ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA UNIDAD TICOMAN CIENCIAS DE LA TIERRA
PROYECTO TERMINAL
“EVALUACIÓN PETROFÍSICA DEL CAMPO McCLAIN”
OPCIÓN CURRICULAR QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE:
INGENIERO GEOFÍSICO
PRESENTAN:
ERIK GRANADOS GÓMEZ LUIS TOMÁS MENDOZA SUAREZ
ASESOR:
Dr. ENRIQUE COCONI MORALES
RESUMEN
En este trabajo se realizó la evaluación petrofísica del campo McClain, localizado en el estado de Kansas, EUA, con base en los registros geofísicos de pozo obtenidos del Servicio Geológico de Kansas. Dicha evaluación fue realizada con ayuda del software Power-Log©, el cual permitió procesar los datos de cada registro geofísico de pozo.
La metodología propuesta fue aplicada con ayuda de la información de los registros geofísicos de pozo disponible, permitiendo inferir el tipo de matriz predominante en la formación, con ayuda de graficas cruzadas (crossplots), las cuales involucraron los registros NPHI y DPHI, que a su vez fueron comprobadas con información disponible de núcleos. Posteriormente con graficas de Pickett se pudo calcular la resistividad del agua de formación Rw y el coeficiente de cementación m, datos necesarios para obtener la saturación de agua y posible saturación de hidrocarburo. Al termino de los pasos anteriores se calcularon los volúmenes de arcilla a partir de los registros rayos gamma (RG), Registro de inducción profunda (ILD) y registro porosidad de neutrón (NPHI), datos que fueron utilizados para calcular la porosidad efectiva, que permitió eliminar el efecto de arcilla.
Los procesos anteriores se describieron paso por paso y los resultados fueron representados gráficamente, para proceder con la interpretación; en la cual se analizaron las respuestas de los registros a la formación, en conjunto con los resultados obtenido del software, apoyándose en información geológica e información de núcleos, herramientas que sustentaron el criterio particular que se tuvo para generar una buena interpretación, determinando zonas de interés dentro de la formación. Logrando así el principal de los objetivos, que describe; que basta con utilizar cuatro registros Geofísicos convencionales para obtener una evaluación petrofísica confiable.
ABSTRACT
In this paper the petrophysical evaluation about the McClain oil field was made, which is located in the state of Kansas, USA, based on well logs obtained from Kansas Geological Survey. This evaluation was made with the help of a software called Power-log©, which allowed us to process all the data from each well log.
The proposed methodology was applied based on information of well logs available, this allowed inferring the predominant type of matrix in the formation, with help of crossplots, which involved NPHI and DPHI logs that were proved with information on available cores. Subsequently with Pickett plots we could calculate the resistivity of water in the formation Rw and the cementation coefficient m, necessity data to get water saturation Sw and hydrocarbon saturation. At the end of previous steps the shale volumes were calculated through the gamma ray log (RG), induction log deep (ILD) and porosity of neutron (NPHI), data that was used to calculate the effective porosity, which allowed to remove the effect of shale.
The previous processes were described step by step and the results were shown graphically to be interpreted afterwards; which the log answers were analyzed in conjunction with the results gotten from the software, helping us with geological information and cores information, tools that supported our personal opinion to make the best interpretation, determining areas of interest in the formation. Achieving one of the most important objectives, it says that; only utilizing four well logs we can get a reliable interpretation.
AGRADECIMIENTOS
Gracias señor Jesucristo por haberme dejado llegar hasta aquí, por haberme dado la mejor familia que jamás había conocido, gracias por ser mi pastor y la luz en mi camino. Mi vida pongo en tus manos, por que se que en ti confió.
A quien debo todo lo que soy, a quien me enseño el sentido de la vida, a quien ha sido mi más grande ejemplo, a ti mama, gracias por tu cariño, tus concejos, por ser la estrella que en mi camino no ha dejado de brillar, a ti, mi más grande regalo en el ciclo de la vida, mi madre, gracias por amarme tanto.
A mi padre quien es mi ídolo, mi orgullo y mi ejemplo gracias por quererme demasiado, gracias por ser mi padre, mi amigo y mi hermano. Gracia por llevarme de la mano toda la vida.
A mis padres, gracias por este triunfo que es suyo también. Dicen que el ser humano no es eterno, pero ustedes ya lo son en mi alma y corazón.
A ti Maly, que cuidaste de mí siempre, gracias por dejarme ocupar parte de tus pensamientos, gracias por preocuparte por mí, gracias por ese amor que me regalas cuando estoy a tu lado y principalmente te agradezco por ser mi segunda madre.
Para mi hermana Erika, mi compañera de viaje y a quien quiero tanto. Gracias por esa infancia que tuvimos gracias por haber pasado grandes momentos a mi lado.
A mi hermanita Ydalid, a quien amo más que a mi propia vida, a quien gano mi corazón con su sonrisa acompañada de amor, cariño y ternura desde el momento en que la conocí. Eres la persona con la que quisiera envejecer algún día y pasar el resto de mi vida juntos. Gracias por tus consejos, por ser como eres por favor nunca cambies.
A mi hermosa familia, que si pudiera pedir un deseo, pediría volver a nacer y volverlos a encontrar. Como esto no es posible, solo me resta pedirle a dios, los cuide con una espada donde quiera que estén y le haga saber que solo he vivido para amarlos.
Gracias a dios y a la vida por otorgarme la oportunidad de estar en el camino de dos maravillosos e incomparables pilares que han soportado con gran fervor los sueños e ilusiones de este servidor.
A mis inalcanzables ingenieros de la vida, que se dieron a la tarea de sembrar en mi valores y principios, pasión y compromiso, que me inspiran el deseo de llegar a ser una persona de bien y nunca dejar de de luchar para conseguir vivir mis sueños y no solo soñar mi vida.
Por su esfuerzo sudor y entrega, al brindar los medios suficientes y necesarios que permitieron llegar hasta este punto, sin bajar los brazos un solo momento a pesar de las dificultades que nos tiene la vida.
Hoy al culminar satisfactoriamente este largo viaje, se convierte en su triunfo y me llena de gran orgullo y satisfacción poder decir con la frente en alto “Ella es mi MADRE, El es mi PADRE”.
LOS AMO
Gracias a los dos pequeños ángeles de compañía que dios dispuso para compartir este gran concierto de la vida. Mi querida hermana Andrea y la pequeña Ximena, por tener siempre en voz una palabra de aliento que crea en mi el deseo de nunca decir basta y continuar evadiendo los obstáculos que se presenten en el camino hasta llegar al objetivo planeado.
A los grandes ejemplos de superación que me han permitido establecer qué y quien quiero ser; mis abuelitas Jose y Lupita, al mi Abuelo Luis Mendoza Lugo a quien tanto admiro y respeto, a mi tita nena y la familia Ortega Mendoza, gracias por sus concejos, vivencias y lo más importante gracias por permitirme formar parte de sus vidas.
Por último gracias a mi Nación y al Instituto Politécnico Nacional que orgullosamente han grabado en mi piel y mi corazón el guinda y blanco, así como el significado del emblema “La Técnica al Servicio de la Patria”.
CONTENIDO LISTA DE FIGURAS ... 9 LISTA DE TABLAS ... 12 OBJETIVOS ... 13 INTRODUCCIÓN ... 14
CAPÍTULO I FUNDAMENTOS TEÓRICOS ... 17
1.1Propiedades Petrofísicas ... 17
1.1.1 Porosidad ... 17
1.1.2 Saturación ... 18
1.1.2.1 Saturación de Agua irreducible y Saturación de Aceite residual ... 19
1.1.3 Permeabilidad ... 20
1.1.4 Resistividad ... 21
1.1.5 Densidad ... 24
1.2 Geometría de un Pozo ... 24
1.3 Registros Geofísicos Convencionales ... 26
1.3.1 Registro de Rayos Gamma Naturales (GR) ... 26
1.3.2 Registro de Potencial Natural (SP) ... 27
1.3.3 Registro Sónico ... 28
1.3.4 Registro de Densidad ... 29
1.3.5 Registro de Neutrón... 30
1.3.5 Registro de Resistividad ... 31
1.4 Determinación de Matriz... 32
1.5 Determinación de la Resistividad del Agua de Formación ... 32
1.5.1 Rw a partir de la curva SP ... 33
1.5.2 Rw a partir de Pickett ... 33
1.5.3 Rw corregido por temperatura de formación ... 34
1.6 Factor de Formación, Porosidad y Saturación de Agua ... 36
CAPÍTULO II ANTECEDENTES GEOLÓGICOS ... 39
2.1 Geología del Petróleo. ... 39
2.2 Localización de la Zona de Estudio ... 42
2.3 Fisiografía del Estado de Kansas ... 44
2.4 Geología superficial del Estado de Kansas ... 45
2.4.1 Era Paleozoica... 45
2.4.2 Era Mesozoica ... 45
2.4.3 Era Cenozoica ... 46
2.5 Geología del subsuelo del estado de Kansas ... 47
2.5.1 Silúrico-Devónico ... 47 2.5.2 Cámbrico-Ordovícico ... 47 2.5.2.1 Grupo Arbuckle ... 48 2.5.2.2 Grupo Simpson ... 48 2.5.2.3 Grupo Viola ... 49 2.5.2.4 Grupo Maquoketa ... 49
2.6 Cuencas del estado de Kansas ... 50
2.7 Geología y Descripción de Núcleos en el Campo McClain y McClain SW ... 51
2.7.1 Zona Superior de la Caliza Viola ... 53
2.7.2 Zona de Porosidad Principal ... 54
2.7.3 Zona Compacta (Tight Streak) ... 55
2.7.4 Zona de Baja Porosidad ... 56
2.7.5 Diagénesis ... 58
CAPÍTULO III SOFTWARE DE EVALUACIÓN DE REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZO, POWER-LOG© ... 61
3.1 Descripción general del software Power-Log© ... 61
3.2 Menús de Power-Log© ... 61 3.2.1 Menú File ... 62 3.2.2 Menú Import ... 62 3.2.3 Menú Export ... 63 3.2.4 Menú View ... 63 3.2.5 Menú Edit ... 63 3.2.6 Menú Compute ... 64 3.2.7 Menú Interp ... 65 3.2.8 Menú Reports ... 65 3.2.9 Menú Tools ... 65 3.2.10 Menú Window ... 66 3.2.11 Menú Help ... 66
CAPITULO IV SECUENCIA DE PROCESO PARA LA EVALUACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTO CON BASE EN REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZO ... 67
4.1 Secuencia General del Proceso de Evaluación de Formaciones ... 67
4.2 Carga de Datos ... 68
4.3 Visualización de Curvas y Parámetros ... 70
4.4 Definición de Matriz (Crossplot) ... 73
4.5 Calculo del Valor de Rw y Exponente de Cementación m (Pickett) ... 76
4.6 Determinación de Rw a Temperatura de Formación ... 79
4.7 Calculo de la Saturación de Agua Sw ... 79
4.8 Determinación del Volumen de Arcilla ... 80
4.9 Determinación de Litología ... 82
CAPITULO V RESULTADOS E INTERPRETACIÓN ... 90
5.1 Carga y visualización de datos ... 90
5.2 Definición de matriz ... 92
5.3 Calculo de Rw, exponente de cementación m (gráficas de pickett) y determinación de Rw a temperatura de formación ... 93
5.4 Calculo de la saturación de agua (Sw) con porosidad total NPHI ... 94
5.5 Calculo del volumen de arcilla (Vsh) ... 95
5.7 Representación grafica de los resultados del proceso aplicado al pozo McCLAIN
#1 ... 96
5.7.1 Resultados a partir de la porosidad total NPHI ... 96
5.7.2 Resultados a partir de la porosidad efectiva ... 98
5.8 INTERPRETACIÓN ... 99
5.8.1 Pozo McClain #1 ... 99
5.8.1.1 Formación perteneciente al Pensilvánico ... 101
5.8.1.2 Formación perteneciente al Mississípico ... 102
5.8.1.3 Formación perteneciente al Silúrico Devónico ... 103
5.8.1.4 Formación perteneciente al Ordovícico ... 103
5.9 Correlación a profundidad de las respuestas del mismo tipo de registro, así como Vsh, Vma, y Sw, Correspondientes a cada uno de los pozos del campo McClain, con orientación N-S ... 105
5.10 Sección geológica representativa del campo McClain ... 111
CONCLUSIONES ... 113
RECOMENDACIONES ... 114
BIBLIOGRAFÍA ... 115
ANEXO ... 116
A1 Procesado de Datos y Resultados: Pozo JHONSTONE #1 ... 117
A2 Procesado de Datos y Resultados: Pozo FOUND #1 ... 119
A3 Procesado de Datos y Resultados: Pozo POTTSS #1 ... 121
A4 Procesado de Datos y Resultados: Pozo McClain A #1 ... 123
A5 Procesado de Datos y Resultados: Pozo McClain #1 ... 125
A6 Procesado de Datos y Resultados: Pozo HAVERKAMP A #1 ... 127
LISTA DE FIGURAS
Capítulo I
Figura 1.1 Representación grafica de la geometría de un pozo ... 25
Figura 1.2 Respuesta típica del registro Rayos Gamma (GR) ... 26
Figura 1.3 Principio de medición del registro Potencial Espontaneo (SP) ... 27
Figura 1.4 Principio Básico de Operación del Registro Sónico de Porosidad ... 28
Figura 1.5 Principio de medición del registro de densidad ... 29
Figura 1.6 Principio de medición del registro Neutrónico ... 30
Figura 1.7 Principio de medición del registro de resistividad ... 31
Figura 1.8 Principio del Registro de Inducción. ... 31
Capítulo II Figura 2.1 Sección de arenisca bajo microscopio ... 39
Figura 2.2 Microfotografía de secciones delgadas de caliza del Pensilvánico, tomadas de una zona productora en el campo de la Victoria, el condado de Haskell, Kansas ... 40
Figura 2.3 Muestra representativa de una roca del yacimiento de carbonato del campo Victoria ... 41
Figura 2.4 Lámina de anhidrita. ... 42
Figura 2.5 Estado de Kansas ... 42
Figura 2.6 Campo McClain ... 43
Figura 2.7 Distribución de pozos del campo McClain ... 44
Figura 2.8 Regiones Fisiográficas del Estado de Kansas ... 44
Figura 2.9 Mapa Geológico generalizado de Kansas ... 47
Figura 2.10 Unidades estratigráficas del periodo Cámbrico-Ordovícico ... 50
Figura 2.11 Mapa de la ubicación relativa de las cuencas en el estado de Kansas ... 51
Figura 2.12 Localización de los campos McClain y McClain SW ... 52
Figura 2.13 Configuración de la caliza viola en campos McClain y McClain SW ... 52
Figura 2.14 Lamina A, dolomita arcillosa mediana a finamente cristalina ... 53
Figura 2.15 Lamina B, dolomita finamente cristalina ... 53
Figura 2.16 Laminas A y B, dolomita cristalina de grano medio a grueso ... 54
Figura 2.17 Laminas A y B, dolomita fina a medianamente cristalina ... 55
Figura 2.18 Laminas A, B y C, dolomita altamente cristalina en las partes media y superior de la zona de baja porosidad ... 56
Figura 2.19 Lamina A, B, C, D dolomita Mudstone y Wackestone fina a medianamente cristalina ... 57
Figura 2.20 Laminas A, B, C y D brechas colapsadas ... 58
Figura 2.21 Modelo idealizado, subsuperficie poco profunda, ambientes de carbonato biogenético ... 59
Capítulo III
Figura 3.1 Menús del software Power-Log© ... 61
Figura 3.2 Menú File ... 62
Figura 3.3 Menú Import ... 62
Figura 3.4 Menú Export ... 63
Figura 3.5 Menú View ... 63
Figura 3.6 Menú Edit ... 64
Figura 3.7 Menú Compute ... 64
Figura 3.8 Menú Interp ... 65
Figura 3.9 Menú Reports ... 65
Figura 3.10 Menú Tools ... 66
Figura 3.11 Menú Window ... 66
Figura 3.12 Menú Help ... 66
Capítulo IV Figura 4.1 Secuencia general de proceso propuesta para la evaluación petrofísica de un campo petrolero en base a registros geofísicos de pozo ... 68
Figura 4.2 Creación de un nuevo proyecto ... 68
Figura 4.3 Asignación de nombre del proyecto ... 68
Figura 4.4 Importación de los datos ... 69
Figura 4.5 Curvas del pozo importado para ser creado ... 69
Figura 4.6 Opción para la visualización de las curvas ... 70
Figura 4.7 Representación gráfica de registros ... 70
Figura 4.8 Opción para dar formato de los carriles de los registros ... 71
Figura 4.9 Parámetros de las curvas que se representaran en sus correspondientes carriles ... 72
Figura 4.10 Correcta visualización de las curvas ... 73
Figura 4.11 Obtención de graficas cruzadas para determinación de matriz ... 74
Figura 4.12 Opción “Format” que permite la carga de parámetros ... 74
Figura 4.13 Carga de parámetros de las graficas cruzadas para determinación de matriz ... 75
Figura 4.14 Grafica final para la determinación de matriz ... 75
Figura 4.15 Opción para la obtención de las gráficas de Pickett ... 76
Figura 4.16 Carga de datos de grafica de Pickett ... 77
Figura 4.17 Gráfica de Pickett ... 77
Figura 4.18 Línea de resistividad de agua de formación Rw y los respectivos valores de (Rw), factor de saturación (n), factor de compactación (m) y constante de litología (a) ... 78
Figura 4.19 Representación gráfica de la saturación de agua (Sw) en las graficas de Pickett ... 78
Figura 4.20 Corrección de Rw a temperatura de formación ... 79
Figura 4.21 Cálculo de la curva de Saturación de Agua (Rw) ... 80
Figura 4.22 Opción para obtener el volumen de arcilla ... 80
Figura 4.24 Curvas de volumen de arcilla ... 82
Figura 4.25 Opción para obtener litologías ... 82
Figura 4.26 Ventana uno para obtener litologías ... 83
Figura 4.27 Página dos y los parámetros requeridos ... 84
Figura 4.28 Página tres y los parámetros para calcular saturación de agua ... 85
Figura 4.29 Curvas de salida ... 86
Figura 4.30 Formato de las curvas de los minerales... 87
Figura 4.31 Representación grafica de los volúmenes mineralógicos más la porosidad ... 88
Capítulo V Figura 5.1 Visualización grafica de los registros tomados del pozo ... 91
Figura 5.2 Crossplot NPHI VS DPHI para determinación de Matriz ... 92
Figura 5.3 Obtención de Rw y m en función de Pickett ... 93
Figura 5.4 Corrección de Rw por temperatura de Formación ... 94
Figura 5.5 Calculo de la curva de Saturación de Agua (Sw) con porosidad total NPHI .. 94
Figura 5.6 Calculo de los volúmenes de arcilla ... 95
Figura 5.7 Representación grafica de los resultados del proceso aplicado al pozo McClain #1 con Sw a partir de NPHI ... 97
Figura 5.8 Representación grafica de los resultados del proceso aplicado al pozo McClain #1 con Sw a partir de ... 98
Figura 5.9 División de zonas en función a la respuesta de los registros, información geológica y núcleos, pozo McCLAIN #1 ... 100
Figura 5.10 Zona 1, perteneciente al periodo Pensilvánico pozo McClain #1 ... 101
Figura 5.11 Zona 2, perteneciente al periodo Mississípico pozo McClain #1 ... 102
Figura 5.12 Zona 3, perteneciente al periodo Silúrico - Devónico pozo McClain #1 ... 103
Figura 5.13 Zona 4, Grupo Maquoketa, del periodo Ordovícico medio, pozo McClain #1 ... 104
Figura 5.14 Zona 4, Grupo Viola, del periodo Ordovícico medio, pozo McCLAIN #1 ... 104
Figura 5.15 Zona 4, Grupo Simpson, del periodo Ordovícico medio, pozo McCLAIN #1 ... 104
Figura 5.16 Grupos pertenecientes al Ordovícico medio ... 105
Figura 5.17 Orden de la correlación de los pozos del campo McClain con orientación N-S ... 106
Figura 5.18 Correlación del registro Rayos Gama (GR) para todos los disponibles .... 106
Figura 5.19 Correlación del registro de Inducción Profunda (ILD) para los pozos disponibles ... 107
Figura 5.20 Correlación de los registros de Porosidad (NPHI, DPHI) para los pozos disponibles ... 108
Figura 5.21 Correlación del Volumen de arcilla (Vsh) para los pozos disponibles ... 109
Figura 5.22 Correlación de la Saturación de Agua (Sw) para los pozos disponibles .... 110
LISTA DE TABLAS
Capítulo I
1 Registro de Rayos Gamma Naturales (GR) ... 26
2 Registro de Potencial Natural (SP) ... 27
3 Registro Sónico de Porosidad ... 28
4 Registro de Densidad ... 29
5 Registro de Neutrón ... 30
OBJETIVOS
1.- Realizar una evaluación petrofísica con base en registros geofísicos de pozo.
2.- Demostrar que solo basta con cuatro registros convencionales (Registro Rayo Gamma o Potencial Espontaneo, Resistividad o Inducción Profunda y dos registros de Porosidad) para una evaluación confiable.
3.- Hacer una correlación a profundidad, de las respuestas de cada tipo de registros geofísicos, así como Porosidad Efectiva ( ), Volumen de Arcilla (Vsh), volumen de Matriz (Vma) y Saturación de Agua (Sw), correspondientes a cada uno de los pozos del campo McClain, para determinar zonas de interés. Y con información Geológica, análisis de núcleos, construir una sección geológica característica del campo McClain.
INTRODUCCIÓN
El uso de los Registros Geofísicos de Pozo ha sido de vital importancia a través de los años, desde su primera aplicación en el año de 1927 en el campo Petrolero de Pechelbronn, Alsacia, Provincia del Noreste de Francia, siendo este, el registro Eléctrico, que fue registrado de una manera sencilla pero su interpretación fue complicada. Desde entonces se han desarrollado y utilizado en forma general mucho más y mejores dispositivos de registro y metodologías de interpretación.
De acuerdo a las bibliografías consultadas se ha definido al Registro Geofísico de Pozo a través del tiempo como la Representación Grafica de una Propiedad Física de la Formación atravesada por un Pozo en función de la Profundidad. Los registros geofísicos intervienen en varias etapas de la realización de los pozos, desde la perforación, la terminación y finalmente durante el proceso de producción.
Por otro lado, los equipos de registro que existen son múltiples de acuerdo a las necesidades de operación y a la profundidad del pozo, pero de forma general la manera de medir las distintas propiedades de las rocas parte de un sistema básico común: Emisor (Electrodo, Bobina, Emisor de Radioactividad, Emisor de Neutrones, Emisor de Onda Acústica) que envía una señal (Corriente Eléctrica, Campo Magnético, Radioactividad, Neutrones u Ondas Acústicas) hacia la formación y uno o varios receptores que miden la respuesta de la formación a cierta distancia del emisor.
Existe una gran variedad de registros, los cuales se pueden dividir por la propiedad física con la que operan en: Eléctricos, Radioactivos, Acústicos, Térmicos y Mecánicos. Por la propiedad física que detectan de una manera directa o indirecta se dividen en: Resistivos, Porosidad y Mecánicos.
Hoy en día los Registros Geofísicos de Pozo son adecuados para la determinación del contenido de Hidrocarburos, Agua, Minerales y Competencia de las Rocas sujetas a diferentes esfuerzos, también sirven para localizar formaciones de alta y baja Porosidad, Identificación de Lutitas y Formaciones de Litología Compleja.
En los últimos años la evolución de la tecnología ha revolucionado el procesado de los datos adquiridos por medio de los Registros Geofísicos de Pozo ya que la introducción de las computadoras y software especializados han hecho posible analizar con mucho más detalle y rapidez esta información. En el presente trabajo fue necesaria la utilización de ambas herramientas, en particular el software Power-Log©, de la compañía Fugro-Jason©.
De manera general los Registros Geofísicos de Pozo se describen brevemente en el Capítulo I, mencionando el principio de operación, así como los métodos para la obtención de parámetros tales como: Porosidad, Saturación de Agua, Permeabilidad, Resistividad, Factor de Formación y las Zonas de la Formación de un Pozo , que serán indispensables para la Evaluación y Caracterización Petrofísica.
Debido a que la información digital de los Registros Geofísicos de Pozo en la mayoría de compañías es clasificada, se opto por trabajar y aplicar la metodología propuesta en base a la información del campo McClain, localizado en el estado de Kansas, E.U.A., que se encuentra disponible dentro de la página del Servicio Geológico de Kansas. La información consta de 6 pozos, los cuales cuentan con el registro de RG, ILD, NPHI y DPHI, así como información de núcleos. Las características Geológicas y Geográficas del campo antes mencionado se encuentran descritas en el Capítulo II.
Es importante mencionar que PowerLog© proporciona un potente entorno de interpretación de Registros de Pozos para Petrofísica y análisis Físico de Rocas, lo cual está ampliamente descrito en el Capítulo III.
El uso de Power-Log© no está limitado a ninguna persona dentro del ámbito petrolero, solo basta con tener los conceptos básicos de registros geofísicos de pozo y una secuencia de proceso, la cual juega un papel muy importante dentro de la metodología elegida, ya que proyecta un amplio panorama de los pasos a seguir para obtener el resultado deseado. Todo lo referente a dicha secuencia se encuentra plasmado en el Capítulo IV.
Los resultados después de la aplicación del proceso son mostrados en el capitulo V, solo para el pozo McCLAIN #1, el proceso para los pozos restantes se podrán visualizar en los anexos; En este capítulo también se presenta la interpretación, sustentada por el análisis de núcleos, información geológica y el punto de vista geofísico.
CAPÍTULO I FUNDAMENTOS TEÓRICOS 1.1 PROPIEDADES PETROFÍSICAS
1.1.1 POROSIDAD
La porosidad de una roca es la medida de la cantidad de espacio interno que es capaz de almacenar fluidos (Francisco A. Arroyo Carrasco, Apuntes de Registros Geofísicos de Pozo, 1990), representada por el conjunto de huecos o espacios que existen entre las partículas sedimentarias que forman la roca. Es importante entender que el volumen del espacio poroso determina la capacidad de almacenamiento del yacimiento. La porosidad se encuentra representada por y es un número sin unidades con valores entre 0 y 1, aunque para fines prácticos este valor se multiplica por 100 para expresarlo en unidades de porosidad o PU por sus siglas en ingles (Schlumberger, principios y aplicaciones de la interpretación de registros, 1991). Matemáticamente se define como la relación que existe entre el volumen de espacios vacios en la roca y el volumen total de esta:
(1.1) Donde:
es la porosidad, parte del volumen de la roca ocupada por fluidos (agua, gas aceite), en fracción: 0≤ ≤1.
es el volumen total de poros.
es el volumen total de la roca. (Schlumberger, principios y aplicaciones de la interpretación de registros, 1991).
La porosidad puede expresarse de acuerdo a su origen como primaria o secundaria. La porosidad primaria es la que se desarrolla al final de la sedimentación o que ha estado presente dentro de las partículas sedimentarias al tiempo de su depósito, de acuerdo a la disposición física del material que rodea a los poros, así como a la distribución y forma de los mismos, este tipo está representada por la porosidad intergranular en las rocas detríticas e intercristalina y oolítica en rocas carbonatadas (Schlumberger, principios y aplicaciones de la interpretación de registros, 1991).
La porosidad secundaria o inducida se desarrolla por procesos geológicos subsecuentes al depósito tales como la disolución y el fracturamiento. En el caso de la disolución, es generada por la acción de aguas de formación que pueden crear o agrandar los espacios porosos al desplazarse a través de los canales de
interconexión. Para el fracturamiento, la presencia de fuerzas tectónicas en la matriz de la roca genera tensiones, tal proceso da origen a redes de grietas, fisuras o fracturas que se agregan al volumen real de los poros (Schlumberger, principios y aplicaciones de la interpretación de registros, 1991). Por lo general, la porosidad secundaria es muy pequeña (1% o 2%) pero puede mejorar considerablemente la capacidad de flujo de la roca.
En el área de petrofísica la porosidad efectiva ( ) es conocida como la cantidad de poros interconectados entre si, por otro lado, en el ámbito de los registros geofísicos está definida como la porosidad total menos el efecto de arcilla (Schlumberger, Evaluación de Formaciones en México, 1984).
1.1.2 SATURACIÓN
La evaluación del contenido de fluido constituye el objetivo primordial del análisis de registros después de la determinación de la porosidad, por tal motivo este punto es muy importante (Schlumberger, Evaluación de Formaciones en México, 1984). La saturación está definida como la fracción del volumen de poros de una roca en la cual está contenido algún fluido, tales como: agua, aceite o gas principalmente, aunque existen casos poco comunes de fluidos de saturación como bióxido de carbono o simplemente aire (Schlumberger, Evaluación de Formaciones en México, 1984). Matemáticamente la saturación se define como:
(1.2) Este parámetro es adimensional con valores entre 0 y 1 y en la práctica se multiplica por 100 para expresarla en porcentaje (Francisco A. Arroyo Carrasco, Apuntes de Registros Geofísicos de Pozo, 1990).
De forma más particular, la saturación de agua es la fracción o porcentaje del volumen de poros ocupada por el agua de formación, la cual matemáticamente se define como:
(1.3) Donde:
es la fracción del volumen de poros que contiene agua, en fracción 0≤ ≤1.
es el volumen de poros que contiene agua.
es el volumen total de poros. (Shclumberger, principios y aplicaciones de la interpretación de registros, 1991).
Cuando toda la porosidad está ocupada por agua, es igual a , resultando La presencia de una saturación menor al 100% generalmente implica una saturación de hidrocarburo (aceite o gas). Puede entonces definirse una saturación de hidrocarburos igual al 100% menos la saturación de agua (ósea ). Dicho de otra forma la saturación de hidrocarburo se define como la fracción del volumen poroso que contiene aceite o gas.
(1.4)
Donde:
es la fracción del volumen de poros que contiene hidrocarburo, en fracción 0≤ ≤1.
es el volumen de poros que contiene hidrocarburos.
es el volumen total de poros (Schlumberger, principios y aplicaciones de la interpretación de registros, 1991).
Sumando las ecuaciones 1.3 y 1.4 y recordando que obtenemos:
(1.5) Esta expresión permite calcular una saturación si se conoce el valor de la otra. Los métodos de interpretación de registros permiten determinar y luego con la ecuación 1.5 se puede calcular:
. (1.6) (Schlumberger, principios y aplicaciones de la interpretación de registros, 1991).
1.1.2.1 SATURACIÓN DE AGUA IRREDUCIBLE Y SATURACIÓN DE ACEITE RESIDUAL.
En general se asume que el yacimiento fue generado en un ambiente acuífero y que los hidrocarburos, que fueron originados en algún otro lugar (Roca-Madre), migraron dentro del espacio poral, desplazando el agua de los poros mayores. Sin embargo, los hidrocarburos nunca desplazan toda el agua de la roca. Existe un pequeño volumen de agua retenido por tensión superficial alrededor de los granos, denominado volumen de agua irreducible que no puede ser desplazado por la migración de hidrocarburos ni cuando la formación produce. Cuando el agua en la formación es irreducible, la saturación de agua está representada por , con valores entre 0.05 (5%) en formaciones con tamaño de grano grande y hasta 0.40
(40%) o más en formaciones con tamaño de grano pequeño, (Schlumberger, principios y aplicaciones de la interpretación de registros, 1991).
Del mismo modo, en el caso de una roca de yacimiento con presencia de petróleo o gas, es imposible retirar todos los hidrocarburos por medio de las técnicas de evacuación y recuperación más comunes. Alguna cantidad de hidrocarburos permanece atrapada en partes del volumen poroso; esta saturación de hidrocarburos se conoce como saturación de petróleo residual (Schlumberger, principios y aplicaciones de la interpretación de registros, 1991).
1.1.3 PERMEABILIDAD
Mientras que los parámetros de porosidad efectiva (porosidad total corregida por efecto de arcilla) y saturación de agua definen la cantidad de hidrocarburos presentes en la formación, la permeabilidad es la que determina la capacidad de producir estos últimos, en determinadas condiciones de presión, la permeabilidad está definida como la capacidad de una formación para permitir que los líquidos fluyan a través de esta, se encuentra representada por el símbolo k y su unidad de medida es el milidarcy.
La ecuación de Darcy define matemáticamente la permeabilidad absoluta mediante la siguiente expresión:
(1.7) Donde:
es el gasto de producción por la sección de superficie es la viscosidad del fluido.
es el decremento de la presión ocasionada por el flujo. (Schlumberger, Evaluación de Formaciones en México, 1984).
En una determinada muestra de roca y con cualquier líquido homogéneo, la permeabilidad será constante, siempre y cuando el líquido no interactué con la roca en sí (Francisco A. Arroyo Carrasco, Apuntes de Registros Geofísicos de Pozo, 1990). La mayoría de los yacimientos son esencialmente heterogéneos y localmente muestran cambios bruscos en sus propiedades petrofísicas. Se habla generalmente de una permeabilidad promedio, horizontal o vertical. Usualmente la permeabilidad horizontal mayor se obtiene en la misma dirección de depósito de los sedimentos, mientras que la permeabilidad vertical puede ser
considerablemente inferior, hasta ser nula en el caso de laminaciones arcillosas (Schlumberger, Evaluación de Formaciones en México, 1984).
Es un hecho que los factores de los que la permeabilidad depende fuertemente son la textura de la roca, es decir, tamaño, ordenamiento y angularidad de los granos, de forma general, sedimentos grandes, con grandes espacios porosos tienen alta permeabilidad; rocas con granos pequeños, pequeños espacios porosos, caminos de flujo muy tortuoso, tienen baja permeabilidad, la litología (tipo de roca, volumen de arcilla, cementante, presencia de estilolitas, etc.), así como el fracturamiento. Un proceso que afecta la permeabilidad de un intervalo de la formación es la perforación, al igual que el proceso de invasión por el que el lodo de perforación aporta cierta cantidad de partículas solidas en el espacio intergranular, que posteriormente puede reducir o impedir el flujo (Francisco A. Arroyo Carrasco, Apuntes de Registros Geofísicos de Pozo, 1990).
Los métodos para determinar la permeabilidad son:
Mediciones directas sobre núcleos.
Datos de registros.
Pruebas de formación (producción, multiprobador de formación RFT), (Schlumberger, Evaluación de Formaciones en México, 1984).
1.1.4 RESISTIVIDAD
De todos los parámetros de la roca que miden las herramientas actuales, la resistividad reviste particular importancia, está definida como la habilidad de un material para impedir el flujo de la corriente eléctrica a través de él, su unidad es el , generalmente expresado en (Schlumberger, Evaluación de Formaciones en México, 1984). Se puede relacionar con la resistencia eléctrica a través de la siguiente expresión:
(1.8) Donde:
es el area por donde fluye la corriente, en . es la longitud del material, en .
es la resistencia eléctrica.
es la Resistividad Eléctrica en . (Francisco A. Arroyo Carrasco, Apuntes de Registros Geofísicos de Pozo, 1990)
La conductividad eléctrica es el recíproco de la resistividad y representa la habilidad de un material para permitir el flujo de la corriente eléctrica a través de él, sus unidades son el (Francisco A. Arroyo Carrasco, Apuntes de Registros Geofísicos de Pozo, 1990).
La resistividad es la medición para la cual existen herramientas que tienen una gran profundidad de investigación (hasta varios metros de la pared del pozo), así como para la medición de la resistividad cerca del pozo (llamada resistividad de zona lavada Rxo), en donde el filtrado de lodo ha remplazado en su mayoría a los fluidos originales de los poros. Las mediciones de resistividad, junto con las resistividades del agua y la porosidad se utilizan para obtener los valores de saturación de agua. Es posible comparar los valores de resistividad a poca y gran profundidad con el propósito de evaluar la productividad de la formación (Francisco A. Arroyo Carrasco, Apuntes de Registros Geofísicos de Pozo, 1990).
La mayoría de las formaciones que se registran para buscar saturaciones potenciales de hidrocarburos (petróleo o gas), se componen de rocas que al estar secas no conducirán una corriente eléctrica (Areniscas, Calizas y Dolomitas), es decir, la matriz de roca tiene una conductividad nula o una resistividad infinitamente alta (supera el millón de ). (Francisco A. Arroyo Carrasco, Apuntes de Registros Geofísicos de Pozo, 1990)
El agua tiene una resistividad variable que depende de la salinidad. El agua destilada tiene una resistividad mayor al millón de , mientras que la resistividad del agua saturada de sales, es menor a 0.1 . (Francisco A. Arroyo Carrasco, Apuntes de Registros Geofísicos de Pozo, 1990)
En el caso de una formación, la corriente eléctrica solo fluirá a través del agua intersticial que satura la estructura porosa de la roca de formación, solamente si el agua intersticial contiene sales disueltas. Las sales se disuelven en cationes de carga positiva ( y aniones de carga negativa , los cuales bajo la influencia de un campo eléctrico se moverán transportando una corriente eléctrica a través de la solución, mientras mayor sea la concentración salina, menor será la resistividad del agua de formación y por lo tanto de la formación (Francisco A. Arroyo Carrasco, Apuntes de Registros Geofísicos de Pozo, 1990).
La resistividad de los hidrocarburos que llenan los espacios porosos tales como el gas o aceite, que dejan menos espacio para el agua conductiva de formación, es del orden de varios millones de , por tal motivo es imposible distinguirlos de la matriz. La corriente eléctrica que fluye a través de una formación impregnada de hidrocarburos es forzada a tomar un patrón más tortuoso alrededor de estos. El
efecto global de la presencia de hidrocarburos, es un incremento en los valores de resistividad en comparación con las zonas con mayor contenido de agua conductiva (Francisco A. Arroyo Carrasco, Apuntes de Registros Geofísicos de Pozo, 1990).
Por tal motivo la base para el análisis de registros es comparar la resistividad medida de una formación de interés con la resistividad de una formación 100% saturada de agua, esto es, si para una porosidad dada, la resistividad medida es significativamente mayor que la resistividad de la porosidad 100% saturada de agua , indica la presencia de hidrocarburos.
Los Principales Factores que Afectan la Resistividad son:
Salinidad: Como regla general, la cantidad de sal en el agua aumenta con la
profundidad, por lo tanto a medida que aumenta la cantidad de sal en el agua, la resistividad disminuye debido a que la cantidad de iones aumenta.
Saturación de Agua: A medida que se tiene mayor saturación de agua, la
resistividad será menor, o por el contario, si existe saturación de hidrocarburos la saturación de agua será menor y por lo tanto la resistividad aumentara.
Porosidad: Si la porosidad es grande, la resistividad será baja, debido a que en
estas condiciones se tendrá una mayor cantidad de agua para un mismo % de porosidad.
Temperatura: A medida que aumenta la temperatura, la resistividad de la
formación disminuye, debido a que los iones que transportan electricidad se mueven con mayor rapidez.
Litología: Si la formación es arenisca, la resistividad será menor (de 0.2 a 1,000
) que si la formación fuera carbonato (de 100 a 40,000 ). El camino que tiene que seguir la corriente en los carbonatos es mayor. (Schlumberger, principios y aplicaciones de la interpretación de registros, 1991).
1.1.5 DENSIDAD
La densidad es una propiedad elemental y fundamental de los materiales, relacionada con la naturaleza de sus constituyentes y la porosidad existente entre ellos. La densidad se define como la masa por unidad de volumen , y se expresa en :
(1.9) Determinada la masa y el volumen de una muestra rocosa se conoce de forma Inmediata su densidad.
1.2 GEOMETRÍA DE UN POZO
Durante la perforación del pozo, la presión hidrostática de la columna de lodo es generalmente mayor que la presión de poro de las formaciones. Esto evita que el pozo se descontrole. La diferencia de presión resultante entre la columna de lodo y la formación obliga al lodo a entrar a la formación permeable; las partículas solidas del lodo se depositan en la pared del agujero donde forman un Enjarre de Lodo o Mud-Cake, el cual por lo general, tiene una permeabilidad muy baja y una vez desarrollado, reduce la velocidad de invasión posterior por el lodo filtrado.
Muy cerca del agujero, el Lodo Filtrado o Mud-Fíltrated desplaza la mayor parte del agua formación y parte de los hidrocarburos. Esta zona se conoce como Zona Lavada, que contiene, si la limpieza fue completa, solo filtrado de lodo; si la zona contenía originalmente hidrocarburos, solo tendrá hidrocarburos residuales.
A mayor distancia del pozo, el desplazamiento de los líquidos de formación por medio del lodo filtrado es cada vez menos completo. Lo que resulta en la transición de la saturación de filtrado de lodo a la saturación original de agua de formación. Dicha zona se conoce como la Zona Invadida o de Transición. La extensión o profundidad de las zonas lavada y de transición depende de muchos parámetros, entre ellos están el tipo y características del lodo de perforación, la porosidad de la formación, la permeabilidad de la formación y el diferencial de presión. Sin embargo, por lo general, mientras la porosidad de la formación sea menor, la invasión será menos profunda. La formación inalterada después de la zona de transición se conoce como Zona no Invadida, Virgen o no Contaminada (Figura 1.1), (Schlumberger, Evaluación de Formaciones en México, 1984).
FIGURA 1.1.- Representación Grafica de la Geometría de un Pozo. (Modificada de: Material básico, Símbolos usados en la interpretación de registros, Schlumberger, 1996).
1.3 REGISTROS GEOFÍSICOS CONVENCIONALES
REGISTRO RAYOS GAMMA CARACTERÍSTICAS
El registro de GR es una medición de la radioactividad natural de las rocas atravesadas por un pozo. En las formaciones sedimentarias el registro normalmente refleja el contenido de arcilla, debido a que los elementos radioactivos tienden a concentrarse en arcillas y lutitas.
La radioactividad 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.
La curva de GR es presentada en el carril 1, junto a las curvas de SP y de calibrador, con escalas de 0 a 100 ó de 0 a 150 API.
RAYOS GAMA APLICACIONES
Los rayos gamma son impulsos de ondas electro-magnéticas de alta energía que son emitidos espontáneamente por algunos elementos radioactivos.
Al pasar a través de la materia, los rayos gamma experimentan colisiones de Compton sucesivas con los átomos del material de la formación y pierden energía en cada colisión. Después de que el rayo gamma ha perdido suficiente energía, un átomo de la formación lo absorbe por medio de un efecto fotoeléctrico. Por consiguiente los rayos gamma naturales e absorben gradualmente y sus energías de degradan al pasar a través de la formación. La taza de absorción varía con la densidad de la formación.
APLICACIONES
Detectar capas permeables. Evaluar minerales radioactivos. Correlación con registros a pozo revestido. Determina el índice de arcilla (Ish) para evaluar el volumen de esta en las capas (Vsh). Definir los minerales radioactivos. Correlación pozo a pozo.
DETERMINACIÓN DEL ÍNDICE DE ARCILLA (Ish) EQUIPO El índice de arcilla (Ish)
(1.10) DONDE:
-Valor de rayos gama en la zona de interés. -Valor de rayos gama en la zona libre de arcilla. -Valor de rayos gama en la zona de arcilla.
La sonda de GR contiene un detector para medir la radiación gamma que se origina en el volumen de la formación cerca de la sonda. En general se emplean contadores de centelleo para esta medición ya que son mucho más eficaces que los contadores de Geiger-Mueller que se usaban en el pasado.
DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN DE ARCILLA (Vsh)
Volumen de arcilla Vsh
(1.11) (Schlumberger, principios y aplicaciones de la interpretación de registros, 1991).
FIGURA 1.2.-Respuesta típica del registro GR. (Modificada de: Un Siglo de Perforación en
REGISTRO DE POTENCIAL NATURAL (SP) DEFINICIÓN
La curva SP es un registro que mide la diferencia entre el potencial eléctrico de un electrodo móvil en el pozo y el potencial eléctrico de un electrodo fijo en la superficie, medido en mili Volts (mV), en función de la profundidad. Los potenciales naturales se desarrollan dentro del agujero como
resultado de la
diferencia de salinidad
entre el fluido del
agujero y el agua de la formación. PRINCIPIO DE MEDICIÓN Las deflexiones de la curva del SP resultan de las co-rrientes eléctricas que fluyen en el lodo del pozo. Estas corrientes del SP se deben a fuerzas electromotrices en las formaciones que tienen un origen electrocinético y electroquímico. POTENCIALES
Electroquimico (Esh) :existente entre la lutita impermeable, su interface horizontal con la zona permeable y la interface vertical con el agujero.
Electroquimico (Ed) : existente a traves de la transicion entre la zona invadida y no invadida en la capa permeable.
Electrocinetico (Emc) : existente entre el enjarre.
Electrocinetico (Esb) :existente entre una capa delgada de lutita junto al agujero.
APLICACIONES FORMULAS PARA OBTENER Vsh Y Rw
Localizar los contactos entre capas y correlacionarlos con los otros registros.
Detectar capas permeables.
Determinar la salinidad del agua de formación.
Estimar el espesor de las capas.
Evaluar la arcillosidad de las capas (Vsh).
Obtener Rw.
(1.12) SSP-Potencial estático PSP-Potencial Pseudoestatico.
(1.13) K Constante que depende de la Temperatura. Rmf Resistividad del Lodo Filtrado.
Rw Resistividad de la Zona Verdadera.
(Schlumberger, principios y aplicaciones de la interpretación de registros, 1991).
FIGURA 1.3.-Principio de medición del registro SP. (Modificada de: Fenómeno de Potencial Espontaneo y Registro SP, Schlumberger, Lectura de Presentación, Carlos Torres Verdín 2003).
REGISTRO SÓNICO DE POROSIDAD Una herramienta sónica consiste de un
transmisor que emite impulsos sónicos y un receptor que capta y registra los impulsos. El Registro Sónico es simplemente un registro en función del tiempo, que requiere una onda sonora para atravesar un pie de formación.
El tiempo de tránsito para una formación determinada depende de su litología y su porosidad. Cuando se conoce la litología, esta dependencia de la porosidad hace que el registro sónico sea muy útil como registro de porosidad. Su escala va de 40 a 120 µs/pie.
PRINCIPIO DE MEDICIÓN
El sonido emitido por el transmisor choca contra las paredes del agujero. Esto establece ondas de compresión y de cizallamiento dentro de la formación, ondas de superficie a lo largo de la pared del agujero y ondas dirigidas dentro de la columna de fluido.
El primer arribo u onda compresional es la que ha viajado desde el transmisor a la formación como una onda de presión de fluido, se refracta en la pared del pozo, viaja dentro de la formación a la velocidad de onda compresional de la formación y regresa al receptor como una onda de presión de fluido.
OBTENCIÓN DE LA POROSIDAD APLICACIONES
(1.14)
Donde:
es la porosidad.
es el tiempo de transito del registro. es el tiempo de transito de la matriz .
es el tiempo de transito del fluido.
Se puede obtener porosidad.
Detecta la presencia de porosidad secundaria.
En combinación con el registro de densidad es útil para generar sismogramas sintéticos.
En combinación con otros registros se puede obtener graficas cruzadas para determinación de matriz.
(Schlumberger, principios y aplicaciones de la interpretación de registros, 1991).
FIGURA 1.4.- Principio básico de operación del registro
sónico de porosidad. (Modificada de: Principios e
Interpretación de Medidas Sónicas de Pozo, Schlumberger, Lectura de Presentación, 2003)
REGISTRO DE DENSIDAD
Este registro mide la densidad volumétrica de la formación a partir de la detección de rayos gamma producidos por el efecto Compton.
PRINCIPIO DE MEDICIÓN La fuente radioactiva natural emite rayos gamma de alta energía dentro de la formación, ya que el patín de la herramienta de densidad se apoya en la pared del pozo para registrar.
Existen tres tipos de interacción entre los rayos gamma y la formación: el Efecto Fotoeléctrico, que ocurre con los rayos gamma de baja energía; la Dispersión Compton, que ocurre a niveles de energía intermedios; y, por último, la Generación de Pares, que ocurre con rayos gamma de muy alta energía. Su escala va de 1.95 a 2.95 g/cm³.
APLICACIONES OBTENCIÓN DE LA POROSIDAD
Los registros de densidad se usan principalmente como registros de porosidad. Otros usos incluyen identificación de minerales en depósitos de evaporitas, detección de gas, determinación de la densidad de hidrocarburos, evaluación de arenas con arcilla y de litologías complejas, determinación de producción de lutitas con contenido de aceite.
Se puede obtener la porosidad a partir de la siguiente relación:
(1.15) Donde:
es la densidad de la matriz con porosidad 0.
es la densidad obtenida del registro.
es la densidad del fluido.
(Schlumberger, principios y aplicaciones de la interpretación de registros, 1991).
FIGURA 1.5.-Principio de medición del registro de densidad. (Schlumberger, Principios y Aplicaciones de la Interpretación de Registros, 1997).
REGISTRO DE NEUTRÓN PRINCIPIO DE MEDICIÓN
Los neutrones son partículas eléctricamente neutras; cada una tiene una masa casi idéntica a la masa de un átomo de hidrogeno. Una fuente radioactiva en la sonda emite constantemente neutrones de alta energía (rápidos). Estos neutrones chocan con los núcleos de los materiales de la formación en lo que podría considerarse como colisiones elásticas de “bolas de billar”. La mayor pérdida de energía ocurre cuando el neutrón golpea un núcleo con una masa prácticamente igual, es decir, un núcleo de hidrógeno, por lo tanto la desaceleración de neutrones depende en gran parte de la cantidad de hidrógeno en la formación. Debido a las colisiones sucesivas, los neutrones habrán disminuido su velocidad a velocidades térmicas, entonces se difunden aleatoriamente sin perder más energía hasta que son capturados por los núcleos de átomos como cloro, hidrógeno o silicio. El núcleo que captura se excita intensamente y emite un rayo gamma de captura de alta energía. Dependiendo del tipo de herramienta de neutrones, un detector en la sonda capta estos rayos gamma de captura o los neutrones mismos.
Cuando la concentración de hidrógeno del material que rodea a la fuente de neutrones es alta, la mayoría de estos son desacelerados y capturados a una distancia corta de la fuente. Por el contrario si hay poca concentración de hidrógeno, los neutrones se alejan de la fuente antes de ser capturados. De acuerdo con esto la tasa de conteo en el detector aumenta para bajas concentraciones de hidrógeno y viceversa.
Las herramientas de neutrones ven todo el hidrógeno en la formación aun cuando alguno está asociado con el agua que satura la porosidad de la formación. Por ejemplo, ve el agua ligada asociada con las arcillas que por lo general tienen un índice de hidrógeno apreciable; en las formaciones con arcilla, la porosidad aparente derivada de la respuesta de la herramienta de neutrones será mayor que la porosidad efectiva real de la roca del yacimiento. Su escala va de -.15 a .45 Unidades de Porosidad (P.U., por sus siglas en ingles)
FIGURA 1.6.-Principio de medición del registro neutrónico. (Modificada de: Principios y Conceptos de Interpretación del Registro de Neutrón, Schlumberger, Lectura de Presentación, Carlos Torres Verdín, 2003).
APLICACIONES
Los registros neutrónicos se utilizan principalmente para delinear formaciones porosas, para determinar su porosidad y en combinación con otros registros permite identificar zonas de gas.
Una combinación del registro de neutrones con uno o más registros de porosidad proporciona valores de esta propiedad e identificación de litología aun más exactos, incluso una evaluación del contenido de arcilla.
(Schlumberger, principios y aplicaciones de la interpretación de registros, 1991).
REGISTRO DE RESISTIVIDAD
Los registros de resistividad, por oposición a los de micro-resistividad, tienen gran profundidad de investigación y reducida resolución vertical; son los registros utilizados para determinar la verdadera resistividad de la zona virgen (para lo cual utilizan la información obtenida por los registros de microresistividad) y se los denomina
Registros de Resistividad Profunda.
Existen dos tipos básicos de herramientas de resistividad profunda: las de inducción (ILD) y las de resistividad (Laterolog). Su resolución es de hasta 100 pulgadas.
PRINCIPIO DE MEDICIÓN (Registro de Resistividad)
En el dispositivo normal se pasa una corriente de intensidad constante entre dos electrodos, A y B. La diferencia de potencial resultante se mide entre los electrodos M y N. Los electrodos A y M se encuentran en la sonda. En teoría B y N se localizan a distancia infinita. En la práctica B es el blindaje del cable y N es un electrodo localizado en el extremo inferior del cable que está cubierto de aislante y se encuentran lejos de A y M. La distancia A-M se conoce como el espaciamiento (16 Pulgadas corto y 64 largo), y el punto de medición esta en O, la mitad de la distancia entre A y M. Su escala es logarítmica y va de 0.2 a 2000 Ohm/m.
PRINCIPIO DE MEDICIÓN
(Registro de Inducción) APLICACIONES
Las herramientas de inducción poseen muchas bobinas receptoras y transmisoras. Sin embargo puede comprenderse el principio al considerar una sonda con una sola bobina transmisora y otra receptora. 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 corrientes hacia la formación alrededor del pozo, 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. Ya que la corriente alterna en la bobina de transmisión es de amplitud y frecuencia
constantes, las corrientes de anillo son
directamente proporcionales a la conductividad de la formación. El voltaje inducido en la bobina receptora es proporcional a las corrientes de anillo y, así, a la conductividad de la formación. Su escala es logarítmica y va de 0.2 a 2000 Ohm/m.
Detección rápida de hidrocarburos. Determinación de la saturación de agua. Determinación del diámetro de invasión. Determinación de la resistividad del agua. Determinación del espesor de capas. Correlación con otros registros/otros pozos
En lutitas está normalmente en el rango de 1 a 20 y altas en aceite.
CORRECCIONES
Rt se tiene que corregir por: Efecto de agujero
Por enjarre Por rugosidad Diámetro de pozo
Posición de la herramienta
(Schlumberger, principios y aplicaciones de la interpretación de registros, 1991).
FIGURA 1.7.- Principio del registro de resistividad. (Schlumberger, Principios y Aplicaciones de la Interpretación de Registros, 1997)
FIGURA 1.8.- Principio del registro de inducción. (Schlumberger, Registros Eléctricos de Pozo Abierto, Lectura de Presentación, Carlos Torres Verdín, 2003)
1.4 DETERMINACIÓN DE MATRIZ
Las mediciones de los registros neutrónico, densidad y sónico dependen no solo de la porosidad ( ) sino también de la litología de la formación, del fluido en los poros y en algunos casos, de la geometría de la estructura porosa. Existen herramientas en base a la combinación grafica de los registros anteriormente mencionados para poder conocer la litología y en consecuencia los parámetros de la matriz tales como: el tiempo de transito de la matriz ( ), la densidad de la matriz ( ) y la porosidad de la matriz ( ). Una vez determinado lo anterior pueden obtenerse los valores correctos de porosidad en base a la misma combinación de dichos registros en formaciones limpias saturadas de agua. Las graficas de interrelación son una manera conveniente de demostrar como varias combinaciones de registros responden a la litología y a la porosidad. Las principales combinaciones que existen son Neutrón-Densidad, Neutrón-Sónico, Sónico-Densidad y Densidad- Neutrón.
La combinación elegida dependerá principalmente de los registros que se tengan disponibles, sin embargo todas las combinaciones anteriormente mencionadas pueden definir las proporciones de los minerales además de dar un mejor valor de la porosidad, esto en el caso de que la formación se componga de dos minerales conocidos en proporciones desconocidas. Si se sabe que la litología es más compleja pero si solo consiste de cuarzo, caliza, dolomita y anhidrita, puede deducirse un valor relativamente fiel de la porosidad en base a la combinación Densidad- Neutrón (Schlumberger, Principios y aplicaciones de la interpretación de registros, 1991).
1.5 DETERMINACIÓN DE LA RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN
El agua de formación, a veces llamada agua innata o agua intersticial, es el agua no contaminada por el lodo de perforación que satura la porosidad de la roca. La resistividad de esta agua de formación, , es un parámetro importante para la interpretación, ya que se requiere para el cálculo de saturaciones de agua y por consiguiente de hidrocarburo, a partir de los registros básicos de resistividad. Existen varias fuentes de información sobre la resistividad de agua de formación, estas incluyen catálogos de agua, análisis químico, la curva de potencial espontaneo, diferentes cálculos y diagramas de Resistividad-Porosidad (Graficas de Pickett) (Schlumberger, Principios y aplicaciones de la interpretación de registros, 1991).
1.5.1 Rw A PARTIR DE LA CURVA SP
En muchos casos, se puede encontrar fácilmente un buen valor de a partir de la curva SP registrada en formaciones limpias (sin arcilla). El valor de SP estático (SSP) en una formación limpia se relaciona con las actividades químicas del agua de formación ( ) y del filtrado de lodo ( ) por medio de la formula:
(1.16) Para las soluciones de , varia en proporción directa a la temperatura:
(1.17)
(1.18) Para soluciones puras de que no estén muy concentrados, las resistividades son inversamente proporcionales a las actividades químicas. Sin embargo, esta proporcionalidad inversa no permanece exacta en altas concentraciones o para todos los tipos de agua. Por lo tanto se emplea la resistividad de agua equivalente ( ) y la resistividad del lodo filtrado equivalente ( ), que por definición son inversamente proporcionales a las actividades químicas. En términos de resistividad la ecuación anterior puede escribirse como:
(1.19) (Schlumberger, Principios y aplicaciones de la interpretación de registros, 1991). 1.5.2 Rw A PARTIR DE PICKETT
En ausencia del registro SP, se puede obtener mediante las gráficas auxiliares de Pickett. La interpretación de parámetros definidos por las diferentes respuestas de los registros y las ecuaciones de saturación, son una poderosa aproximación en la evaluación de formaciones. La grafica de Pickett se utiliza básicamente para analizar intervalos donde:
- Se desconoce , pero puede ser constante en todo el intervalo.
- Existen zonas de diferente porosidad con agua. - La formación está limpia.
El principal propósito de esta gráfica es obtener el valor del exponente de cementación y el de la resistividad de la de formación , a partir de la relación . Si a la ecuación de saturación de Archie se le saca el logaritmo se obtiene:
(1.20) Sustituyendo la ecuación de Archie para el factor de formación y despejando Rt de la ecuación se obtiene:
(1.21) Para una zona con y simplificando se obtiene:
(1.22) Que representa la ecuación de una recta en papel logarítmico en la forma . Esto significa que si se obtienen los registros de porosidad y resistividad en una zona con agua, se podrán graficar en una línea recta en un papel logarítmico mientras sea constante. La intersección de la línea ( es la resistividad de una roca de formación no arcillosa, saturada al 100% con agua de resistividad ) que atraviesa los puntos con el valor de porosidad de 100% obtendrá el valor de y la pendiente de esta recta será el valor . La traza de la recta debe ser en dirección NW-SE lo más hacia la izquierda posible. La pendiente se obtiene al dividir el eje X contra Y. Las zonas con hidrocarburo se presentaran a la derecha de la recta . Para calcular la posición de las líneas se necesita la ecuación:
(1.23)
Se requiere considerar cualquier porosidad. Por ejemplo si se escoge una porosidad del 20% la nueva línea será paralela a la . Este tipo de grafica es recomendable en zonas de roca (Uwe Villa Gonzales, Metodología para la determinación de y m usando registros geofísicos de porosidad y resistividad, 2008).
1.5.3 Rw A TEMPERATURA DE FORMACIÓN
La temperatura juega un papel muy importante en la evaluación de formaciones, a medida que un pozo es más profundo la temperatura va en aumento y variaran las propiedades de la formación, para determinar la temperatura de formación o del intervalo de interés se puede ocupar la siguiente ecuación:
(1.24) Donde:
es la temperatura de formación o temperatura del intervalo de interés.
es la temperatura en la superficie (disponible en el encabezado del registro). es la temperatura en el fondo del pozo (disponible en el encabezado del registro).
es la profundidad máxima.
es la profundidad del punto de interés. (Francisco A. Arroyo Carrasco, Apuntes de Registros Geofísicos de Pozo, 1990).
En caso que no se cuente con todos los datos requeridos en la ecuación anterior, el cálculo de la temperatura de formación se puede realizar mediante el gradiente geotérmico.
El gradiente geotérmico, es la tasa de aumento de la temperatura por unidad de profundidad en la Tierra. Aunque este gradiente varía de un lugar a otro, un promedio aceptable es de 25 a 30 ºC / km (15 ºF/1000 pies) (Schlumberger, http : // www . glossary. Oilfield . slb . com / Display. cfm ? Term = geothermal % 20 gradient, 2010). El software Power-Log© utiliza esta forma de obtener la temperatura de formación en el intervalo del pozo.
Para corregir a temperatura de formación se utiliza la expresión:
(1.25) Donde:
es corregida a temperatura de formación. es obtenida a partir de Pikett.
es la temperatura disponible en el encabezado del registro.
es la temperatura de formación (ver ecuación 1.33 o gradiente geotérmico, según sea el caso).
depende de las unidades= 6.75 cuando son ºF y 22 para ºC. (Francisco A. Arroyo Carrasco, Apuntes de Registros Geofísicos de Pozo, 1990).
