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CURSO DE REGISTROS ELÉCTRICOS.
CONTENIDO
INTRODUCCIÓN
OBJETIVO 1 :
ANALIZAR LAS RAZONES QUE JUSTIFICAN PERFORAR Y PERFILAR POZOS OBJETIVO 2 :
CONOCER LAS PROPIEDADES FÍSICAS DE LAS ROCAS OBJETIVO 3 :
REALIZAR EL CONTROL DE CALIDAD A LOS PERFILES. OBJETIVO 4:
CONOCER DISPOSITIVOS ELÉCTRICOS PARA EVALUAR EL YACIMIENTO.
4.1.- Características, propiedades generales, utilidad e importancia de los perfiles. 4.2.- Perfil de potencial Espontáneo (SP)
4.3.- Perfil de Rayos Gamma (GR) 4.4.- Perfiles de Resistividad.
4.4.1.- Investigación profunda = Macrodispositivos. 4.4.1.1.- Lateroperfil
4.4.1.2.- Perfil de Inducción: 4.4.1.3.- Perfil Esférico enfocado
4.4.2.- Investigación próxima = Microdispositivos. 4.4.2.1.- Perfil Microesférico:
4.4.2.2.- Microperfil
4.4.2.3.- Microlateroperfil y perfil de proximidad: 4.5.- Perfiles de Porosidad.
4.5.1.- Perfil sónico:
4.5.2. Perfil de lito-densidad
OBJETIVO 5.- CONOCER GENERALMENTE LOS ASPECTOS PETROFÍSICOS, PARA UNA MEJOR INTERPRETACIÓN BÁSICA, APLICANDO LA METODOLOGÍA ADECUADA.
5.1.- REVISAR LOS MÉTODOS MÁS IMPORTANTE PARA EL CÁLCULO DE LA SATURACIÓN DE AGUA.
5.1.- Saturación de Agua 5.1.2.- Utilidad:
5.1.3.- Métodos para determinar la Sw: 5.1.3.1.- Análisis de Núcleos.
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5.1.3.1.2.- Objetivos 5.1.3.1.3.- Métodos de Adquisición. 5.1.3.2.- Ecuación de Archie 5.1.3.3.- Método Gráfico5.1.3.4.- Determinación de la saturación de agua (Sw) en formaciones arcillosas. 5.1.3.4.1.- Modelo de Simandoux:
5.1.3.4.2.- Modelo de Saraband
5.1.3.4.3.- Modelo de Waxman-Smith Normalizado. 5.1.3.4.4.- Modelo de Doble Agua.
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INTRODUCCIÓN
El objetivo principal de los registros eléctricos es ayudar en la localización de formaciones o rocas ricas en petróleo y gas. Los registros sirven además para obtener datos necesarios en la interpretación de los ambientes de depositación, estructuras geológicas, como también en las operaciones de completación de pozos nuevos o viejos y en la estimación de reservas.
El desarrollo tecnológico de las herramientas de registros, ha tenido un gran avance en nuestra era moderna; con los dispositivos más sofisticados, complejos y compactos con la cual podemos obtener una mejor, precisa y rápida evaluación e interpretación petrofísica de nuestros yacimientos petrolíferos.
Por lo tanto, tengamos en cuenta, que la comprensión de los conceptos básicos es esencial aún en las técnicas de interpretación más avanzada.
Registros, instrumentos de registros y la información geológica así como la perforación, no son más que herramientas del oficio. El propósito de todas esta herramientas es la determinación del valor comercial del pozo. Por consiguiente, toda información que se obtenga respecto a la litología, porosidad, permeabilidad y saturación es de gran importancia.
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CURSO DE REGISTROS ELÉCTRICOS.
OBJETIVO 1
ANALIZAR LAS RAZONES QUE JUSTIFICAN PERFORAR Y PERFILAR POZOS Y DEFINIR EL AMBIENTE DE TRABAJO PARA LA OBTENCIÓN DE PERFILES. 1.1.- Introducción a la interpretación de perfiles
En el desarrollo del curso se contempla los siguientes aspectos:
• Reconocimiento de los diferentes perfiles y sus curvas
• Discusión de los principios de medición de las herramientas de perfilajes
• Discusión de los principios básicos de interpretación de perfiles a pozo abierto
• Introducción a la interpretación rápida o “quick look” y la interpretación manual detallada.
1.2.- Necesidad de perforar y perfilar pozos.
Los métodos sísmicos de superficie ayudan a identificar estructuras en el subsuelo que pueden constituir trampas y contener fluidos, pero no permiten identificar si el fluido es hidrocarburo o agua. La única forma de definir la presencia de hidrocarburos en estas estructuras es perforar un pozo.
La interpretación de perfiles es el proceso que utiliza mediciones obtenidas dentro del pozo (perfiles) para permitir evaluar las características de las formaciones en el subsuelo, con los siguientes objetivos principales:
• Identificar la presencia de yacimientos
• Estimar el volumen de hidrocarburos “in situ”
• Estimar el volumen de hidrocarburos recuperable
• Auxiliar en la identificación de ambientes de depósito.
Las mediciones que pueden obtenerse dentro del pozo, puede agruparse en cuatro categorías:
a) Registro durante la perforación: Control geológico (Mud Logging)
MWD (Measuring-While-Drilling) o mediciones durante la perforación. LWD (Logging While Drilling) o perfiles durante la perforación.
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b) Corte y análisis de núcleo, corona, o corazón. c) Registros a cable: perfiles eléctricos
Aunque la interpretación de perfiles no contribuya para la determinación del área de drenaje A, ni del factor de eficiencia F, permite obtener una buena determinación de la porosidad φ, de la parte de la porosidad que contiene agua en la roca-reservorio, denominada "Saturación de agua" Sw y del espesor vertical del intervalo productivo h, siendo por lo tanto fundamental para la determinación del volumen de reservas.
1.3.- Ambiente de trabajo
El proceso de perforación de un pozo genera muy poca información sobre su potencial productor. Si existen hidrocarburos, el peso del lodo de perforación evita que fluyan a la superficie y genera una presión diferencial que los mueve para dentro de la formación. El examen de los cortes o
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"cuttings" indica la litología encontrada y puede revelar evidencias de hidrocarburos, pero no permite estimar la cantidad de petróleo o gas "in-situ".
Los perfiles suministran los datos necesarios para una evaluación cuantitativa de los hidrocarburos “in-situ”. Las herramientas modernas de perfilajes generan una enorme cantidad de información sobre las propiedades de las rocas y de los fluidos encontrados. Desde el punto de vista de tomada de decisiones, los perfiles son una parte esencial del proceso de perforación y terminación de pozos.
1.3.1.- Tipos de pozos
Se destacan a continuación las características más relevantes de pozos abiertos y pozos entubados.
1.3.1.1.- Pozo abierto
El pozo abierto o OH ("Open-Hole') es el más importante para la interpretación de perfiles, ya que la mayoría de los perfiles necesarios para interpretación solamente pueden ser obtenidos en pozo abierto.
A continuación se listan los parámetros más relevantes al interés de este curso, así como el rango de valores que frecuentemente adopta cada uno de ellos en la mayoría de los pozos:
Profundidad del pozo- entre 300 y 8,000 m Desviación de la vertical: entre 0 y 90' Salinidad del lodo: entre 1,000 y 200,000 ppm Presión del fondo: entre 500 y 20,000 psi Profundidad de invasión: entre 1 y 100' Temperatura de superficie: entre -30 y 5OºC Temperatura de fondo: entre 100 y 400'F Diámetro del pozo: entre 5 y 17' (pulgadas ó in) Densidad del lodo: entre 9 y 17 lb/gal Espesor del revoque: entre 0.1 y l".
En ambientes tan hostiles como estos, los perfiles deben suministrar información sobre el estado de las rocas-almacén antes de haber sido alteradas por el proceso de perforación.
Para tener una perspectiva de las proporciones de un pozo típico, la relación entre el diámetro y la profundidad final del pozo es similar a la relación entre el espesor y la largura de un cabello humano.
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1.3.1. 2.- Pozo entubado
Se denomina pozo entubado o CH ("Cased-Hole') al pozo después de bajar la cañería o "casing" y de cementar el espacio externo de la cañería para aislar las formaciones de interés, en el cual se pueden disparar cañones bajados a cable en las zonas a ser probadas. Equipos especiales de control de presión permiten controlar el pozo e incluso disparar los cañones con diferencial de presión negativo (a favor de la formación).
Existen herramientas de perfilaje para pozo entubado. Las mas frecuentemente utilizadas permiten determinar la calidad de la cementación, detectar y cuantificar el movimiento de fluidos dentro del pozo, así como medir el gradiente de temperatura y de densidad de fluidos dentro del pozo.
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Algunas de estas herramientas son de diámetro suficientemente delgado para poder bajar por la tubería o 'tubing', ya sea para medir dentro de la tubería o en la cañería, por debajo del packer o (empacadura). Otras, solamente pueden ser utilizadas en la cañería; deben ser utilizadas antes de bajar el packer, de lo contrario será necesario sacar la tubería y el packer para poder obtener estos perfiles.
1.4.- Tipos de Iodos
Se describen los dos tipos más comunes de lodo. En casos especiales, algunos pozos son perforados a base de aire; este caso no es considerado en este curso.
1.4.1.- Lodo a base de agua
El lodo a base de agua o WBM ('Water-Based-Mud') es el mas comúnmente utilizado y el mas adecuado para la mayoría de los perfiles existentes. Para los datos de salinidad y densidad especificados a continuación, se supone que la sal predominante en el lodo es el cloruro de sodio (NaCl).
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1.4.1.1.- Agua dulce
La densidad del agua dulce es muy próxima a 1.0 gr/lcc. Su salinidad es baja, lo que dificulta el paso de la corriente eléctrica (resistividad muy alta) y por eso impide obtener perfiles representativos de potencial espontáneo (SP) y aquellos que envían corriente a la formación a través del lodo.
1.4.1.2.- Agua salada
El lodo a base de agua de mar tiene una salinidad de aproximadamente 30,000 partes por millón (ppm) y una densidad de aproximadamente 1.02 gr/cc. Es adecuada para la mayoría de los perfiles existentes.
1.4.1.3.- Agua saturada en sal
El lodo saturado en sal tiene una salinidad de aproximadamente 250,000 ppm y una densidad de 1.2 gr/cc. Su bajísima resistividad afecta los perfiles de inducción y hace con que, en general, el perfil de SP no tenga definición y aparezca como una línea prácticamente recta.
1.4.2.- Lodo inverso
El lodo inverso o OBM ("Oil-Based-Mud") casi siempre contiene agua, pero el petróleo constituye su fase continua. Una característica de este lodo es el menor daño causado a las formaciones, comparado con los Iodos en base de agua. Es por naturaleza menos denso y mucho mas resistivo que el lodo en base de agua, lo que dificulta obtener los perfiles de SP y aquellos que envían corriente a la formación a través del lodo.
1.5.- Permeabilidad y el proceso de invasión (o lavado de la formación)
El proceso de invasión de la formación sólo ocurre cuando la formación es permeable y está originado por la presión hidrostática del lodo ser mayor (en la profundidad de la capa permeable) que la de la formación.
1.5.1.- Efectos de la perforación
La perforación de pozos por rotación, incluye un trépano o "bit' en el extremo de una larga columna de perforación o "drill-string", la cual es rotada desde la superficie a velocidades de 50 a 150 rpm. La acción combinada de esta rotación con la de pesos de 10,000 a 40,000 libras que son aplicados directamente encima del trépano, tritura la roca. Los cortes o "cuttings" son retiradas y transportadas hasta la superficie por el lodo de perforación, el cual es bombeado por dentro de la
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columna, sale por orificios del trépano y regresa a la superficie por el espacio anular entre la columna y el pozo. Durante este proceso, las formaciones pueden erosionarse o colapsar originando diámetros menores que el del trépano o derrumbarse originando diámetros mayores. Además, las formaciones permeables son generalmente lavadas por los fluidos de perforación, generando revoque en la pared del pozo.
1.5.2.- Permeabilidad
La permeabilidad, representada por k en milésimos de Darcies (md), es la capacidad de la formación de permitir que los fluidos la atraviesen. Es una medida del volumen de fluidos con viscosidad de 1 centipoise que pasan por un área de 1 cm2 bajo un gradiente de presión de 1 psi.
La unidad de permeabilidad es el Darcy, igual a 1,000 md; este valor de permeabilidad es muy grande para muchas roca-reservorio que tienen permeabilidad en el rango de 1 a 100 md. Cuando un medio no permite el paso de fluidos, se dice que es impermeable (por ejemplo, las lutitas o "shales").
Contrariamente a la porosidad, la permeabilidad depende fuertemente del tamaño absoluto de los granos. Sedimentos de granos grandes, con grandes espacios porales, tienen alta permeabilidad. Rocas con granos pequeños, con pequeños espacios porales y caminos de flujo muy tortuosos, tienen baja permeabilidad.
1.5.3.- Invasión (o lavado de la formación)
Durante la perforación, para evitar el descontrol del pozo o 'blow-out', la presión Pm originada por la columna de lodo debe ser mayor que la presión P, de los fluidos en el espacio poral (o presión de yacimiento). El diferencial de presión P, - P, que generalmente es de unas pocas centenas de psi, fuerza el fluido de perforación dentro de la formación. Si la formación es permeable, el fluido de perforación entrará en la formación dejando en la pared del pozo las partículas sólidas que contiene, lo que genera una capa de revoque o 'mud-cake'. El líquido que filtra dentro de la formación, denominado de filtrado o 'mud-filtrate', desplaza los fluidos originalmente contenidos en la roca, generando una zona lavada en las proximidades de la pared del pozo.
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1.5.3.1.- Revoque
El proceso de invasión que genera revoque o "mud-cake" en la pared del pozo comienza así que el trépano corta la formación permeable. El proceso es rápido al inicio, haciéndose mas lento a medida que aumenta el espesor del revoque, con lo que disminuye su permeabilidad. Rápidamente el proceso se hace tan lento, que para los fines prácticos puede considerarse finalizado. En realidad, el revoque es erosionado por la rotación durante la perforación y también durante las maniobras con la columna, por ejemplo para cambiar el trépano, con lo cual el proceso de invasión y formación de revoque se reinicia cada vez. El espesor típico del revoque, representado por hmc = es de 1/4" o menos.
1.5.3.2. Zona lavada
La zona lavada, próxima a la pared del pozo, contiene el filtrado del fluido de perforación o "mud-filtrate", extendiéndose desde la pared del pozo hacia dentro de la formación, hasta una distancia tal que los fluidos encontrados sean los originales en la roca (zona virgen). Esta distancia se denomina profundidad de invasión, y su valor puede variar desde 2" para Iodos de muy buena calidad en formaciones de alta porosidad (con mucho espacio poral disponible para acomodar la invasión), hasta mas de 1" para Iodos de baja calidad en formaciones de baja porosidad (con poco espacio poral).
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1.5.3.3.- Zona virgen
La zona virgen representa la roca permeable conteniendo en el espacio poral fluidos no afectados por el proceso de perforación ni por el de invasión.
1.5.3.4.- Profundidad de invasión al momento del perfilaje
La profundidad de invasión al momento del perfilaje depende de varios factores, siendo los principales la característica del filtrado del lodo y el diferencial de presión entre el lodo y el yacimiento. El cabezal del perfil especifica el valor estático de velocidad de filtrado de lodo como "pérdida de agua"; representa el volumen de filtrado en cc, que pasa por un papel de filtro durante 30 minutos con un diferencial de presión de 100 psi a 76'F en una celda de prueba, según el patrón API. Una pérdida de agua típica es de 12 cc; un lodo con 30 cc es considerado un mal generador de revoque; un valor de 4 cc es excelente. Desafortunadamente, datos experimentales mostraron que no hay una buena correlación entre la característica estática a condiciones de superficie y el proceso dinámico de invasión en condiciones de pozo. En consecuencia, no es posible predecir la profundidad de invasión a partir de las características del lodo. Por lo tanto, la profundidad de invasión debe ser inferida a partir de la información de los perfiles.
1.5.3.5.- Descripción de la roca lavada
En las proximidades de la pared del pozo, la roca permeable está lavada por el filtrado del lodo de perforación. En seguida, alejándose de la pared del pozo hacia dentro de la formación, existe una zona de transición y finalmente, la zona virgen o no alterada por la invasión. Generalmente se asume que todo el agua de formación en la zona lavada es substituida por el filtrado de lodo, incluyendo el agua irreducible, ya que existe intercambio iónico entre el agua irreducible original (salinidad de la zona virgen) y el filtrado de lodo (salinidad generalmente mayor que en la zona virgen).
Si la formación contiene hidrocarburos, parte de ellos serán desplazados por la invasión. La fracción de hidrocarburos resultante (denominada de residual) está normalmente en el rango de 10 a 40% del volumen original, dependiendo del contenido inicial de hidrocarburos y del contraste entre la movilidad del filtrado y la del hidrocarburo. El agua desplaza bastante bien el gas y el petróleo de densidad media, pero es poco eficiente desplazando petróleo pesado de alta viscosidad. En estos casos, la invasión no es uniforme en todas direcciones, con lo que la profundidad de invasión varía alrededor del pozo.
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En la zona de transición, parte del agua de formación y parte de los hidrocarburos (si existían) fueron desplazados por el filtrado, pero a un grado menor que en la zona lavada. A medida que se desarrolla el proceso de invasión, la zona de transición se va desplazando cada vez mas lejos de la pared del pozo.
En areniscas de alta porosidad y permeabilidad, el filtrado puede segregar verticalmente por causa de la gravedad; filtrados de baja salinidad invadiendo areniscas con agua de formación de alta salinidad, tenderán a desplazarse hacia el tope de la capa, en el caso opuesto, agua invadiendo una arenisca con petróleo tenderá a desplazarse hacia la base de la capa. Si la profundidad de invasión detectada por los perfiles varía de la base al tope de la capa, puede estar mostrando los efectos de la segregación vertical del filtrado.
Las lutitas o "shales' no se invaden ni generan revoque en virtud de su permeabilidad prácticamente nula. Sin embargo, frecuentemente existen reacciones químicas con el lodo causando la expansión y/o derrumbe de las lutitas, resultando en la formación de cavernas o atrapando la tubería de perforación.
1.5.3.6.- Patrón de invasión
Se denomina patrón de invasión o "invasión-profile" a la variación de características tales como resistividad y saturación al pasar de la zona lavada, por la zona de transición, hasta llegar a la zona virgen. El patrón más simple, utilizado para modelado por computadora, es el escalón o "step-profile', en el que no existe zona de transición, pasándose bruscamente de la zona invadida a la zona virgen. La realidad es mucho más compleja, pudiendo existir diferentes patrones; uno de los mas divulgados es el de anillo o "annulus", en el cual la zona de transición presenta una resistividad menor que la de las zonas invadida y virgen.
I.6.- Roca-Reservorio
La roca-reservorio ideal es una roca limpia (sin lutita) y permeable. En general, la matriz está compuesta de granos de arena o "sand' (constituidos principalmente de silicio, SiO2), caliza o 'limestone' (carbonato de calcio, CaCO), dolomía o "dolomite" (carbonato de magnesio, CaCO,MgCO,), o mezclas de las tres litologías, con porosidad primaria, intergranular o intercristalina. El tamaño de grano puede variar de fracciones de milímetro (mm) a 162 mm. En la zona virgen, el espacio poral está lleno de agua, petróleo y posiblemente gas. El agua existe cubriendo los granos, formando un camino continuo, muy tortuoso, a través de la roca; la tensión capilar hace con que sea imposible desplazar esta agua (irreducible). El gas, si existe, ocupa los poros mayores, dejando el petróleo en los poros de tamaño medio.
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I.7.- Otras rocas
Además de las rocas-almacén, existen muchas otras rocas que, sin constituir yacimiento, son muy importantes en la interpretación de perfiles.
I.7.1.- Arcilla
La arcilla es un componente muy común en las rocas sedimentarias, constituidas básicamente de silicatos de aluminio, con densidad variable entre 2.2 a 2.7 gr/cc. Dependiendo del ambiente en que fueron generadas, pueden tener diferentes composiciones químicas:
Clorita (mgFeAl)6(SiAl)4Olo(OH)8
Ilita KAl4(si7Al)O2O(OH)4
Kaolinita Al4Si4Ol,(OH)8
Montmorillonita (CaNa),(AIMgFe)4(SiAl)8020(OH)4(H20)n
Las partículas de arcilla son muy pequeñas, menores que 1/256 mm, de 10 a 1,000 veces menores que los granos de arena. La relación superficie-volumen es muy alta, de 1 00 a 1 0,000 veces mayor que en las areniscas. Por estas razones, las arcillas mantienen un gran volumen de agua que no puede fluir pero que afecta la respuesta de los perfiles.
1.7.2.- Limo
GRANO
MATRIZ
CEMENTO
POROSIDAD
FIGURA NO 9 ESTRUCTURA ESQUELETAL DE LAS ROCAS CLASTICASSchlumberger
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El limo o "silt' está constituido por granos de silicato de aluminio mezclado con silicio; el tamaño de grano es intermedio entre los de arena y arcilla, entre 1/16 y 1/256 mm, lo que hace que el fluido contenido en el espacio poral, en términos prácticos, no pueda fluir.
1.7.3.- Lutitas
Las lutitas o "shales" son principalmente mezclas de arcilla y limo depositados en aguas prácticamente quietas (ambiente de muy baja energía). Pueden tener buena porosidad, pero la permeabilidad es esencialmente nula. De esta manera, las lutitas puras no representan interés para la producción de hidrocarburos, aunque pueden ser roca-generadora (potencial de haber generado hidrocarburos). Sus dos características principales, en términos de interpretación de perfiles, es que pueden entrampar los hidrocarburos localizados en rocas permeables subyacentes y que pueden contaminar la roca-reservorio (arcillosidad) de tres diferentes modos:
Lutita laminada: o 'lamináted-shale' son finas láminas de lutita, con espesor del orden de 1 cm, separando finas láminas de roca-reservorio limpia, sin afectar la permeabilidad horizontal a través del yacimiento, pero disminuyendo la permeabilidad vertical de la zona prácticamente a cero. La arcillosidad en un volumen del yacimiento (fracción de lutita en el volumen considerado) varía de 0 a (100%) al aumentar el espesor de las láminas de lutita en relación al espesor de las láminas de roca reservorio limpias.
Lutita dispersa: o "dispersed-shale"; la lutita ocupa el espacio poral de la roca-reservorio, disminuyendo drásticamente su porosidad efectiva y su permeabilidad. La arcillosidad (fracción de lutita en la zona de interés) varía de 0 a un valor máximo igual al de la porosidad de la roca, cuando la lutita ocupa totalmente el espacio poral.
1.7.4.- Minerales especiales
Los siguientes minerales son frecuentemente encontrados en formaciones con litologías complejas:
1.7.4.1.- Anhidrita
La anhidrita es una roca formada por sulfato de calcio, CaSO4, muy compacta y pesada, su densidad es de 2.98 gr/cc, sin interés para la producción de hidrocarburos, pero frecuentemente encontrada próxima a zonas de interés.
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La halita, o sal de cocina, es una roca muy plástica constituida de cloruro de sodio, NaCl; su densidad es de 2.04 gr/cc. Es altamente soluble en agua, lo que hace que frecuentemente se erosione cuando el lodo es a base de agua dulce.
OBJETIVO 2 :
CONOCER LAS PROPIEDADES FÍSICAS DE LAS ROCAS
El conocimiento de las propiedades físicas de las rocas es de fundamental importancia en la
evaluación de formaciones. Se va a definir las siguientes propiedades de las rocas:
1. Resistividad de la formación 2. Resistividad del agua de formación 3. Temperatura de la formación 4. Porosidad
5. Factor de resistividad de la formación 6. Saturaciones
7. Permeabilidad
2.1.- Resistividad de la formación
La resistencia que ofrece un material al flujo eléctrico es directamente proporcional a la longitud del material e inversamente proporcional a su área. como se expresa a continuación:
Longitud
r(resistencia) = R(resistividad) Area
Despejando la resistividad se tiene:R = rA Ohm.m
2L m
Basado en la ecuación anterior, se puede definir entonces, que la resistividad de un material es la resistencia eléctrica que ofrece un cubo de un material cuyas dimensiones son de un metro cuadrado de área transversal por un metro de largo, o la que ofrece una unidad volumétrica de dicho material. La unidad de la resistividad es Ohm-m.
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La resistividad de la formación constituye una propiedad muy importante para indicar litología y contenido de fluido. La mayoría de los minerales constituyentes de las rocas al igual que los hidrocarburos, no son conductores de la electricidad o sea que son resistivos. En las rocas sedimentarias la parte sólida está formada por minerales no conductores de la electricidad tales como cuarzo, silicatos, carbonatos, etc. Estas rocas conducen la electricidad, solamente debido a la presencia de fluidos conductivos dentro de los espacios porosos interconectados, como es el agua de formación.
2.2.- Resistividad del agua de formación
El medio poroso de un yacimiento puede contener agua, petróleo y gas, ya sea individualmente o cualquiera de los dos o los tres al mismo tiempo. La mayoría de las rocas de los yacimientos, sin embargo, contienen siempre cierta cantidad de agua de formación, aún cuando se aproximen a condiciones de ser mojadas por petróleo. El conocimiento sólido de la resistividad del agua de formación, es factor básico para la interpretación de los registros eléctricos.
El agua contenida en los poros de los estratos penetrados por la perforación, puede variar considerablemente de acuerdo a la localización geográfica, a la profundidad y a la edad geológica. Las aguas superficiales por lo general son dulces y de resistividad comparativamente alta, a medida que se perfora a mayor profundidad, el agua que se encuentra en las formaciones se hace más salada. Sin embargo, cabe señalar que este fenómeno no tiene nada de uniforme o regular. Son muchos los factores que pueden influir en la salinidad de los acuíferos profundos. Uno de ellos es la salinidad del mar que estaba presente cuando se depositaron los sedimentos; otro lo constituye la proximidad a las antiguas desembocaduras del río y sus aguas dulces; o bien un aumento de concentración salina por percolación cuando los sedimentos eran aun jóvenes, etc. La resistividad de las aguas superficiales pueden exceder los 20 a 50 ohm-m a la temperatura ambiente, mientras que las aguas muy salinas de las perforaciones profundas pueden tener resistividades tan bajas como 0.04 ohm-m a 750F, lo cual corresponde a una solución de saturación
completa.
Las aguas de formación son conductoras de la electricidad debido a las sales ionizadas en solución que dichas aguas contienen. Al aplicarse un gradiente de potencial eléctrico a una solución salina (electrolito), los iones migran hacia el electrodo de polaridad opuesta a sus respectivas cargas. Los cationes (iones positivos) van hacia el cátodo (electrodo negativo) y viceversa. Cuando alcanzan el cátodo, los cationes monovalentes se neutralizan al aceptar un electrón. A su vez, los aniones
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monovalentes, al llegar al ánodo, se neutralizan por pérdida de un electrón.
Puesto que cada ión monovalente sólo puede llevar una unidad de carga eléctrica, la capacidad electro conductora de un electrolito, depende del numero de iones por unidad de volumen (concentración), así como de la velocidad del ión (movilidad). Además de los iones monovalentes, tales como Na +, K+, Cl-, HCO3- pueden encontrarse iones polivalentes en solución en el agua de formación. Cada uno de estos iones puede ser portador de más de una unidad de carga eléctrica como en Ca+ +, Mg+ +, C03-, 5-, S04-.
La temperatura es otro factor que afecta la capacidad conductora del agua de formación, debido a que influye en la movilidad de los iones, a mayor temperatura, mayor es la movilidad de los iones, por lo tanto mayor capacidad conductora. Como la conductividad es el inverso de la resistividad, se puede decir que la resistividad de un fluido es inversamente proporcional a la temperatura, como lo expresa la siguiente ecuación:
R1 = T1
R2 T2
R1 = Resistividad de la solución a la temperatura T1
R2= Resistividad de la solución a la temperatura T2 Actualmente se recomienda usar la relación de Arps:
R1 = (T1+X)
R2 (T2 -X)
X= constante = 6.77 (para temperatura en 0F)
Existen varios medios para determinar la resistividad del agua de formación:
• Medición directa de la resistividad en una muestra representativa.
• Análisis químico de la muestra en el laboratorio determinando la concentración iónica.
• Calculando la resistividad a partir de los registros (curva de SP, método
Rwa, etc.).
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2.2.1 Medición directa de la resistividad en una muestra representativa.
2.2.1.1.- Factor de Formación ( a Presión de Sobrecarga )
Las muestras se someten a limpieza con solventes orgánicos, para remover el hidrocarburo y sales orgánicas presentes en el espacio poral. Posteriormente, se determinan las propiedades básicas (permeabilidad, porosidad, volumen total y volumen de poro) a presión de sobrecarga. El proceso de saturación se realiza a vacío y a presión de 2000 psi por 48 horas, con salmuera de Cloruro de Sodio de salinidad equivalente a 10,000 ppm.
A cada muestra se desplaza 20 volúmenes porosos de agua de salmuera, para obtener una completa saturación del espacio poroso. Al final de este ciclo, se mide la resistividad de la roca saturada (Ro), valor utilizado en el cálculo de factor de formación.
El valor de resistividad de la roca (Ro) que se obtene se corrige a 77° F utilizando la siguiente ecuación: Ro @ F Ro @T prueba T prueba . . 77 6 77 77 6 77 ° = + +
El cálculo de factor de formación se realiza tomando el valor de resistividad de la roca 100% saturada (Ro) y el de la salmuera saturante (Rw), usando la siguiente ecuación:
FF
R
R
o W=
Donde: FF = Factor de formación.Ro = Resistividad de la roca 100% saturada, ohm-cm.
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2.2.1.2 Factor de Formación corregido por Arcillosidad
La determinación de factor de formación corregido por arcillosidad se utiliza el método de Conductividad, por la inyección de cuatro salmueras, encontrando los valores de Cw y Co (inverso
de Rw y Ro, respectivamente) para cada salinidad. Finalizado este proceso, los valores
encontrados se graficarán en un plano cartesiano: Co versus Cw, encontrando la ecuación de la
recta de la forma y = mx+b, para los tres (3) mejores puntos, del cual se obtiene el valor de factor de formación corregido por arcillosidad (FF*), del recíproco de la pendiente de la regresión (m) y la concentración de intercambio catiónico efectivo y equivalencia de las arcillas (BQV), del intercepto de la recta con el eje y (b).
BQv mediante la siguiente ecuación:
(
)
C
FF
C
BQ
o=
w+
v1
*
Donde:FF* = Factor de formación corregido por arcillosidad
B = Equivalencia de conductividad de las arcillas
({1/ohm-m}/{equiv/litro})
Qv = Concentración de intercambio catiónico efectivo meq/ml vol poroso
Co = Conductividad de la roca 100% saturada con salmuera, mho-cm
Cw = Conductividad de la salmuera, mho-cm
2.2.2.- Indice de Resistividad a condiciones de laboratorio y corregido por arcillosidad.
Para la determinación del índice de resistividad, se utilizan las muestras limpias, las cuales se trabajan en el análisis de factor de formación.
Finalizado el análisis de factor de formación, cada una de las muestras se colocan dentro de una manga de viton, la cual tiene dos (2) electrodos metálicos, desarrollados para transmitir las medidas de resistencia eléctrica de las muestras a cada punto de saturación.
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Al final de una de las caras de las muestras, se coloca un diafragma poroso, saturado con la misma salmuera con la cual se satura las muestras, actuando como contacto capilar.
Presión de confinamiento de 550 psi se aplica al anular, entre la manga y la celda, transmitiéndole esta presión a la muestra.
Este proceso de saturación se lleva a cabo con aire húmedo, aplicando presiones increméntales de 1, 2, 4, 8, 15 y 35 psi.
Al finalizar el equilibrio en cada punto de presión, la resistencia de la muestra bajo este punto de saturación de salmuera, se mide a una frecuencia de 1khz y 1.0 voltio.
Con los valores de resistividad de la roca parcialmente saturada (Rt) en cada punto de presión y los valores de resistividad de la roca 100% saturada (Ro), que se determinan en los análisis de factor de formación, se calcula el índice de resistividad utilizando la siguiente ecuación:
n w o t
S
R
R
IR
=
=
1
Finalmente, los valores de índice de resistividad se grafican en un plano cartesiano contra saturación de salmuera, determinando el valor del exponente de saturación “n”, de la pendiente de la recta; usando para ello la regresión de potencia de la forma:
y =axb
2.2.2.1.- IR corregido por arcillosidad
Los valores de BQv (concentración de intercambio catiónico efectivo) encontrados en la determinación del factor de formación por el método de conductividad, se usan en la corrección de los valores de índice de resistividad, obtenidos para cada una de las muestras, usando la siguiente ecuación:
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+ + = −∗ Sw CwBQv CwBQv Sw IR n 1 1 Donde: IR = Indice de resistividadSw = Saturación salmuera, fracción
n* = Exponente de saturación corregido
Qv = Concentración de intercambio catiónico efectivo, meq/ml del volumen
poroso.
B = Equivalente de conductividad de las arcillas ( 1.45@ 77 ºF.)
Cw = Resistividad de la salmuera saturante @ 77 ºF, ohm-cm.
Una vez obtenido el valor de n*, se calcularon los valores de índice de resistividad corregido por arcillosidad IR*, para cada punto de saturación.
Los valores de IR* (corregidos) se grafican contra la saturación de agua, obteniendo el exponente de saturación general corregido “n*” de la pendiente de la recta, utilizando para ello una regresión de la forma y=axb
2.3.- Temperatura de la formación
En vista que la resistividad de las soluciones acuosas está en función de la temperatura y para interpretar cuantitativamente los registros, es necesario conocer la resistividad del agua de la formación y del barro de perforación a la profundidad de la formación que nos interesa, Por consiguiente, es preciso determinar la temperatura de un pozo a cualquier profundidad.
La temperatura de las formaciones es función de la profundidad a la cual se encuentra un determinado estrato y del gradiente geotérmico (la proporción en que aumenta la temperatura de acuerdo a la profundidad) del área considerada. En un pozo de petróleo, la temperatura del fondo se obtiene colocando un termómetro de máxima lectura junto con el dispositivo de registro y se anota la temperatura una vez sacado el dispositivo del pozo. Suponiendo que la temperatura entre la superficie y la profundidad máxima cambia linealmente o sea que el gradiente geotérmico es lineal, la temperatura a cualquier punto del pozo puede ser determinada partiendo de estas dos lecturas.
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Estimación de la temperatura de la formación. Reproducido de “Log Interpretation Charts" de Schlumberger:
Para determinar la temperatura a cualquier profundidad, simplemente se entra al gráfico por el eje vertical con la profundidad hasta cortar con el gradiente geotérmico de este pozo y luego se lee la temperatura en la escala horizontal en la parte inferior.
Ejemplo:
Profundidad total de 10.000 pies; temperatura del fondo del pozo, 1800F; temperatura media de la
superficie, 800F; profundidad de la formación, 6.000 pies. La temperatura de la formación a 6.000
pies es de 1400F.
La temperatura de una formación de interés también puede ser determinada usando la siguiente ecuación:
Tf =Ts + Pf (Tm -Ts) / Pm
Donde:
Tf = Temperatura de la formación de interés Ts= Temperatura media de la superficie
Tm = Temperatura máxima (del fondo) Pm = Profundidad máxima
Pf = Profundidad de la formación de interés 2.4.- Porosidad
Es el volumen poroso por unidad de volumen de la formación. Es la fracción del volumen total de una muestra que esta ocupada por poros o espacios vacíos. El símbolo de la porosidad φ. Una sustancia densa y uniforme, como lo sería un pedazo de vidrio, tiene porosidad cero. Por el contrario, una esponja tiene porosidad muy alta. La porosidad de las formaciones del subsuelo pueden variar considerablemente. Los carbonatos densos (calizas y dolomitas) y las evaporitas (sales, anhidritas, y yeso) pueden tener cero porosidad, para todos los efectos prácticos. Por su parte, las areniscas bien consolidadas pueden tener de 10% a 15% de porosidad, mientras que las no consolidadas pueden tener un 30% o más de porosidad. Finalmente, las lutitas o arcillas pueden
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tener una porosidad mayor de 40% llena de agua, pero estos poros individualmente considerados, son por lo general tan pequeños, que la roca es impermeable al flujo de los fluidos.
La porosidad depende principalmente de los siguientes factores:
• El empaque geométrico, en condición ideal, el empaque de los granos esféricos que son todos del mismo tamaño, dan como resultado las siguientes porosidades máximas de acuerdo a los distintos empaques geométricos:
Cúbico 47.6% Rómbico 39.5% Hexagonal 25.9%
• El escogimiento, el empaque de granos esféricos de diferente tamaños (mal escogimiento) reduce la porosidad.
• La cementación, la acción de cementación por cristalización secundaria de cualquier mineral (cuarzo, calcita, dolomita, etc.) reduce la porosidad.
• La angularidad y grados de redondez tienen influencia en la porosidad, los granos con mayor grado de redondez permiten un mayor porosidad y viceversa.
• La granulación (el proceso por el cual los granos de los minerales se rompen por presión de sobrecarga), por lo general, aumenta la porosidad. Sin embargo, la superficie específica también se incrementa, por lo tanto, se reduce la permeabilidad.
• La solución de minerales a través de aguas circulantes aumenta la porosidad. En los sedimentos clásticos esto no tiene mucha importancia. No obstante, constituye un factor significativo, para el desarrollo de la porosidad en las rocas carbonáticas.
2.4.1.- Porosidad Intergranular o primaria
Las porosidades se clasifican de acuerdo a las condiciones físicas del material que rodea los poros, así o primaria como según la distribución y forma de los poros mismos. En una arena limpia, la matriz de la roca está compuesta de granos individuales, los cuales son más o menos esféricos y se encuentran empacados de alguna forma donde existen poros entre ellos. Esta porosidad se denomina intergranular o porosidad de matriz.
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2.4.2.- Porosidad Secundaria
Dependiendo de la forma en que fueron depositadas, las calizas y dolomitas también pueden tener porosidad intergranular. Pueden igualmente exhibir una porosidad secundaria la cual se presenta en forma de cavidades de disolución o pequeñas cavernas. La porosidad secundaria es causada por la acción de las aguas de formación o de las fuerzas tectónicas sobre la matriz de la roca después de la depositación. Por el contrario, las aguas que se filtran y que son ricas en minerales pueden dar lugar a depósitos que sellan parcialmente algunos de los poros o canales de las formaciones calizas, fenómeno que reduce su porosidad y/o altera la geometría de los poros. Sin embargo, si las aguas son ricas en sales de magnesio, al filtrarse a través de la calcita pueden provocar un reemplazo gradual del calcio por el magnesio. Debido a que este reemplazo ocurre átomo por átomo y molécula por molécula, y que el volumen de una molécula de dolomita es 12% menor que la de la calcita, el resultado es un volumen menor de la matriz y un correspondiente aumento en el volumen poroso. Las tensiones en la formación también pueden causar redes de fracturas o fisuras, lo cual aumenta el volumen poroso. Por lo general, sin embargo, el volumen real de las fracturas, es relativamente pequeño; normalmente no incrementan la porosidad de la roca de manera significativa, aunque si pueden aumentar su permeabilidad.
2.5.- Factor de Resistividad de Formación
La piedra angular de la interpretación cuantitativa de los registros es el conjunto de relaciones propuesto por G.E. Archie en 1941, el cual relaciona la resistividad, la porosidad y la saturación de agua de los yacimientos de hidrocarburos. Archie introdujo el concepto de "factor de resistividad de la formación", F, o simplemente factor de formación, por medio del cual se relaciona la resistividad de una arena saturada de agua Ro, con la resistividad del agua Rw.
Visualice un recipiente cúbico abierto en su parte superior, de 1 metro en todas sus dimensiones, sus lados no son conductores, excepto dos caras opuestas de metal que sirven de electrodos. Primeramente, el tanque se llena de agua que contiene un 10% de cloruro de sodio, simulando así el agua típica de una formación. Se aplica en los electrodos un voltaje alterno de baja frecuencia, V y se mide la corriente 1 resultante (ilustración 1-2a). La razón V / I (voltios/amperes) es Rw, que es la resistividad del agua de la formación, en unidades Ohm-m. Esta resistividad es una propiedad intrínseca del agua y es una función de su salinidad y temperatura. Luego, se vierte arena en el tanque con agua, reemplazando una cantidad de agua que ha sido expelido. Cuando la arena llega exactamente al borde superior, el resultado es una formación acuífera porosa de un metro cúbico.
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Se aplica otra vez el voltaje y se mide la corriente I2. El valor I2 será menor que I1, puesto que hay
menos agua para conducir la electricidad. La razón V/I2 es Ro, que representa la resistividad de
una formación saturada 100% de agua.
En todo caso Ro es siempre mayor que Rw y la relación de estas dos resistividades se define como Factor de Formación:
F = Ro / Rw
Las investigaciones posteriores llevadas a cabo por Archie, establecieron que F es una función de la porosidad, como lo demuestra el siguiente experimento. Consideremos un bloque de arenisca. La resistividad del bloque es Ro y la del agua en el bloque es Rw.
Este bloque tiene una porosidad φ y tiene una saturación de agua de 100%. La longitud del bloque es L y su corte transversal tiene un área Ac. Se aplica una corriente eléctrica en la cara izquierda del bloque y la corriente sale del mismo por la cara derecha.
Como el único medio conductor en este bloque es el agua, es posible concebir un bloque equivalente de agua que tenga la misma resistencia que la arenisca. La corriente que fluye a través de la arenisca, sigue un paso tortuoso, de modo que la longitud de Le del bloque equivalente es algo mayor que la longitud real de L.
La cantidad total de agua en la arenisca es φAcL. Puesto que esta cantidad también debe ser la misma en el bloque equivalente, entonces el área de su corte transversal es φAcL / Le. Según la ecuación (r = R L / A), la resistencia de la arenisca es:
ro = R0 L
Ac
y la resistencia del bloque equivalente de agua es:
rw = Rw Le
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Le
Puesto que estas dos resistencias son iguales, entonces, R0 = ( Le )2 ( 1 ) = F
Rw L φ
Lo que demuestra que F es inversamente proporcional a la porosidad y la constante de proporcionalidad es la tortuosidad (Le / L)2. En una investigación experimental de un gran numero
de areniscas limpias saturadas de agua, Archie encontró que el factor de formación F podía relacionarse con la porosidad φ a través de la ecuación:
F = 1 .
Φm
El exponente m, llamado factor de cementación. La ecuación original de Archie se modificó posteriormente, por la introducción de una constante empíríca "a" en la ecuación:
F = a .
Φm
Humble Oil Company ha recomendado usar la siguiente ecuación: F = 0.626 [ 1 ] .
Φ2.15
Esta ecuación fue desarrollada a través del estudio de un gran número de muestras, para areniscas de alta porosidad (por lo general no consolidadas) tiene el mismo efecto de usar la ecuación de Archie con m= 1.8 y para las areniscas bien consolidadas. el de usar con m = 2 , a fin de eliminar el exponente de cementación fraccional, la fórmula de Humble puede modificarse del siguiente modo:
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Φ2
Dentro de los rangos normales de porosidad, ambas expresiones proporcionan resultados bastantes similares.
Para rocas carbonáticas no fracturadas, Shell recomienda usar la relación: F = 1 .
Φm
2.6.- Saturaciones
La fracción del espacio poroso ocupado por el agua se denomina "saturación de agua" ó Sw, la fracción restante, contentiva de petróleo o gas, se denomina "saturación de hidrocarburo" o Sh, como uno es el complemento del otro, entonces Sh = (1- Sw).
El supuesto general es, que el yacimiento estuvo inicialmente repleto de agua y que a lo largo del tiempo geológico, el petróleo o el gas formados en otro lugar, migraron hacia la formación porosa, desplazando el agua de los espacios porosos de mayor tamaño. Sin embargo, los hidrocarburos que migran nunca desplazan toda el agua intersticial. En efecto, hay una saturación de agua irreducible o Swi, representada por el agua retenida por la tensión superficial sobre la superficie de los granos, en el contacto entre los granos y en los intersticios más pequeños.
Su valor varía entre 0.05 (5%) en las formaciones de granos muy gruesos, hasta 0.4 (40%) o más, en las formaciones de granos muy finos con alta superficie específica. El agua irreducible no fluirá cuando la formación se somete al proceso de producción.
Cuando el petróleo y el gas (que no son conductores de la electricidad) están presentes en una roca porosa, conjuntamente con una cierta cantidad de agua salina de formación, su resistividad Rt es mayor que Ro (la resistividad de esa misma formación, si estuviera saturada 100% de agua), debido a que hay un volumen menor de agua disponible para el paso de la corriente eléctrica. La relación entre estas dos resistividades se denomina índice de Resistividad I, el cual indica la proporción de hidrocarburos presente en la formación. Cuando I=1 indica que la formación está saturada 100% de agua ya que Rt = Ro, el valor de I aumenta a medida que la saturación de hidrocarburos aumenta ( o a medida que Sw disminuye).
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La resistividad de una roca parcialmente saturada de agua (Rt), depende no sólo del valor de SW, sino también de su distribución en el interior del espacio poroso. La distribución de las dos fases (agua e hidrocarburo) dentro de la roca, depende de la humectabilidad de la misma, de la dirección en que fue establecida (drenaje o imbibición) y del tipo de porosidad, ya sea intergranular, cavernosa o ambas).
Archie, concluyó que la relación entre Sw e I puede expresarse de la siguiente manera:
Sn
w = 1 = Ro
(I) Rt
Según la definición del factor de formación Ro = FRw y F = a / φm entonces:
Sn
w = (FRw) = a(Rw)
Rt φmRt
2.7.- Permeabilidad
Es la medida de la facilidad con que los fluidos se desplazan a través de una formación.
La permeabilidad es una propiedad dinámica para una muestra dada de roca y para un fluido homogéneo, siempre que el fluido no interactúe con la roca misma. La unidad de permeabilidad es el "darcy", la cual es bastante grande. Por ello se emplea la milésima parte, o sea, el milidarcy (md). El símbolo de la permeabilidad es k. Para que sea permeable, la roca debe poseer poros interconectados o fracturas, por lo tanto, hay una relación de tipo general entre la porosidad y la permeabilidad. Una mayor permeabilidad, generalmente se corresponde con una mayor porosidad, aunque esto no siempre constituye una regla absoluta.
Las lutitas y algunas arenas tienen una alta porosidad, pero los granos son tan pequeños que los conductos aprovechables para el movimiento del fluido, son bastante restringidos y tortuosos. Por tal motivo, la permeabilidad puede ser muy baja en tales casos. Otras formaciones, como las calizas, pueden estar compuestas de roca dura ininterrumpida por fisuras muy pequeñas o por fracturas de gran extensión. La porosidad de tales formaciones puede ser baja, pero la permeabilidad de una fractura puede ser muy grande. En consecuencia, las calizas fracturadas,
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pueden exhibir una porosidad baja conjuntamente con una permeabilidad extremadamente alta. El volumen total del espacio poroso interconectado se llama "porosidad efectiva". En las rocas clásticas, ésta generalmente es igual a la porosidad total o absoluta. Es obvio que si los poros de una roca no estuvieran interconectados, no existia permeabilidad alguna. La siguiente es la ecuación de Darcy que expresa la rata del flujo a través de un medio poroso y permeable con unidades prácticas:
Q=1.127A (K / µ) ( ∆PI L) Donde:
K =Darcy
Q = Rata de flujo (bbl por día) P = Diferencial de presión (psi) L = Distancia recorrida por el fluido (pies)
A = Área transversal (pies2)
µ = Viscosidad (centipoise)
Desde hace mucho tiempo se conoce que existe una correlación general entre porosidad y permeabilidad. Esto quiere decir que si se tienen dos rocas compuestas de granos del mismo tamaño, la que posea mayor cementación tendrá menor porosidad y menor permeabilidad. Por consiguiente, es de esperar que la permeabilidad de una arenisca pueda ser expresada en términos de la saturación del agua irreducible, la cual es la medida del tamaño del grano y de la porosidad, que a su vez refleja el grado de cementación.
Schlumberger a partir de estudios de campos sobre la porosidad, la permeabilidad y la saturación de agua irreducible, ha desarrollado una ecuación empírica que relaciona estas tres variables:
K1/2 = 250 φ 3 Swi
Donde:
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La debilidad de esta ecuación surge al considerar que, la permeabilidad depende de la sexta potencia de la porosidad y de la segunda potencia de la saturación del agua. Si la porosidad y la saturación son determinados a partir de datos de los registros eléctricos, pueden contener errores aún sean pequeños, estos pueden elevarse a la sexta potencia y al cuadrado en la determinación de la permeabilidad.
Esto no quiere decir que la ecuación deba ser descartada, sino que los resultados deben ser considerados sólo como indicativo de orden de magnitud. Una correlación muy bien documentada es la de Timur, quien efectuó cuidadosas mediciones de laboratorio en 155 núcleos de arenisca de la Costa del Golfo Colorado y California. Las correlaciones que obtuvo entre porosidad, saturación de agua irreducible y permeabilidad se expresa en la siguiente ecuación:
K = ( 93 φ2.2 )2 ( S
wi )
3. - CONTROL DE CALIDAD DE LOS PERFILES.
RESUMEN: Análisis de los criterios de control de calidad de perfiles o LQC (“Log Quality Control”), enfatizando la importancia de efectuarlo antes de comenzar cualquier interpretación. Existen algunos controles de calidad a ser aplicados al papel como al archivo digitalizado, como son:
a.- Velocidad del perfilaje.
b.- Sección repetida.
c.- Correlación de profundidad. d.- Especificaciones publicadas. e.- Datos faltantes o equivocados. f.- Verificación de los datos grabados.
g.- Puesta en profundidad con los registros del hueco anterior. h.- Validación de perfiles utilizando técnicas de interpretación.
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j.- Otros.
OBJETIVO 4
PRESENTAR LOS DISPOSITIVOS DE PERFILAJE A HOYO DESNUDO Y ANALIZAR LAS DIFERENTES APLICACIONES Y LIMITACIONES DE LAS HERRAMIENTAS.
Las herramientas de registros que se bajan al pozo, están diseñadas para medir las propiedades eléctricas, acústicas y radiactivas de la formación.
4.1.- Características, propiedades generales, utilidad e importancia de los perfiles.
Como tenemos:
- Registro continuo de parámetros físicos en los pozos.
- Transmisión de la información recibida por el cable de tracción.
- Los registros se graban desde la base hacia arriba y al final dé cada fase de perforación, (diámetro: 17”, 15 ½”, 12 ¼” 8”, 6”), o en cualquier momento según requerimiento geológico. - Se registran parámetros físicos naturales (sp, radiactividad) o inducidos
(velocidad acústica, radiactividad, resistividades, etc).
- Se graban con escalas usuales de 1/100 y l/500 ó 1/2000 y 1/1000.
- La calidad de los registros está en función de la calidad del pozo perforado y el tipo de lodo.
4.1.1.- Finalidad de los registros :
- Identificar litología.
- Delimitar estratos de yacimientos.
- Calcular porosidad y saturación de hidrocarburos. - Seleccionar estratos a probar.
- Calcular reservas en yacimientos.
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-4.1.2.- Electrofacies
Utilización cualitativa de los perfiles eléctricos que permite establecer una columna litológica vertical o identificar secuencias sedimentológicas y cuerpos arenosos, marcadores o así como comparar intervalos entre pozos :
Etapas del trabajo:
- Calibración de perfiles. - Identificación de facies. - Identificación de la litología.
- Determinación de secuencias.
- Identificación de cuerpos sedimentarios.
- Comparación entre pozos.
- Correlación entre pozos. - Dibujo o cartografiado de datos.
- Se utilizan los perfiles que están mas influenciados por los cambios litológicos que por los fluidos.
- Los estudios básicos se hacen con curvas a escala l / 500, ó l / 200 en caso de calibración con núcleos.
- Las correlaciones se hacen con curvas de l/500 (estudios de yacimiento) de 1/1000 ó escalas más reducidas según el tipo de estudios.
4.1.3.- Perfiles más utilizados:
- RAYOS GAMMA = GR o NGT (GAMMA-RAY ESPECTRAL).
- NEUTRON = CNL o CNT.
- DENSIDAD = FDC, GAMMA-GAMMA /LDT.
- SÓNICO = BHC o LST.
- POTENCIAL ESPONTÁNEO = S.P.
- RESISTIVIDAD = INDUCClÓN (IEL,DIL)
LATEROLOG (DLL). MICROLATEROLOG MICROLOG.
ENFOCADO (SFL, MSFL).
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CAL/FDC-CNL BGT. - BUZAMIENTO = CURVAS HDT. CLUSTER GEODIP SHDT -OTROS PERFILES CBL/VDL TDT EPT NGT GST HRT GLT FMS4.2.- PERFIL DE POTENCIAL ESPONTÁNEO (SP)
OBJETIVO: Discutir el origen del potencial espontáneo, de la respuesta del perfil, de las herramientas y la interpretación.
4.2.1.- Definición:
Medida de la diferencia de potencial eléctrico natural entre la superficie y el subsuelo. La curva resultante es un registro de la diferencia de potencial eléctrico de un electrodo móvil en el pozo y el potencial eléctrico de un electrodo fijo en la superficie.
Este registro se usa normalmente en pozos perforados con fluidos cuya base es agua dulce.
4.2.1.2.- El perfil de SP puede aplicarse para:
• Localizar los contactos entre capas y correlacionarlos con los otros perfiles.
• Detectar capas permeables.
• Determinar la salinidad del agua de formación.
• Estimar el espesor de las capas.
• Evaluar la arcillosidad de las capas.
4.2.1.3.-Origen del Potencial Espontáneo.
Dentro del pozo se originan potenciales eléctricos espontáneos en las interfaces entre rocas permeables e impermeables, así como la interface entre zona virgen y zona lavada; como
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consecuencia se establece la circulación de corrientes eléctricas dentro de la formación, en la interface entre capas permeables e impermeables, las cuales atraviesan el lodo dentro del pozo solamente en las profundidades del contacto de estas capas.
No existe ninguna corriente eléctrica dentro del pozo en el centro de una lutita; en consecuencia, la curva de SP es plana (línea base de lutitas). Al aproximarse a un contacto entre capas, la herramienta de SP pasa por la zona de corrientes en el lodo, generada por el potencial espontáneo; en el contacto entre capas, el flujo de corriente es máximo, así como el cambio de potencial por cm de pozo (denominado dependiente del perfil del SP). Una vez pasado el contacto entre capas, la intensidad de la corriente en el lodo disminuye hasta desaparecer, con lo que la curva de SP permanece en un valor constante, generalmente más negativo en las zonas permeables que en las lutitas o “shales”. Al aproximarse al próximo contacto ocurre una situación inversa a la anterior, con lo que la curva de SP regresa a la línea base de lutitas.
El lodo en el pozo debe ser conductivo para permitir la circulación de las corrientes eléctricas mencionadas Por otro lado, si el lodo es demasiado conductivo, no existiría diferencia de potencial que pueda ser detectada ya que lodo sería un corto circuito.
Generalmente el Rmf es conocido, por lo tanto puede usarse el perfil de SP para estimar el valor de Rw de la resistividad del agua de formación.
Si las salinidades (por consecuencias, también las resistividades) del filtrado y del agua de formación son de valores aproximadamente iguales, la separación de la línea-base de lutitas será cero o de unos poco mv, dificultado la interpretación de la curva SP para detectar capas permeables o para estimar el espesor o arcillosidad de las capas.
4.2.1.4.- Herramientas de perfilaje:
No existe herramienta específica para obtener el perfil de SP; siendo que apenas se necesita un electro expuesto al lodo, conectado eléctricamente con el equipamiento de superficie, la práctica común es incluir ese electrodo en las herramienta de Inducción y en las de Laterolog. Normalmente el electrodo de SP es el sensor más profundo y, por esta razón, es el que define la profundidad de la herramienta en el pozo.
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4.2.1.5.- Interpretación:
La amplitud del SP depende de:
•Potencial de membrana (Em).
•Diferencia de salinidad entre los estratos.
•Potencial de “JUNTION” (Ej), diferencia de salinidad entre cada capa y el filtrado de lodo.
SP = EM + Ej Em = despreciable.
Ej = importante.
- Escala = milivoltios (relativa)
- El SP representa la actividad iónica debida a la diferencia de concentración en NaCl entre el lodo y las capas.
En lutitas o capas sin porosidad = Sin actividad lónica, sp=0 (línea base ).
En capas porosas = Actividad lónica según la diferencia de salinidad. - Deflección positiva = agua más dulce que el lodo.
- Deflección negativa = agua mas salada que el lodo. - No deflección = agua y lodo con la misma salinidad.
Depende fundamentalmente de la diferencia de salinidad entre el agua de formación y el filtrado. Si la salinidad del agua de formación es mayor la deflección será hacia la izquierda, lo contrario, la deflección será hacia la derecha.
1. Con el calculo del SP y ajuste con la temperatura se puede calcular la resistividad (Rw) y la salinidad del agua intersticial de las capas.
2. En el caso de capas de arenas limpias con agua, la deflección del SP es función de la permeabilidad y del tamaño de grano, el SP permite separar las capas porosas de las capas sin porosidad y estimar la salinidad del agua intersticial.
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3. No se puede identificar litología o delimitar correctamente las capas sin apoyo de otros perfiles.
4.3.- Perfil de Rayos Gamma (GR)
OBJETIVO: Discutir el origen de la radioactividad natural de las rocas, principios de medición y respuesta de los perfiles.
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4.3.1.1.- Definición GR
La curva de Rayos Gamma o GR representa la radiactividad natural de las formaciones y es presentada en unidades API (“American-Petroleum Institute”) cada unidad API es definida como 1/200 de la respuesta generada por un calibrador patrón constituido por una formación artificial que contiene cantidades bien definidas de uranio, torio y potasio, mantenida por el API en Houston, Texas. USA.
Generalmente, la curva de GR es presentada en la pista 1, junto a las curvas de SP y de calibrador, con escalas de 0 a 100 ó de 0 a 150 API. Al igual que la curva de SP, la de GR tiene su escala definida de manera tal que ambas curvas indican zonas permeables cuando están próximas del extremo inferior de la pista, y ambas indican lutitas o “shales” cuando están próximas del extremos superior de la pista (con el cabezal a la izquierda del observador).
Este perfil es muy útil para identificar zonas permeables debido a que los elementos radiactivos mencionados tienden a concentrarse en la lutitas o “shales” (impermeables), siendo muy poco frecuente encontrarlos en areniscas o carbonatos (permeables).
La curva de rayos gamma puede obtenerse en un pozo entubado, lo cual no puede hacerse con la curva de SP, y ello aumenta su valor como herramienta de correlación.
4.3.1.2.- Origen de los Rayos Gamma.
La radioactividad natural de las formaciones proviene de los siguientes tres elementos presentes en las rocas:
Uranio (U), Torio (Th) y Potasio (K).
El decaimiento de estos elementos genera la emisión continua de los rayos gamma naturales, los que pueden penetrar varias pulgadas de rocas y también pueden ser medidos utilizando un detector adecuado dentro del pozo.