta. ya que funciona a base de la conversión de un movimiento mecánico a una señal eléctrica usando una resistencia variable. los brazos. El principio de funcionamiento es muy sencillo.
entre los más comunes:  Enjarre  Derrumbe  Efecto helicoidal  Key seats  Braekout  Otros . por lo que los brazos del calibrador se abren y cierran respondiendo a dichas irregularidades.Sección esquemática de la herramienta Caliper La disminución o aumento del diámetro del pozo. este diámetro no es constante. Figura 57. está asociado a varios factores. mandando así una señal que después será convertida en impulsos eléctricos y posteriormente registrada en una computadora. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Debido a las irregularidades en el pozo..
Figura 56. debido a que la fase liquida del lodo de perforación penetra a la formación. si un registro tiene perfil suave. dejando la fase sólida adherida a la pared del pozo. reduciendo así su diámetro.Variaciones del diámetro del pozo .. de permeabilidad. Este es un indicador a su vez. el crecimiento del enjarre será bien marcado. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Por ejemplo.
podemos decir que hay tres tipos de Calibradores:  Caliper de 1 brazo (SDLT) Brazo acoplado en la herramienta de Densidad que sirve para descentralizar la herramienta y por lo tanto.Caluiper de 4 brazos . El agujero mínimo con el que esta herramienta puede trabajar es de 5 ½ “ y el máximo es de 22” Figura 57. la cual trabaja en agujero de di´metro minimo de 4 ½” y agujeros máximos de 22”  Caliper de 6 brazos  Figura 58..Calibrador del SDLT  Caliper de 4 brazos (FIAC) Herramienta que consta de 4 brazos independientes (FIAC). INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES 2. puede darnos el diámetro del pozo. Tipos de Calibradores En general..
una bobina centrada dentro de la carcasa genera un campo magnético alterno. Esto es una desventaja pero para propósitos de determinar corrosión. A diferencia de una pinza mecánica o ultrasónica. Otros tipos de Calibradores Cáliper electromagnético Es una medición in situ del diámetro interior de un revestimiento o la tubería usando una técnica electromagnética.Otra bobina más arriba de la herramienta mide el desplazamiento de fase introducido en la carcasa. la señal penetra en menos de 1 décimo de milímetro en la carcasa y el desplazamiento de fase puede estar relacionado con el diámetro interno de la carcasa. En alta frecuencia. la medición no responde a escala no magnético. Para propósito de determinar un verdadero diámetro interno. Figura 60.Cáliper electromagnético . INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Figura 57.Al igual que con la medición del espesor electromagnética y por lo general mide al mismo tiempo..Calibrador de 4 brazos  Cáliper de 6 brazos Este tipo de herramienta es la más usada en la actualidad para determinar geometría del pozo y funciona a partir de 6 brazos que se mueven de manera independiente. Figura 59 Cáliper de 6 brazos 3. se vuelve una ventaja..
siendo necesaria en las tuberías de mayor diámetro.Calibradores multifinger típicos tienen entre 20 y 80m dedos.. Utiliza señales acústicas de alta frecuencia. el cáliper puede detectar pequeños cambios en la pared de la tubería. El diámetro se determina a partir del tiempo de retorno de este eco y la velocidad acústica del fluido.. El propósito principal es detectar deformaciones. Figura 61.Caliper ultrasónico . INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Calper Multifnger Es un dispositivo que nos permite medir el diámetro de la pared interna de un revestimiento o la tubería utilizando múltiples brazos o dedos. La medición tiene alta resolución y se utiliza para detectar deformaciones Figura 62.Caliper MultiFinger Caliper Ultrasónico Se utiliza para medir diámetro interno de la tubería. El transductor se hace girar para producir una sección transversal del tamaño del pozo y las imágenes de cobertura completa de la pared del pozo. así como para inspeccionar el estado de la misma. Un transductor emite un pulso de alta frecuencia que es reflejada por el tubo o pared de la perforación hacia el transductor. La acumulación de sarro o cristales o la pérdida de metal debido a corrosión. Los números más grandes. detectando desgaste o engrosamiento del metal.
.Ejemplo de Registro Cáliper Este registro se lee tomando en cuenta el diámetro básico de la tubería. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Ejemplo Figura 63.. pozo y revestimiento y analiza estas variaciones de acuerdo a la profundidad.
De esta manera. Al obtener este tiempo de tránsito se puede determinar la correlación sísmica entre el tiempo de transito integrado. la cual será reflejada y refractada para posteriormente ser registrada. En la adquisición de registros con herramientas operadas con cable. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES VII.Registro Sónico El registro sónico tiene como objetivo principal obtener el tiempo de tránsito de la formación (Δt). Al poco tiempo se descubrió que las señales de velocidad podían usarse para determinar la porosidad de las formaciones. existen dos tipos de fuentes principales: monopolares y dipolares. las herramientas sónicas se convirtieron rápidamente en instrumentación indispensable para la determinación de presencia y cantidad de hidrocarburos en las formaciones. Tiene varias aplicaciones. las cuales se resumen en la siguiente tabla: Disciplina Usado para  Porosidad sónica Petrofísica  Propiedades elásticas  Índice de permeabilidad  Litología y correlación Estudios Geológicos  Detección de fracturas  Estudios de Compactación  Propiedades elásticas  Estimación de la resistencia mecánica de la formación Perforación. las cuales eran necesarias para convertir las medidas en tiempo de las señales sísmicas de exploración en medidas en profundidad. Las medidas acústicas se usaron por primera vez en 1951 con el objetivo de determinar las velocidades acústicas de las formaciones. así como la porosidad de la formación. Lo anterior se logra generando una onda acústica que se propagará en el medio. Producción y  Geometría de fractura Fracturamiento  Simulación de fracturamiento  Detección de zonas de presión anormal  Velocidades de intervalo Sísmica  Calibraciones de la sísmica  Sismograma sintetico Las ondas acústicas registradas por las herramientas de adquisición de registros sónicos dependen de la fuente de energía. la trayectoria que adoptan y las propiedades de la formación y del pozo.. mientras que un transmisor dipolar emite energía en una dirección preferida . Un transmisor monopolar emite energía desde su centro hacia todas las direcciones por igual.
Propiedades de la onda . Con lo cual. podemos distinguir tres tipos de onda principalmente: Figura 64.. entre el transmisor y el receptor.Herramienta Dipolar de ambientes hostiles ( BS 4. T hasta 260⁰C y presión de hasta 25 Kpsia) AST.Herramienta Monopolar y Dipolar HWST. proporciona datos del grado de porosidad del yacimiento de interés 3. Su uso no se limita a la evaluación de formaciones para la búsqueda de aceite y gas. transportando solamente energía... por medio de cálculos del tiempo de tránsito del sonido. Medidas Monopolares..124”.Herramientas Las herramientas de registro sónicas son unos de los instrumentos más utilizados para las evaluaciones de hoy en día. En el pozo.Medidas Monopolares y dipolares con frecuencias de espectro de banda Xaminer Sonic – Medidas monopolares y dipolares azimutales Herramientas LWD: Bat Sonic Monopolares y dipolares en LWD QBat . INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES 1. dipolares y quadrupolares en LWD 2. sino que se extiende hasta la evaluación de terminación del pozo así como del diseño del mismo Herramientas con cable: BSAT – Herramienta Monopolar WST.Teoría de funcionamiento El registro acústico o sónico se basa en la transmisión y recepción ondas acústicas emitidas por transductores sonoros de alta frecuencia.Propiedades de las ondas Se denomina onda a la transmisión de una perturbación de un punto a otro del espacio sin que exista transporte neto de material entre ambos.
Ondas Shear . gas).Propagación de ondas P Ondas de Cizalla Tambien denominadas ondas transversales u ondas S. En ellas. primarias u ondas P. el movimiento de las partículas es en la misma dirección de propagación de la onda. Los fluidos (liquidos. de presión.. En este caso las partículas se mueven de manera perpendicular a la dirección del disturbio de presión. Las ondas compresionales son las primeras en arribar y son de alta frecuencia y de baja amplitud Figura 64. cada particular debe tener una fuerza de atracción con sus vecinas. no transmiten ondas shear Figura 65. Para transmitir este movimiento. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Ondas Compresionales Son también denominadas ondas longitudinales..
fracturas y cambios litológicos) Figura 66. El disturbio de presión que se mueve hacia arriba y hacia abajo se llama Onda Flexural. en forma similar a la onda S. Figura 67. Son denominadas también ondas de frontera.Onda flexural ..Ondas Stoneley Ondas Flexurales Solo se generan cuando se tiene transmisores acústicos tipo dipolo. Tienen una atenuación en la amplitud de acuerdo a las variaciones en la pared del pozo (rugosidad.. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Ondas Stoneley Las ondas Stoneley se forman en dos medios de diferente densidad (lodo–formación). Este tipo de onda es dispersiva y el movimiento de sus partículas es simétrico en torno al eje del pozo. y la lentitud de la onda flexural se relaciona con la lentitud de la onda S. ondas de tubo u ondas de guía. El movimiento de la partícula de la onda flexural es perpendicular a la dirección de propagación de la onda. En donde la fuente dipolar genera un incremento de presión en un lado y un decremento de presión en otro lado opuesto para flexionar las paredes del pozo.
.Propagación de ondas en el pozo La herramienta cuenta con un transmisor y varios receptores (2. para que se convierta a onda P y poder regresar al detector nuevamente como una onda tipo P P-P-P T P-S-P P P P S R P P Figura 68. Las ondas reflejadas llegarán a los detectores. Este transmisor (monopolar) genera un disturbio acústico que se propaga de manera omnidireccional a través del pozo y el medio que lo rodea. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES 4. siendo las ondas P las que pueden viajar en medios líquidos. 8. Para poder obtener una onda de cizalla o de corte.. 6. dependiendo de las necesidades de medición. sufriendo reflexiones y refracciones a lo largo de su trayectoria. es necesario obtener una refracción critica de la onda P. etc).Propagación de la onda en el Pozo .
Si lo receptors están a intervalos de 1 pie. dependerá de las condiciones de propagacion en el pozo y puede ser atenuadas por diferentes factores (formacionales o condicioes en el pozo) Figura 69.. Postriormente las ondas de Cizalla (S) de menor frecuencia y finalmente las ondas Stoneley de frecuencia y de gran amplitude.Δt ..Forma de onda Δt (slowness) El slowness o Δt. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Forma de onda completa Se puede hacer un análisis de la forma de onda que arriba a cada uno de los receptors. arribarian inicialmente las ondas compresionales (P). tomará 80 µseg para que una onda compressional viaje un pie. debido a que su frecuencia y velocidad es mayor. es obtenida desde la señal registrada por cada pareja de receptors. de manera que en un trend complete. Δt =80 µsec / ft Figura 70. LA calidad y forma de la onda.
Las unidades para estas curvas son µseg/ft y la escala normalmente va de 40 a 140 para la compresional y de 40 a 240 para la Shear críticamente refractada Posteriormente se muestran las curvas de DTC.625 a 0. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES 5.625 a 0. y se considera de 45% a -15% para arenas y de 30% a -10% para carbonatos. del fluido y de alguna constante. .7 Ecuación de Wyillie  t  t 1 Donde: s   log ma   t  fl  t ma  C Δt= Dt registro Δt= Dt de la matriz C desde 0.. Su escala varía dependiendo de la matriz. DTS.Presentación del Registro El registro sónico presenta generalmente varios carriles o tracks con la información obtenida.7 6. Para el primer carril se presentan las curvas de cáliper.. Rayos Gamma y usualmente la curva VP/VS que es una relación entre la velocidad de la DTC y la Shear y es útil como indicativo de presencia de gas en la formación. mediante el uso de varias ecuaciones que incolucran velocidades de la matriz. DTSY y DTSY sin semblanza así como la porosidad SPHI en escala de porcentaje o en decimas de porcentaje. una vez que se realizó el procesado de la información.Porosidad Sónica (SPHI) Es possible obtener una porosidad acústica a partir de la curva DTC. Se presentan a continuación las más comúnmente usadas: Ecuación de Raymer – Hunt & Gardner Donde: Dt  Dt ma s  C ( ) Dt= Dt registro Dt Dt= Dt de la matriz C desde 0.
..Registro con señal deficiente Figura 73..Presentación de la Porosidad SPHI .Registro con buena señal Figura 72.INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Figura 71.
. fracturamiento. La presencia de Anisotropía es debida a varios factores. las fracturas o el esfuerzo hace que la velocidad de las ondas varíe con la dirección. Estas variaciones de velocidad entre una flexural rápida (fast) y una lenta (slow). INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES 7.. cambios litológicos (zonas laminadas).Anisotropía La alineación espacial de los granos minerales. propiedad que se conoce como Anisotropía Sónica. permiten que se detecte y cuantifique la Anisotropía a lo largo de dos ejes principales cruzados en el pozo. las capas. mal agujero (derrumbes) o mala centralización de la herramienta.Anisotropia Figura 75.. entre ellos: brakeout.Anisotropía por esfuerzos . Fast Shear Azimuth Fast Shear Slow Shear Fast Shear Azimuth Energy % Anisotropy N S N Figura 74.
8.- Análisis de Estabilidad de agujero
Esta aplicación del sónico dipolar nos permite definir presiones de lodo máxima y mínima para obtener
condiciones de agujero estables. Es necesario contar con un volumen de arcilla (Vsh), así como tener datos
de densidad y velocidades de DTC, DTS, asi como de presiones de poros si es posible.
También es posible definir el máximo ángulo de desviación de pozo para obtener condiciones de pozo
Figura.- 76 Estabilidad del pozo
9.- IWC (Instantaneous Waveform Characteristics)
Este método nos permite hacer una separación de atributos de la onda sónica completa, plasmados en
colorogramas. Es posible realizar entonces análisis de:
 Transimisbilidad
 Fase
Permite Analizar e Interpretar mediante un análisis visual las características de Atenuación, Fase y
Frecuencia instantáneas conforme se desarrollan en el tiempo, particularmente sobre los arribos de las ondas
Shear y Stoneley.
Es posible correlacionar variaciones locales y observar aspectos geológicos escondidos en la forma de onda.
La presentación en colorogramas enfatiza cada característica, de tal manera que los cambios que se
observan son indicadores de variaciones en las condiciones de las formaciones.
Transmisibilidad (atenuación de la amplitud-energía)
La Transmisibilidad (Transmissivity), es una medida de la atenuación de la energía acústica dentro de la
formación, especialmente en intervalos fracturados. Muestra la distribución de la energía en las ondas
Primaria, Secundaria y Stoneley. Los patrones de color pierden continuidad en las zonas de mayor
atenuación de la energía. Es afectada por los cambios litológicos y estructurales que causen absorción o
dispersión de la energía.
Figura 77.- Transmisibilidad
Fase (continuidad o discontinuidad de la onda)
La Fase (Phase) instantánea enfatiza la continuidad de los eventos acústicos debido a la formación. Por
ejemplo, una geología uniforme producirá un patrón de líneas continuas regularmente espaciadas de fase
características (casi paralelas).
Cualquier cambio en la litología se observará como una interferencia del patrón de líneas. Aún eventos muy
pequeños pueden observarse, ya que, la fase es independiente de la magnitud de la señal.
Los colorogramas de fase enfatizan los contactos litológicos y echados, además, discontinuidades como fallas
Figura 78.- Fase
INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Frecuencia (dispersión de energía) La Frecuencia (Frequency) instantánea es sensible a la dispersión debida a los cambios litológicos y estructurales abruptos dentro de la formación.. Es efectiva como indicador de zonas fracturadas y en la evaluación del fracturamiento hidráulico. Secundaria y Stoneley. Muestra las bandas de frecuencia características para los trenes de ondas Primaria.Frecuencia . Figura 79.
la organización de los planos de capa y textura de la roca reflejan mecanismos hidrodinámicos y actividades biológicas al momento de la depositación de los sedimentos. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES VIII. Se generan por la intersección de un cilindro (pozo) con diferentes planos no perpendiculares (estratos de roca). Figura 80. Estos registros proveen información crítica acerca de la estructura y textura de la roca que atraviesa un pozo. Lo anterior afecta el flujo del fluido que está relacionado con el factor de recuperación de hidrocarburo. 1.Teoría de Funcionamiento Es una “fotografía” orientada de la pared del pozo en alta resolución de cientos de miles de pixeles creada a partir de información de microresistividades registradas en varios botones ubicados en Pads o patines de la herramienta.Orientación en un registro de imágenes Se analiza e interpreta la evolución vertical de los rasgos sedimentarios y estructurales. ... como son correlaciones simples entre pozos hasta estudios de yacimientos completos. Esto da como resultado una sinusoide que revela la imagen de la pared del pozo..Registro de Imágenes Microeléctricas Este registro permite obtener de forma continua (en función de la profundidad) los parámetros de la formación que pueden ser útiles para aplicaciones geológicas.
forma. laminar. secuencia.Es la dirección de la línea resultante de la intersección de una capa de roca con un plano horizontal y generalmente es expresado como un ángulo relativo al norte. hundimientos. erosión. empaquetamiento orientación)  Puntos de Heterogeneidad (vugulos. limites)  Características plano de capa (carga. bioturbación) Estructura  Formas Externas de las capas (espesor. fracturas. marcas de hta. rastros. dispersa) Textura  Partículas (tamaño. nódulos. heterogénea. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES De manera general. fallas. estratificación gradada  Deformación Postdeposito (Marcas de carga. desplazamientos..Es el ángulo de inclinación de una capa o estrato con respecto a un plano horizontal y una dirección hacia la cual la roca está inclinada. clasificación. es posible determinar diferentes aspectos de la formación. Esta dirección estará siempre en un ángulo de 90 grados con respecto al rumbo.. ondulaciones)  Organización Interna (masiva u homogénea. Echado. . tales como: Composición  Litología (matriz + cementante)  Fluido (hidrocarburo. cavernas. corrientes. agua)  Arcilla (laminar. deformaciones de origen químico) Representación del rumbo y echado de una capa Rumbo.
El objetivo de estos registros era calcular el echado de las capas cortadas por el pozo. La herramienta antecesora es el registro de echados.Herramientas Su principio se basa en obtener medidas microeléctricas de la pared del pozo. Siempre 90 Indica la Grados Dirección del Echado Rumbo El Rumbo es Perpendicular al Echado. EMI XRMI OMRI . Las herramientas más usadas son: Microeléctricas (conductivas) . es un método ilustrado en dos dimensiones para ilustrar la orientación de características planares derivado un registro de echados o de imágenes. para esto la herramienta realizaba la adquisición de tres grupos de medidas: Curvas de conductividad – Orientación – Diámetros del pozo El principio de medida de las herramientas microeléctricas está basado en el principio del Microlaterlog. similar a un microesférico enfocado. 2.. los cuales se calculaban a partir de medidas de conductividad de los planos de estratificación. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Representación del echado de la capa El echado de las capas que atraviesa un pozo es representado gráficamente por medio de un simbolo denominado “tadpol”.
Patines . Se pueden presentar como radios o diámetros. Figura 80. los patines de la herramienta funcionan como cálipers para obtener el diámetro del pozo. detectadas en 6 patines con 25 botones cada uno.. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES OMRI Las imágenes se obtienen mediante curvas de medida de microresistividad.OMRI Mecánicamente.. Figura 81. Los brazos son articulados e independientes. para un total de 150 botones o 150 curvas de microressitividad.
imágenes en escala 1:20 ó 1:500 y tabs de echados Figura 83. rayos gamma..Registro de imagenes . INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Se puede entonces hacer una equivalencia entre las resistividad y la escala colorimétrica para una mejor visualización de las formas y estructuras en el pozo. Figura 82. densidad- neutrón.Equivalencia de Resistividad Ejemplos Se presentan diferentes carriles o Tracks con información de curvas de calibrador..
. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES 3.Interpretación Zona de falla Nótese la magnitud del echado por arriba y debajo de la falla Estratificación Cruzada .
INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Depósitos de duna Fracturas .
INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Vúgulos Falla .
GR bajo. Use la misma zona acuífera encontrada en (b). estima un valor de Rw y seguidamente estudia las anomalías en una primera asunción. Los requerimientos son para localizar capas permeables. 1) Técnica de sobreposición Defina las zonas limpias (no arcilla) en el registro con los Rayos Gamma y SP. Mantenga los registros paralelos y en la misma posición relativa. Todas las otras zonas hidrocarburíferas contienen petróleo. sobreponga el sónico Dt sobre la curva de porosidad Neutrónica. Es importante tener presente algunas asunciones cuando se utilizan este tipo de técnicas. con más precisión. Trazar la curva de porosidad Neutrónica sobre el registro sónico para las zonas definidas en (a). Encuentre una zona limpia. determinar porosidad y saturación en zonas petrolíferas y predecir su productividad. Asegúrese que las curvas Neutrónicas y sónicas permanezcan paralelas y en la misma posición relativa. saturada 100% con agua en el registro: Esta debe tener una buena desviación del SP. En las zonas con hidrocarburo definido en (e). no tendrá ninguna producción. normalmente en el sitio de perforación. . sobreponer la curva sónica Dt en la curva de la resistividad profunda. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES IX. buena porosidad y baja resistividad. Sobre el registro de porosidad de densidad. Si está bajo el valor promedio. Interpretación rápida (QUICK-LOOK) Los Métodos rápidos (Quick-Look) de interpretación de los registros. Técnica de Sobreposición Método del Rwa Método de cálculo directo de Sw en zonas limpias. defina un límite de porosidad basadas en la experiencia del área de los resultados de pruebas y producción. la zona está saturada de Gas. 2) Técnica del Rwa Esta técnica asume que todas las zonas son 100% acuíferas. la zona debería tener: Rw constante Formación homogéneas y potentes Litología constante y limpia Debe existir una zona acuífera clara Invasión debe ser moderada con un perfil de invasión del “paso”. Cuando la porosidad de densidad esté arriba del valor promedio de la zona producirá fluidos. En la zona limpia y acuífera encontrada en el literal (b). donde la porosidad Neutrónica disminuye y el sónico Dt aumenta. Cualquier zona donde haya alta resistividad relativa a la porosidad sónica (Dt). de los cuales analizaremos los siguientes. tiene hidrocarburos y esta zona debería ser evaluada más tarde. no sustituyen los métodos de interpretación más elaborados o complejos. Estas técnicas generalmente muy simplificadas. calcular el espesor de la capa. podrían ser clasificados como aquellos métodos utilizados para identificar posibles horizontes productivos. (Si no existe curva del sónico utilizar la porosidad de densidad). trazar la curva de resistividad profunda sobre el registro sónico para la zona encontrada en el literal (a).
y FRwa para la contribución de Rt: FRwa (min) Sw2 = FRwa Rwa (min) Sw2 = Rwa Por lo tanto. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Considere la ecuación de Archie: A x Rw F x Rw Sw2 = m x Rt Rt Asume: Sw = 100% FRw Entonces =1 Rt Reestructure para resolver para Rw: Rw = Rt / F Desde que nosotros asumimos que todas las zonas tienen Sw = 100% nosotros declararemos: Rt Rwa = F Este valor representará Rw para toda la formación si nosotros asumimos como verdadero que toda la zona es acuífera. el Rwa variará y dependerá de la Sw real de la formación. entonces nosotros podemos determinar el valor de Sw. Rwa sustituyendo (min. Si nosotros seleccionamos el valor mínimo de Rwa y lo denominamos Rw. si nosotros comparamos el valor mínimo de Rwa con el otro valor leído de Rwa.) y lo substituimos a través de la ecuación de Archie como sigue: FRw Dado Sw2 = Rt Nosotros sabemos que si Sw = 100%. .) para Rw. Si las zonas no están todas en Sw = 100%. entonces. entonces nosotros podemos hacer una comparación de todos los valores de Rwa que hemos calculado contra este Rwa (min. Rt Rwa = F Por lo tanto Rt = FRwa.
podría haber ocurrido una invasión profunda. Sw puede ser calculado a través de Sw2 = Rw/Rwa. esta técnica exige que nosotros tengamos una zona acuífera Sw = 100%. ellos pueden ser afectador por elementos calcáreos u otra matriz. AT10. la invasión es poco profunda y Rwa es correcto. escoja un valor mínimo de Rwa. Para ayudar a solucionar problema. (Sw2 = Rw / Rwa) Limitaciones . SFL. 3) Cuando Rwa >= 3Rw. probablemente exista algo de saturación del hidrocarburo residual en la zona lavada. donde Rwa >=3Rw. Si Rmfa > Rmf. Rmfa = R / F (Herramienta de Resistividad Somera) Chequeos de calidad de los valores de Rwa: Asumiendo que Rw < Rmf: 1. La zona es acuífera. 1) Los registros deben dividirse en zonas. desde el valor de Sw < 58%. tal cálculo de Rwa puede estar afectado por la influencia de invasión de la herramienta de Rt en arena con agua. Habiendo checado los valores de Rwa y seleccionado un valor de Rw. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Para trabajar Efectivamente.Cuando Rmf >Rw. Esto confirmaría una indicación del hidrocarburo en la curva de Rwa. 5) Si Rw es desconocido. investigue la zona por la posible presencia del hidrocarburo. por ejemplo deben evitarse valores anómalos de Rw bajos. Deben examinarse varios puntos para establecer un Rw conveniente. 6) La regla general de indicación de potenciales zonas petrolíferas es cuando Rwa >= 3Rw (Sw aproximado = 58%). 3. Checar más tarde indicaciones favorables de Rwa. 2) Calcule una serie de valores de Rwa en zonas permeables. 2. Procedimiento para el Análisis de Rwa: Problema: Encontrar el valor de SW dado un registro de Resistividad. por lo tanto las formaciones a ser evaluadas tendrán valores consistentes de matriz y Rw. donde los registros de porosidad más los registros de resistividad están disponibles (Figura 55). Si Rmfa =Rwa =Rw. o de Neutrón o de Densidad. más un registro Sónico. Si Rmfa=Rmf y Rw < Rwa < Rmf. un valor aparente de resistividad del filtrado de lodo (Rmfa) puede calcularse usando una lectura de resistividad de investigación somera. Chequear los valores de Rwa. proceder a calcular Sw para todas las zonas donde Rwa>=3Rw. 4) Si Rw es conocido. Solución: Este método de interpretación generalmente se orienta a las arenas. como por ejemplo el MSFL. y que Rt o la porosidad varíe a través de las zonas a ser evaluadas.
01 el SSP puede ser 2.3 1 0.0 1. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Las limitaciones de esta técnica son similares a aquellos en que se utiliza X-Plots.000 a Rw interesado.4 50 Rt .3 corrección por efectos del agujero o 80 de la invasión 1. recolectar tres muestras del tope.000 presente. Valores de Rw puede obtenerse de: Muestras Resistivity de Agua de producción: Las muestras deben ser obtenidas antes de cualquier tratamiento químico.14 400 13 9 5 Sw 10 100 200 15 0.0  Neutrón.000 7 3.4 0. medida de resistividad y temperatura de la muestra.3 0. AIT90 o LLD.9 1 Verdadera (Rt) puede obtenerse de 0.: Si es necesario. with the forma- . 0.0 0. gas y cambios de matriz para cada herramienta debería ser reconocida.5 0.Resistividad 0.5 0.5 2 0. etc. del medio y del fondo de la herramienta.1 100 R0 R0 = FRRw Sw =  Rt © Schlumberger This nomograph solves the Archie water saturation equation connecting the formation water resistivity.16 cualquier 0.000 capa las correcciones (%) gruesas.2 90 2 0.000 10 5 400 9 800 11 El Catálogo 0.000 8 3 16 1000 14 2.000 SSP 4 =800 600 PSP / 1 .12 0. La influencia de invasión.02 10 1. para obtenerse Rt.6 Densidad o Sónico o una combinación 4 3 40 de ellos.18 previamente 0.1 puede20 obtenerse 20 para las medidas 2 de Rxo (MSFL40 .000 ser estimado del SSP si necesario. 70 ILD. Sw (%) Del Registros S. 0. (Cuando la arcilla está w (ohm-m) 5.8 6 0. debe hacerse anterior 6.P. deben aplicarse0. donde: Swn = FRw / Rt = A x Rw / m x Rt Calculando parámetros de entrada convenientes. en la fórmula de Saturación de Archie..6 La Resistividad0. podemos resolver estas ecuaciones para saturación de agua en zonas limpias.9 10 8 0. 3) Método directo de cálculo de Sw. IDPH.Resistividad del Agua de la Formación Un conocimiento exacto de Rw es esencial y a menudo difícil de obtener.: Si es factible.10 0. se (ohm-m) debe R0 hacer antes correcciones Rt (ohm-m) por espesor 5 de capa.8 0.07 15 50 3 80 40 20 0. La muestra con el menor valor Clean formations.) 18 4.Micro-esféricamente Enfocado) 50 25 1.06 60 100 18 0.6 Verdaderam = 2.2 45 50 5 4 1.La Porosidad 0.6 25 30 10 20 35 8 6 F = (Rxo 1. 0. etc.8 30 1.2 los registros de Inducción 0.04 países tienen8 Sociedades especializadas 6 que publican300estos Catálogos.8 60 0. 600 500 Algunos0.Vsh12 Vsh es obtenido del GR 9 0. m = 2 debería ser la representativa de Rw.7 0.0 0. R w. paraR calcular Rw.T.4 1.05 80 4 16 F .7 5 La porosidad puede obtenerseFRdel registro = 2.5 a las lecturas originales de los registros. Rw . Medir en las tres las resistividades y registrar la temperatura.. de una u otra manera. 6  FR 8.4 o Lateral Profundo.08 30 60 El factor de la formación 0. 0. Todos los cálculos de Saturación de Agua (Sw) son basados.5 2000 estimado por 20 PSP.S. Saturation Determination Muestras del D.2 / Rmf) Sxo 2 30 40 .03 de Agua: 6 Un 7 300Catálogo es un 200 8 7 resumen de las muestras de agua12obtenidas del DST.El Factor de la Formación 0. Cuando hay presencia de 30 arcilla el SSP puede 10. arcilla.09 0.14 0.
Figura 55. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA LA TOMA DE DECISIONES Carta Sw-l. Determinación de Sw . el conocimiento de la resistividad de agua de formación (Rw) es esencial para hacer una interpretación exacta. . F debe calcularse antes de entrar en el Carta. Recuerde. Sin embargo. Si usted desea usar cualquier otra relación. es un método conveniente de resolver esta fórmula. se utiliza como F = 1/2. notar que en la relación F vs.
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