PERFILAJE DE POZOS
Perfilaje de Pozos
El perfilaje de pozos es una actividad muy importante dentro de la exploración y producción de hidrocarburos (petróleo y gas), la cual consiste en la toma y monitoreo de los perfiles o registros del pozo.
¿Qué es un Registro o Perfil de un Pozo?
Un registro o perfil de pozo quiere decir “una grabación contra profundidad de alguna de las características de las formaciones rocosas atravesadas, hechas por aparatos de medición (herramientas) en el hoyo del pozo”.
Ejemplo de un Registro de GR FORMACIÓN ARCILLOSA (LUTITAS) FORMACIÓN ARENOSA (ARENISCAS) FORMACIÓN ARCILLOSA (LUTITAS)
Importancia de los Perfiles de Pozo
A través de los perfiles de pozos medimos un número de parámetros físicos relacionados a las propiedades geológicas y petrofísicas de los estratos que han penetrado. Además, los registros nos dan información acerca de los fluidos presentes en los poros de las rocas (agua, petróleo o gas). Por lo tanto, los datos de los perfiles constituyen una descripción de la roca.
La interpretación de los perfiles puede ser dirigida a los mismos objetivos que llevan los análisis de núcleos convencionales. Obviamente, esto solo es posible si existe una relación definida entre lo que se mide en los registros y los parámetros de roca de interés para el Ingeniero Geólogo, el Petrofísico o el Ingeniero de Yacimientos.
La principal función del perfilaje de pozos es la localización y evaluación de los yacimientos de hidrocarburos.
Validación de los Perfiles
Se realiza para verificar la calidad de los datos y la velocidad de perfilaje. Cada herramienta posee una velocidad de perfilaje óptima, a la cual la calidad de los datos obtenidos es la mejor.
Normalización de las Curvas
La normalización de los perfiles es realizada por un petrofísico. El perfil que necesita ser normalizado con mayor frecuencia es la curva SP.
Digitaslización de los Perfiles
Existen perfiles de pozos antiguos que no se encuentran en formato digital. Estos pueden vectorizarse mediante el programa LogDB.
TIPOS DE PERFILES DE POZOS
1. REGISTROS DE DIÁMETROS
Proporcionan información acerca de las condiciones del hoyo.
Registro de Diámetro de la Mecha (Bit Size = BS)
Esta curva indica el diámetro de las mechas que se utilizaron durante toda la perforación.
Registro de Calibración (Caliper = CALI)
El Caliper es una herramienta que mide el diámetro del pozo, el cual puede ser de mucha utilidad a la hora de diferenciar litologías resistentes de las poco resistentes. Su principal función es determinar el estado del hoyo (derrumbado o no derrumbado). Mientras mayor sea el diámetro del hoyo (CALI) en comparación con el diámetro de la mecha (BS), menor es la competencia de la roca perforada (hoyo derrumbado). Si el diámetro del hoyo es similar al diámetro de la mecha, indica que
la roca es competente (hoyo no derrumbado). Si el diámetro del hoyo es menor que el diámetro de la mecha, puede indicar que se tratan de lutitas expansivas o que se formó un revoque muy grueso.
2. REGISTROS ELÉCTRICOS
Proporcionan información acerca de las propiedades eléctricas de las rocas.
Potencial Espontáneo (Spontaneity Potencial = SP)
Es un registro no inducido. El SP de los materiales del subsuelo se origina en las células electroquímicas formadas por el contacto entre las arcillas, las arenas y el lodo de perforación, y como consecuencia del efecto electrocinético de los fluidos que se mueven a través de la zona permeable. El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar, mientras que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y lleno de lodo de perforación. Se toman a hoyo desnudo. No funciona en lodo base aceite. Debido a su baja resolución actualmente han sido desplazados por el registro de GR.
El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla. La unión de todos los puntos con SP nulo permite trazar una línea llamada comúnmente Línea Base de las Arcillas. Por convenio, los registros se realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la línea base ( ) se consideran negativas; y las desviaciones hacia la derecha le la línea base ( ) se consideran positivas.. Cuando la salinidad del lodo de perforación es mayor que la salinidad del agua de formación, entonces se produce un intercambio iónico del pozo hacia la formación y el SP es positivo. Cuando la salinidad del lodo de perforación es menor que la salinidad del agua de formación se produce un intercambio iónico de la formación al pozo y el SP es negativo. Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros SP negativos. Cuando la salinidad del lodo de perforación es similar a la salinidad del agua de formación, entonces no se produce ningún intercambio iónico y el SP es neutro. En estos casos, el SP no sirve de mucho. Frente a las capas de lutitas no se produce intercambio iónico evidente y por lo tanto el SP es neutro. Se mide en milivoltios (mV).
El SP se utiliza para identificar capas porosas, para calcular la salinidad del agua de formación y la resistividad del agua de formación (Rw).
Resistividad (Resistivity)
Es un registro inducido. La resistividad es la capacidad que tienen las rocas de oponerse al paso de corriente eléctrica inducida y es el inverso de la conductividad. La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos presentes en los poros de las rocas. Proporciona evidencias del contenido de fluidos en las rocas. Si los poros de una formación contienen agua salada presentará alta conductividad y por lo tanto la resistividad será baja, pero si están llenos de petróleo o gas presentará baja conductividad y por lo tanto la resistividad será alta. Las rocas compactas poco porosas como las calizas masivas poseen resistividades altas.
Tipos de Perfiles de Resistividad
Existen dos tipos principales de perfiles resistivos: el Perfil Lateral (Laterolog) y el Perfil de Inducción (Induction Log). El perfil lateral se utiliza en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de inducción se utiliza en lodos resistivos (lodo fresco o base aceite).
Dentro de los Perfiles de Inducción tenemos:
a) SFL = Spherical Induction Log. Para profundidades someras (0.5 – 1.5’). Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo).
b) MIL = LIM = Medium Induction Log. Para distancias medias (1.5 – 3.0’)
c) DIL = ILD = Deep Induction Log. Para profundidades de más de 3.0’. Miden la resistividad de la formación (Rt).
Dentro de los Perfiles Laterales tenemos:
a) MSFL = Microspheric Laterolog. Para las proximidades (1.0 y 6.0’’). Lee la resistividad de la zona lavada (Rxo).
b) MLL = LLM = Micro Laterolog. Para las proximidades (1.0 y 6.0’’)
c) SLL = LLS = Someric Laterolog. Para profundidades someras (0.5 y 1.5’)
d) DLL = LLD = Deep Laterolog. Para profundidades de más de 3.0’. Miden resistividad de la formación (Rt).
Se lee de izquierda a derecha, en escala logarítmica. La unidad de medida es el ohm-m, con un rango de valores que va desde 0.2 hasta 2000 omh-m.
Los registro de resistividad, también se utiliza para estimar contactos agua– petróleo, para calcular la resistividad del agua de formación (Rw) y la resistividad verdadera de la formación (Rt). Se lee de izquierda a derecha.
3. REGISTROS RADIACTIVOS
Proporcionan información acerca de las propiedades radiactivas de las rocas.
Rayos Gamma (Gamma Ray = GR)
Se basa en las medición de las emisiones naturales de rayos gamma que poseen las rocas. Durante la meteorización de las rocas, los elementos radiactivos que estas contienen se desintegran en partículas de tamaño arcilla, por lo tanto las lutitas tienen emisiones de rayos gamma mayores que las arenas. Mientras mayor es el contenido de arcilla de las rocas mayor es la emisión de GR de las mismas. Los minerales radiactivos principales son: el potasio (K), el torio (Th) y el uranio (U).
Se lee de izquierda a derecha (). Si el GR es bajo indica bajo contenido de arcilla y si es alto indica alto contenido de arcilla. La unidad de medida es en grados API, con un rango de valores que generalmente va de 0 a 150 API.
Sirve para calcular el contenido de arcilla de las capas (Vsh), para estimar tamaño de grano y diferenciar litologías porosas de no porosas. Puede utilizarse en pozos entubados.
Registro de Espectrometría (NGS)
El registro de espectrometría o GR espectral sirve para determinar el tipo de arcillas que contiene una formación. Se basa en la relación de proporciones de los tres minerales radiactivos principales: potasio (K), torio (Th) y uranio (U). Las concentraciones K/Th ayudan a identificar el tipo de arcilla presentes en la formación, mientras que la concentración de U indican la presencia de materia orgánica dentro de las arcillas.
Si se parte del principio que cada formación posee un tipo de arcilla característica, al registrarse un cambio en el tipo de arcilla por la relación (K / Th) se puede inducir que se produjo un cambio formacional. Por lo tanto el NGS puede utilizarse para estimar contactos formacionales.
4. REGISTROS DE POROSIDAD
Proporcionan información acerca de la porosidad del yacimiento. Son los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas.
Registro Neutrónico (CNL)
Se basa en la medición de concentraciones de hidrógenos, lo que indica la presencia de agua o petróleo de la roca. Posee una fuente de neutrones, los cuales colisionan con los hidrógenos presentes en los poros de la roca. La herramienta también posee un receptor que mide los neutrones dispersos liberados en las colisiones. La herramienta se llama CNL. Sirve para estimar la porosidad neutrónica de las rocas (NPHI). Si el registro neutrónico es alto indica alta índice de neutrones, y si es bajo indica bajo índice de neutrones. Se lee de derecha a izquierda (). La unidad de medida es en fracción o en %, con un rango de valores que va desde – 0.15 a 0.45 (–15 a 45 %).
Registros de Densidad (FDC)
Se basa en la medición de la densidad de la formación, por medio de la atenuación de rayos gamma entre una fuente y un receptor. Posee una fuente de rayos gamma, los cuales colisionan con los átomos presentes en la roca. La herramienta también posee un receptor que mide los rayos gamma dispersos liberados en las colisiones. La herramienta se llama FDC. Sirve para estimar la densidad del sistema roca – fluido (RHOB) que posteriormente servirá para calcular la porosidad por densidad (DPHI). Si el registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja porosidad. Se lee de izquierda a derecha ( ). La unidad de medida es gr/cm3 , con un rango de valores que va desde 1.96 a 2.96 gr/cm3.
Registros Sónicos (BHC)
Utiliza el mismo principio del método sísmico: mide la velocidad del sonido en las ondas penetradas por el pozo. Posee un emisor de ondas y un receptor. Se mide el tiempo de tránsito de dichas ondas. La herramienta se llama BHC. El objetivo principal del perfil sónico es la determinación de la porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de tránsito de las ondas (t). Mientras mayor es el tiempo de tránsito, menor es la velocidad, y por lo tanto, mayor es la porosidad de la roca. Se lee de derecha a izquierda (). La unidad de medida es el seg/m (100 – 500) ó el seg/pie (40 – 240).
COMBINACIONES DE PERFILES POR PISTAS
1. COMBINACIÓN DE PERFIL GR ó SP CON PERFILES DE RESISTIVIDAD
5040’ 5050’ 5060’ 5070’ 5080’ 5090’ 5100’ 5110’ GR / SP CALI BS ILD / LLD SFL / MSFL 125 125 375 375 0 150 0.2 2000 0.2 2000 2 20 200
2. COMBINACIÓN DE PERFIL GR ó SP CON PERFILES DE POROSIDAD 5040’ 5050’ 5060’ 5070’ 5080’ 5090’ 5100’ 5110’
Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera: En la pista 1 se colocan los perfiles de litología y diámetro de hoyo: GR o SP, CALI y BS. En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD – SFL o LLD – MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC, CNL y BHC).
A veces, los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas, quedando: en la pista 1 los perfiles de litología y diámetro de hoyo, en la pista 2 los perfiles de resistividad, en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4 los perfiles especiales.
FDC (RHOB) CNL (NPHI) BHC (t) GR / SP CALI BS 125 125 375 375 0 150 45 -15 500 100 1.96 2.96
EFECTOS DEL GAS EN LOS REGISTROS DE POROSIDAD
Efectos del Gas en los Perfiles Neutrónico y Densidad
Si la formación se encuentra saturada de gas, las mediciones de densidad (RHOB) serán bajas, debido a que una formación saturada de gas presenta densidades electrónicas menores que cuando se encuentra saturada de agua. Por lo tanto la curva se desviará hacia la izquierda (). Igualmente las mediciones de la herramienta neutrónica (NPHI) serán bajas, debido a que una formación saturada de agua presenta porosidades neutrónicas menores que cuando se encuentra saturada de agua. Por lo tanto la curva se desviará fuertemente hacia la derecha ().
Efectos del Gas en el Perfil Sónico
Si la formación se encuentra saturada de gas, el tiempo de tránsito (t) de las ondas dentro de la formación será mayor, debido a que la densidad del gas es menor que la de otros fluidos, debido a que una formación saturada de gas presenta velocidades menores que cuando se encuentra saturada de agua. Por lo tanto la curva de BHC se desviará hacia la izquierda ().
NPHI
CAPA DE GAS
RESUMEN DE LOS PERFILES MAS IMPORTANTES
PERFIL HOYO LODO ESCALA Y UNIDADES APLICACIONES CALI Hoyo desnudo Cualquier tipo (mm) 125...375 250/10 ()
- Determinación del estado del hoyo.
BS Hoyo desnudo Cualquier tipo (mm) 125...375 250/10 ()
- Determinación del estado del hoyo.
SP Hoyo desnudo Lodos conductivos (mV) –150...0 150/10 Arena () Arcilla - Cálculo de Rw.
- Determinación de facies sedimentarias. - Determinación de CAP. GR Hoyo revestido Cualquier tipo (API) 0...150 150/10 Arena () Arcilla - Cálculo de Arcillosidad (Vsh)
- Determinación de facies sedimentarias. - Determinación de CAP. ILD Hoyo desnudo Lodos resistivos (ohm-m) 0.2...…...2000 log () - Cálculo de Rt. - Cálculo de Sw. - Determinación de CAP. SFL Hoyo desnudo Lodos resistivos (ohm-m) 0.2...…...2000 log () - Cálculo de Rxo. - Cálculo de Sw. - Determinación de CAP. LLD Hoyo desnudo Lodos conductivos (ohm-m) 0.2...…...2000 log () - Cálculo de Rt. - Cálculo de Sw. - Determinación de CAP. MSFL Hoyo desnudo Lodos conductivos (ohm-m) 0.2...…...2000 log () - Cálculo de Rxo. - Cálculo de Sw. - Determinación de CAP. CNL Hoyo revestido Cualquier tipo (%) 45...–15 60/20 () - NPHI - Cálculo de PHIE
- Determinación de Capas de Gas.
FDC Hoyo revestido Cualquier tipo (gr/cm3) 1.96...2.96 1/20 () - RHOB - Cálculo de DPHI - Cálculo de PHIE
- Determinación de Capas de Gas.
BHC Hoyo revestido Cualquier tipo t (seg/m) 500...100 400/20 - t - Determinación de SPHI
PERFILES DE POZOS ESPECIALES
Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto costo), sino cuando el área presenta complicaciones litológicas y/o estructurales. Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR.
Registro de Buzamiento (Dipmeter)
El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90º, los cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos, por medio de lecturas de resistividad. Debe utilizarse junto con un GR, debido a que los buzamientos estructurales se miden sobre los planos de estratificación de loas lutitas, ya que las arenas poseen buzamientos estratigráficos dentro de los paquetes, dentro de los cuales pueden haber estratificación cruzada.. Si no tomamos en cuenta la litología sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo de medir un buzamiento estratigráfico dentro de una arena y no un buzamiento estructural sobre una lutita.
Falla Normal
Registro de Resonancia Magnética (CMR)
El perfil de Resonancia Magnética Nuclear permite adquirir nuevos datos petrofísicos que contribuyen a la interpretación, en especial de las zonas complejas. Es una herramienta nueva que se basa en la medición de los momentos magnéticos que se producen en los hidrógenos que contiene la formación cuando se induce sobre ellos un campo magnético. Utiliza dos campos magnéticos con la finalidad de polarizar los átomos de hidrógeno (dipolos naturales), y conseguir una medida del tiempo de relajación T2. La herramienta se llama CMR. Se utiliza para determinar porosidades. Varios estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR está muy próxima a la porosidad medida en los núcleos.
Este gráfico ilustra la distribución del tamaño de poros, según se deduce de las mediciones de RMN. En la pista E, por debajo de los 1953,7 m (6410 pies) casi todo el peso en las distribuciones se halla en pequeños poros, como muestra el pico verde a la izquierda de la línea roja. Por encima de los 1953,7 m (6410 pies), el peso predominante se halla en poros grandes, como muestra un pico verde a la derecha, que indica una formación de granos más gruesos. De este modo, un geólogo puede observar los datos de RMN y reconocer de inmediato un cambio en la textura de la roca en una discordancia en una formación que se encuentra a más de una milla debajo de la superficie terrestre.
En la tercer sección a partir de la izquierda (pista C) se muestran los datos de permeabilidad de fluidos derivados de la RMN. La permeabilidad cambia por órdenes de magnitud en esta sección. En la formación de granos finos la permeabilidad es insignificante, en tanto que en la sección superior de granos gruesos es sustancial. Estos resultados fueron empleados por ingenieros en petróleo para iniciar un programa de producción eficiente para este pozo.
Registro de Imágenes (FMI)
Existen herramientas que proporcionan imágenes de las rocas en el subsuelo, que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y para estudiar estructuras sedimentarias. Las imágenes se pueden obtener por varios métodos: imágenes resistivas, imágenes acústicas o imágenes por resonancia magnética. La herramienta para obtener imágenes resistivas se denomina FMI.
Registro RFT
Esta herramienta mide el gradiente de presión de los fluidos que se encuentran dentro de las formaciones, esto es de mucha utilidad a la hora de ubicar CAP (contactos agua–petróleo) y CPG (contactos petróleo–gas), ya que los fluidos (gas, petróleo y agua) poseen diferentes gradientes de presión.
La herramienta RFT también sirve para combinarse con perfiles de pozos para calibrar contactos más precisos
.
En el ejemplo tenemos cuatro registros: GR, neutrónico, densidad y resistividad, junto con un diagrama de gradiente de presión de la herramienta RFT. El Contacto Gas – Petróleo (CGP) queda perfectamente delimitado por los perfiles neutrónico y densidad, puede observarse además que el lente gasífero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de lutita. El Contacto Agua – Petróleo (CAP) presenta algunos inconvenientes. Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT. Esto puede resultar riesgoso, porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede llevar a una terminación del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto del pozo.
Contacto Agua - Petróleo ubicado sólo con
registros.
Contacto Agua - Petróleo calibrado con la Herramienta RFT.
Registro de Inducción 3D (3DEX)
Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y la resistividad vertical (Rv) de una formación siliciclástica, para así poder determinar su grado de anisotropía. Cuando la formación posee una litología homogénea (90 % de arena ó 90 % de lutita) las resistividades horizontales y verticales poseen valores muy similares, en este caso la anisotropía de la roca es baja. Pero en cambio, en formaciones que poseen litologías heterogéneas (50 % de arena y 50 % de lutita) de forma intercaladas, las resistividades horizontal y vertical alcanzan su máximo valor de diferencia, en este caso se dice que la roca posee una alta anisotropía.
Rv / Rh ===> Anisotropía
Estos paquetes de arena–lutita son unidades potencialmente productoras, porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla laminar), su permeabilidad no se verá afectada.
El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes, es que estos paquetes pasarían desapercibidas, como lentes de lutitas o limolitas (por su resolución vertical). El 3DEX puede detectar paquetes de intercalaciones de arena– lutita de hasta 2 mm de espesor.
0% 50% 100% 0% 50% 100% Rh Rv – Rh 10 1 Rv ARCILLA ARENA
