NOCIONES BÁSICAS PARA LA INTERPRETACIÓN DE PERFILES DE POZO Introducción Como herramientas los perfiles geofísicos de pozo y sus respectivos métodos interpretativos están evolucionando en exactitud y sofisticación, y están jugando un papel importante en lo que hace al proceso de toma de decisiones geológicas. Actualmente, los perfiles petrofísicos son una de las herramientas más útiles e importantes disponible para un geólogo del petróleo. Además de su uso tradicional en exploración para correlacionar distintas zonas, y ayudar a trazar estructuras y mapas isopáquicos, los perfiles ayudan a definir las características físicas de las rocas, como ser la litología, porosidad, geometría del poro, y permeabilidad. Los datos de perfilaje se usan para identificar zonas productivas, determinar la profundidad y espesor de zonas, distinguir entre hidrocarburo, gas, o agua en un depósito; y para estimar las reservas de hidrocarburo. De los distintos tipos de perfiles, los más frecuentemente usados en la exploración de hidrocarburos son los llamados perfiles de pozo abierto. El nombre de pozo abierto se aplica porque estos perfiles se registran en la porción no entubada del pozo. Los diferentes tipos de perfiles, y sus curvas, discutidos en el texto son este tipo. La primera exposición de un geólogo a la interpretación de perfiles de pozo puede ser una experiencia frustrante. Esto no sólo es debido a su terminología larga y poco familiar, sino también porque el conocimiento de muchos parámetros, conceptos, necesitan antes de una clara comprensión del proceso perfilaje. Quizá la manera mejor de empezar un estudio de perfilaje es presentando al 1 lector algunos de los conceptos básicos del análisis del perfil de un pozo. Recuerde que un pozo representa un sistema dinámico; el fluido usado en la perforación de un pozo afecta la roca que rodea el pozo, y, por consiguiente, también las propiedades del perfil. Además, la roca que rodea el pozo tiene ciertas propiedades que afectan el movimiento de los fluidos. Los dos parámetros primarios determinados en las mediciones del perfilaje de un pozo son la porosidad, y el volumen de espacio poral lleno de fluidos. Los parámetros de interpretación del perfilaje son determinados directamente en ambos casos, o sé infieren indirectamente, por alguno de los tres tipos generales de perfiles: (l) eléctrico, (2) nuclear, y (3) acústico o sónico. Los nombres se refieren a las fuentes de obtención de los datos. Las fuentes crean diferentes archivos (perfiles) que contienen una o más curvas relacionadas a alguna propiedad de la roca que rodea el pozo. Al lector poco familiarizado con el perfilaje petrofísico, se le puede generar un poco de confusión respecto al uso de la palabra perfil. En su uso común, la palabra perfil puede referirse a una curva particular, una colección o grupo de curvas, una herramienta perfilaje (sonda), o al proceso de perfilaje. Las propiedades de las rocas, o características que afectan el perfilaje, en distinta medida son: la porosidad, permeabilidad, saturación de agua, y resistividad. Es esencial que el lector entienda estas propiedades y los conceptos que ellas representan antes de proceder a realizar un estudio de interpretación de perfiles. La porosidad puede definirse como el porcentaje de espacio vacío en el volumen total de la roca. Se mide como un valor porcentual, y se simboliza con la letra griega φ. 2 Porosidad (φ) = el volumen de poros / el volumen total de roca La cantidad de espacio interior, o vacío, en un volumen dado de roca es una medida de la cantidad de fluidos que una roca podrá retener. La cantidad de espacio vacío que se interconecta, y capaz de permitir la migración de fluidos, se llama porosidad eficaz. Se excluyen los poros aislados. El volumen de poros ocupado por agua da una medida de la porosidad eficaz. La permeabilidad es la propiedad que tiene una roca de permitir el tránsito de fluidos. Se relaciona a la porosidad pero no siempre es dependiente de ella. La permeabilidad es controlada por el tamaño de los pasajes (gargantas del poro o capilar) que unen los poros es medida en darcies o millidarcies, y se representa por el símbolo Ka. La capacidad de una roca de transmitir un solo fluido, cuando esta 100% saturada con ese fluido, se llama permeabilidad absoluta. La permeabilidad eficaz se refiere a la presencia de dos fluidos en una roca, y es la capacidad de la roca de transmitir un fluido en presencia de otro fluido cuando los dos fluidos son inmiscibles. La presencia de agua de formación (agua connata en la formación) sostenida por presión del capilar en los poros de una roca inhibe la transmisión de hidrocarburos. Planteado de otro modo, el agua de la formación ocupa espacio tanto en los poros como en los pasajes que unen los poros. En consecuencia, puede bloquear o, puede reducir la capacidad de otros fluidos de moverse a través de la roca. La permeabilidad relativa es la proporción entre la permeabilidad eficaz de un fluido en saturación parcial, y la permeabilidad a 100% de saturación (permeabilidad absoluta). Cuando la permeabilidad relativa del agua de una formación es cero, 3 entonces la formación producirá agua libre de hidrocarburos (i.e. la permeabilidad relativa a los hidrocarburos es 100%). Cuando se incrementa la permeabilidad relativa en agua, la formación producirá cantidades crecientes de agua respecto a los hidrocarburos. La saturación de agua es el porcentaje del volumen poral en una roca que está ocupado por agua de la formación. La saturación de agua es medida en valores porcentuales, y se simboliza como Sw. La relación es: agua de saturación (Sw) = agua de la formación que ocupa los poros el espacio poral total en la roca La saturación de agua representa un importante concepto de interpretación de perfiles pues se puede determinar la saturación en hidrocarburo de un depósito sustrayendo la saturación de agua del valor uno (donde 1.0 = 100% saturación de agua). Saturación de agua irreducible (o Sw irr.): es el término que describe la saturación de agua, en la que toda el agua está entrampada entre granos en una roca, o se sostiene en los capilares a través de la presión capilar. La saturación de agua irreducible, corresponde al agua que no se moverá, y la permeabilidad relativa para el agua es igual a cero. Resistividad es la propiedad de la roca que primero se estudió en la ciencia del perfilaje. La resistencia es la propiedad inherente de todos los materiales de resistir el flujo de una corriente eléctrica (sin tener en cuenta su forma y tamaño). Materiales 4 diferentes tienen diferente capacidad de resistir el flujo de electricidad. Resistividad es la medida de la resistencia; la recíproca de la resistividad es la conductividad. En la interpretación de los perfiles, los hidrocarburos, la roca, y el agua dulce actúan como aislantes y son, por consiguiente, no conductivos (resistivos al flujo eléctrico). El agua salada, sin embargo, es un conductor y tiene una resistividad baja. La unidad de medida usada para un conductor es un cubo de la formación de un metro longitud en cada lado. Las unidades medidas son ohm-metro2/metro, y se llama ohmmetro. La resistividad se puede expresar como: R= Donde: (r × A) L R = la resistividad (en ohms-metro) r = la resistencia (ohms) A = superficie del material, de área perpendicular al flujo eléctrico que es medido (metros2) L = longitud de material medida (metros) La resistividad es una medida básica de la saturación de fluido de un reservorio, y es una función de la porosidad, el tipo de fluido (i.e. hidrocarburos, agua dulce o salada), y del tipo de roca. Dado que la roca y los hidrocarburos actúan como aislantes, pero el agua salada es conductiva, es que se pueden usar las mediciones de la resistividad hechas por las herramientas de perfilaje para descubrir hidrocarburos y para estimar la porosidad de un reservorio. Durante la perforación de un pozo existen movimientos fluidos en las formaciones porosas y permeables que rodean al pozo, por 5 tal motivo a menudo las medidas de resistividad registradas a diferentes profundidades en una formación tienen valores diferentes. La resistividad es medida por perfiles eléctricos. Conrad Schlumberger en l912 realizó los primeros experimentos que llevaron, en el futuro, al desarrollo de los actuales perfiles petrofísicos. El primer perfil eléctrico se ejecutó el 5 de septiembre de 1927 por H. G. Muñeca en Alsace-Lorraine, Francia. En l941, G. E. Archie de Shell Oil Company presentó un trabajo al AIME en Dallas, Texas, con los conceptos base para usar en la interpretación cuantitativa moderna de los perfiles de pozo (Archie, 1942). Los experimentos de Archie mostraron que la resistividad de una formación llena de agua (Ro), y la resistividad del agua (Rw) pueden relacionarse por medio de un factor (F) de resistividad de la formación: Ro = F × Rw Donde el factor (F) de resistividad de la formación es igual a la resistividad de la formación l00% saturada en agua (Ro) dividido por la resistividad del agua de la formación (Rw). Los experimentos de Archie también revelaron que ese factor de formación podría relacionarse a la porosidad por la fórmula siguiente: F = 1.0 / φm Donde m es un exponente de la cementación, cuyo valor varía con el tamaño de grano, la distribución del tamaño de grano, y la complejidad de los caminos entre los 6 poros (tortuosidad). A mayor valor de tortuosidad el valor de m es mayor. La saturación de agua (Sw) es determinada de la resistividad de la formación llena de agua (Ro) y de la resistividad de la formación (Rt) por la relación siguiente: Sw = (Ro / Rt)1/n Donde n es el exponente de saturación cuyo el valor varía de l.8 a 2.5, pero normalmente es 2. Combinando las fórmulas: Ro = F x Rw y Sw = (Ro / Rt)1/n la fórmula de saturación de agua puede reescribirse de la siguiente forma: Sw = ((F x Rw) / Rt)1/n Ésta fórmula es normalmente llamada la ecuación de Archie para la saturación de agua (Sw). Y, de ella se derivan todos los métodos actuales de interpretación que involucran curvas de resistividad. Ambiente de Pozo Cuando se perfora un pozo en una formación, las características de la roca más los fluidos presentes en ella (el sistema roca - fluido) se alteran en la vecindad del pozo. El pozo y la roca que lo rodean son contaminados por el barro perforación, y por lo tanto afecta las mediciones de la herramienta de perfilaje. Figura l es una ilustración esquemática de una formación porosa y permeable que es penetrada por un pozo lleno de barro de perforación. Las definiciones de cada uno de los símbolos usados en Figura 1 se listan aquí; dh - diámetro del pozo di - diámetro de la zona invadida (límite interno; zona invadida) 7 dj - diámetro de la zona invadida (límite exterior; zona invadida) Δrj – radio de la zona invadida (límite exterior) hmc - espesor del revoque Rm - resistividad del barro perforación Rmc - resistividad del revoque Rmf - resistividad del filtrado de barro Rs - resistividad de la lutita Rt - resistividad de la zona no invadida (resistividad verdadera) Rw - resistividad del agua de formación Rwo - resistividad de la zona lavada Sw - saturación de agua de la zona no invadida Sxo - saturación de agua de la zona lavada Algunos de los símbolos más importantes son mostrados en la figura 1: Diámetro del pozo (dh): el tamaño del pozo es descrito por el diámetro externo del trépano de perforación. Pero, el diámetro del pozo puede ser mayor o menor que el diámetro del trépano debido a: (1) cavidades y/o derrumbes en sectores con pelitas y/o rocas porosas pobremente consolidadas, o (2) la presencia de un revoque frente a formaciones porosas y permeables (Fig. 1). Los pozos normalmente se clasifican según el tamaño el cual varia de 7 7/8 de pulgadas a 12 pulgadas; y se diseñan herramientas perfilaje modernas para operar dentro de éstos según los rangos de tamaño. Una medida del diámetro del pozo la da el perfil calibrador (caliper). Barro perforación (Rm) – Hoy día, la mayoría de los pozos se perfora con trépanos rotatorios, y se usa un barro especial como fluido circulante. El barro permitir al trépano quitar los recortes de roca del pozo, además lubrifica y refresca la herramienta de perforación, y mantiene un exceso de presión en el pozo, por encima de 8 la presión de la formación. El exceso de presión del pozo, por encima de la presión de la formación, previene explosiones por escapes de gas fuera de control. La densidad del barro se mantiene bastante alta para lograr que la presión hidrostática, en la columna de barro, sea siempre mayor que la presión de la formación. Esta diferencia de presión causa que parte del fluido de inyección invada las formaciones porosas y permeables atravesadas por la perforación. Cuando la invasión ocurre, muchas de las partículas sólidas (i.e. minerales de la arcilla del barro perforación) se entrampan sobre la pared del pozo y forman un revoque (Rmc en la Fig. 1). Al fluido que se filtra en la formación durante la invasión se lo llama el filtrado de barro (Rmf, Fig., 1). Los valores de resistividad para el barro de perforación, el revoque, y el filtrado de barro se registran en el encabezado del perfil (Fig. 2). Zona invadida - La zona que es invadida por filtrado de barro se llama la zona invadida. Consiste de una zona lavada (Rxo) y una zona de transición o annulus (Ri). La zona lavada (Rxo) ocurre cerca del pozo (Fig. 1) donde los filtrados de barro desplazaron los hidrocarburos y/o agua (Rw) de una formación casi completamente. La zona transición o annulus (Ri), es donde los fluidos de una formación y el filtrado de barro están mezclados, ocurre entre la zona lavada (Rxo) y la zona no invadida (Rt). La zona no invadida se define como el área más allá de la zona invadida donde los fluidos de una formación no están contaminados por el filtrado de barro. La profundidad de invasión del filtrado de barro, en la zona invadida, es llamada el diámetro de invasión (di y dj, Fig., 1). El diámetro de invasión es medido en pulgadas o expresado como una proporción: dj/dh (donde dh representa el diámetro del pozo). La 9 cantidad de invasión que tiene lugar es dependiente de la permeabilidad del revoque y no de la porosidad de la roca. En general, un filtrado de barro puede invadir igual volumen de roca, tanto de porosidad baja como de porosidad alta, si los barros perforación tienen cantidades iguales de partículas sólidas. Las partículas sólidas en los barros perforación se unen y forman un revoque impermeable. El revoque entonces actúa como una barrera para impedir llevar más allá la invasión. El diámetro de invasión será mayor en rocas de porosidad bajas, pues un volumen igual de fluido puede invadir más una formación antes que se forme un revoque impermeable que actúe como barrera. Esto ocurre porque las rocas de porosidad bajas tienen menos capacidad del almacenamiento, o volumen poral, para llenar con fluido invasor. Como resultado de esto, se afectarán poros a lo largo de un volumen mayor de roca. Los diámetros de la invasión son en general: dj/dh = 2 (para las rocas de porosidad altas); dj/dh = 5 (para las rocas de porosidad de intermedio); y dj/dh = 10 (para las rocas de porosidad bajas). Zona lavada (Rxo) - La zona lavada se extiende sólo a unas pulgadas del pozo perforado, y es parte de la zona invadida. Si la invasión es profunda, o moderada, la zona lavada a menudo esta completamente libre de agua de la formación (Rw) y reemplazada por el filtrado de barro (Rmf). Cuando están presentes hidrocarburos en la zona lavada, se puede determinar el grado de reemplazo por filtrado de barro a partir de la diferencia entre la saturación de agua en la zona lavada (Sxo) y en la zona no 10 invadida (Sw) (Fig. 1). Normalmente, el 70 al 95%, aproximadamente, de los hidrocarburos son desplazados; el hidrocarburo restante se llama hidrocarburo (o petróleo) residual (Sro = [1.0 - Sxo]; donde Sro es igual a la saturación de petróleo residual [ROS]). Zona no invadida (Rt): La zona del no invadida se localiza más allá de la zona invadida (Fig. 1). Los poros en la zona no invadida no están contaminados por el filtrado de barro; por lo tanto, ellos están saturados con agua de la formación (Rw), hidrocarburo, o gas. Incluso en los depósitos productores de hidrocarburo, siempre hay una capa de agua de formación en superficie de los granos. La saturación de agua (Sw; Fig. 1) de la zona no invadida es un factor importante en la evaluación del depósito pues, usando datos de saturación de agua, un geólogo puede determinar la saturación de hidrocarburo del depósito. La fórmula utilizada para calcular la saturación en hidrocarburo es: Sh = 1.0 - Sw Donde: Sh = la saturación del hidrocarburo (i.e. la fracción del volumen poral llena de hidrocarburos). Sw = saturación de agua de la zona no invadida (i.e. la fracción del volumen poral llena de agua) La proporción entre la saturación de agua de la zona del no invadida (Sw) y la saturación de agua de la zona lavada (Sxo) es un índice de la movilidad del hidrocarburo. 11 Invasión y Perfiles de Resistividad Tanto la invasión, como los perfiles de resistividad, son perfiles transversales, diagramáticos, y teóricos, que se parten del pozo y atraviesan una formación. Ellos ilustran las distribuciones horizontales de las zonas que los fluidos invadieron, la zona no invadida, y sus correspondientes resistividades relativas. Hay tres perfiles de invasión reconocidos normalmente: (1) el paso, (2) la transición, y (3) el annulus. Estos tres perfiles de invasión se ilustran en Figura 3. El perfil del paso tiene una geometría cilíndrica con un diámetro de invasión igual a dj. Las herramientas de perfilaje de lectura poco profunda leen la resistividad de la zona invadida (Ri), mientras que aquellas herramientas de perfilaje de lectura más profunda, leen la resistividad de la zona no invadida (Rt), es decir la resistividad verdadera. El perfil de transición también tiene una geometría cilíndrica con dos diámetros de la invasión: di (zona lavada) y dj (zona de transición). Probablemente es un modelo más realista, que el perfil de paso, para las verdaderas condiciones de pozo. Se necesitan tres dispositivos de resistividad para medir un perfil de transición; estos tres dispositivos miden las resistividades de la zona lavada, de la zona transición, y de la no invadida Rxo, Ri, y Rt (ver Fig. 3). Usando estas tres medidas de resistividad, la resistividad verdadera (Rt) leída de la herramienta de lectura profunda puede corregirse a un valor más exacto, y puede determinarse la profundidad de invasión. Los dos dispositivos modernos que usan estas tres curvas de resistividad son: el Perfil de 12 Inducción Dual con un Laterolog 8* o Perfil Enfocado Esféricamente (SFL)* y el Laterolog Dual* con un Perfil Enfocado Micro-esféricamente (MSFL)*. Un perfil del annulus se registra sólo esporádicamente pues se disipa rápidamente en el pozo. El perfil del annulus sólo es descubierto por un registro de inducción poco después que un pozo es perforado. Sin embargo, es muy importante para un geólogo porque este perfil sólo puede ocurrir en zonas que contienen hidrocarburos. Cuando el filtrado de barro invade la zona productiva con hidrocarburo, el hidrocarburo es el primero en irse. Luego, el agua de formación es reemplazada por el filtrado de barro, que forma una zona anular (circular) que bordea la zona invadida (Fig. 3). El efecto del annulus es detectado por la existencia de un valor de resistividad leída, por un perfil de la inducción profundo, mayor que aquella leída por un perfil de inducción medianamente profundo. Los perfiles de resistividad ilustran los valores de la resistividad de las zonas invadidas y no invadida en que se divide la formación investigada. Estos perfiles son de interés particular porque un geólogo puede examinarlos rápidamente, y puede buscar potenciales zonas de interés como zonas con hidrocarburo. Debido a su importancia, se discuten aquí los perfiles de resistividad tanto para zonas portadoras de agua como para aquellas que zonas productoras de hidrocarburos. Estos perfiles varían y dependen de los valores relativos de la resistividad de Rw y Rmf. Se ilustran, en Figuras 4 y 5, todas las variaciones y perfiles asociados. Zonas Productivas de Agua – La Figura 4 ilustra el pozo y su perfil de resistividad para productoras de agua, donde la resistividad del filtrado de barro (Rmf) es 13 mucho mayor que la resistividad del agua de formación (Rw) en barros de agua dulce, y donde la resistividad del filtrado de barro (Rxo) es aproximadamente igual a la resistividad del agua de formación (Rw) en barros de agua salada. En barros de agua dulce (i.e. Rmf > 3 Rw) las herramientas de registro de resistividad poco profundo (Rxo), medio (Ri), y profunda (Rt) separan y registran valores de resistividades alto (Rxo), intermedio (Ri), y bajo (Rt) (Fig. 4). Con lodos salados (i.e. Rw ≂ Rmf) los resultados de las herramientas de resistividad, poco profundo (Rxo), medio (Ri), y profunda (Rt), muestran todos valores de resistividad bajo (Fig. 4). Las Figuras 6a y 6b ilustran curvas de resistividad para zonas invadidas tanto por lodos de agua dulce como por barros de agua salada. Zonas productoras de hidrocarburo – La Figura 5 ilustra el pozo y el perfil de resistividad para zonas productivas de hidrocarburo donde la resistividad del filtrado de barro (Rmf) es mucho mayor que la resistividad del agua de la formación (Rw) para barros de agua dulce, y donde Rmf es aproximadamente igual a Rw para barros de agua salada. Una zona del hidrocarburo invadida con barro de agua dulce produce un perfil de resistividad donde las herramientas de la resistividad poco profundo (Rxo), medio (Ri), y profunda (Rt) registran todas resistividades altas (Fig. 5). En algunos casos, la resistividad profunda será más alta que la resistividad del medio. Cuando esto pasa, se llama efecto de annulus. Una zona de hidrocarburo invadida con barro de agua salada produce un perfil de resistividad donde las herramientas de la resistividad poco profundo (Rxo), medio (Ri) y profunda (Rt) separan y registran valores de resistividades bajo (Rxo), intermedio (Ri) y alto (Rt) (Fig. 5). Las Figuras 7a y 7b ilustran las curvas de 14 la resistividad para zonas de hidrocarburo invadidas por lodos con agua dulce y barros salinos. La información básica necesaria en la interpretación de los perfilajes de pozo. Litología: En el análisis cuantitativo de los perfiles de pozo, hay muchas razones por las cuales es importante conocer la litología de una zona (i.e. roca arenisca, caliza, o dolomita). Los perfiles de porosidad requieren de una litología, o una matriz, constante en la zona donde puede calcularse la porosidad (φ). Como consecuencia, las saturaciones de agua cambian cuando cambia el valor de F. La tabla 1 es una lista de los diferentes métodos para establecer el factor de formación, e ilustra cómo la litología afecta el factor de formación. Temperatura de Formación: La temperatura de formación (Tf) también es importante en el análisis de perfiles de pozo, pues las resistividades del barro perforación (Rm), el filtrado de barro (Rmf), y el agua de formación (Rw) varía con la temperatura. La temperatura de una formación se determina conociendo: (1) la profundidad de la formación; (2) la temperatura de fondo del pozo (BHT); (3) la profundidad total del pozo (TD); y (4) la temperatura de la superficie. Uno puede determinar un valor razonable para la temperatura de la formación utilizando estos datos y asumiendo un gradiente geotérmico lineal (Fig. 8). Tabla 1. Diferentes coeficientes y exponentes para calcular el Factor de la Formación 15 (F). (Modificado de Asquith, l980). F = a / φm Donde: a = el factor de tortuosidad *, m = el exponente de la cementación s = la porosidad ** F = 1 / φ2 para los carbonatos ** F = 0.81 / φ2 para las rocas areniscas consolidadas ** F = 0.62 / φ2.15 Fórmula Humble para arenas sin consolidar F = 1.45 / φ1.54 para arenas promedio (Carothers, 1958) F = 1.65 /φ1.33 para arenas lutíticas (Carothers, 1958) F = 1.45 /φ1.70 para arenas calcáreas (Carothers, 1958) F = 0.85 / φ2.14 para los carbonatos (Carothers, 1958) F = 2.45 / φ1.08 para arenas de Plioceno, California Del sur (Carothers y Porter, 1970) F = 1.97 / φ1.29 para arenas de Mioceno, Texas - Louisiana Costa del Golfo (Carothers y Porter, 1970) F = 1.0 / φ(2.05 - φ) para formaciones granulares limpias (Sethi, 1979). * La tortuosidad es función de la complejidad del camino que el fluido debe recorrer a través de la roca. ** Las más comúnmente utilizadas. La temperatura de la formación también se calcula (Asquith, 1980) usando la ecuación de una regresión lineal: Y = mx + c Donde: x = profundidad 16 y = temperatura m = pendiente (en este ejemplo es el gradiente geotérmico) c = una constante (en este ejemplo es la temperatura de la superficie) Se ilustra aquí un ejemplo de cómo calcular temperatura de la formación: Cálculo del gradiente de temperatura Asumiendo: y = la temperatura del fondo del pozo (BHT) = 250°F x = la profundidad total (TD) = 15,000 ft c = la temperatura de la superficie = 70°F Solución para m (i.e. gradiente o pendiente de temperatura) m = (y - c) / x Por consiguiente: m = (250° – 70°) / l 5,000 ft m = 0.012°/ft o 1.2°/100 ft Cálculo de Temperatura de formación Asumiendo: m = la gradiente de temperatura = 0.012°/ft x = la profundidad de la formación = 8,000 ft c = la temperatura de la superficie = 70°F Recordando que: y = mx + c Por consiguiente: y = (0.012) x (8,000) + 70°F 17 y = l66°F la temperatura de la formación a 8,000 ft Después que la temperatura de una formación fue determinada, tanto a partir de una carta (Fig. 8) o por cálculo, las resistividades de los diferentes fluidos (Rm, Rmf, o Rw) deben corregirse a la temperatura de la formación. La figura 9 es una carta que se usa para corregir las resistividades de los fluidos a la temperatura de la formación. Esta carta se ajusta estrechamente con la fórmula de Arp: RTf = Rtemp x [(Temp. + 6.77) / (Tf + 6.77)] Donde: RTf = resistividad a la temperatura de la formación Rtemp = resistividad a una temperatura distinta que la temperatura de la formación Temp = temperatura a la cual fue medida la resistividad Tf = la temperatura de la formación Usando una temperatura de formación de 166°F y asumiendo un Rw de 0.04 medido a 70°F, la Rw a los 166°F será: Rw166 = 0. 04 x (70 + 6. 77)/(166 + 6. 77) Rw166 = 0.018 Los valores de resistividad del barro perforación (Rm), del filtrado de barro (Rmf), del revoque (Rmc), y las temperaturas en las que ellos fueron medidos, son registrados en el encabezamiento del perfil (Fig. 2). La resistividad del agua formación (Rw) se obtiene a partir del análisis de muestras de agua lograda en una prueba testigo de trépano, por un pozo productor de agua, o de un catálogo de valores de resistividad de agua. La resistividad del agua de formación (Rw) también es determinada del perfil potencial espontáneo o puede calcularse en zonas de agua (i.e., Sw = 100%) por el 18 método de resistividad aparente de agua (Rwa). Ecuaciones fundamentales La Tabla 2 es una lista de ecuaciones fundamentales que se usan para la evaluación de perfiles de potenciales yacimientos de hidrocarburo. Estas fórmulas se discuten en detalle posteriormente. Tabla 2. Ecuaciones fundamentales de Interpretación de Perfil de Pozo. Porosidad: Perfil sónico φsonic = (φt - φtma) / φtf - φtma) Perfil de densidad φden = (δma - δb) / (δma - δf) Perfil de Densidad-Neutrónico φN-D = √((φN2 + φD2) / 2) Factor de la formación: F = a / φm General F = 1.0 / φ2 Carbonatos F = 0.81 / φ2 Areniscas consolidadas F = 0.62 / φ2.15 Arenas sin consolidar Resistividad del agua de formación: SSP = K x log (Rmf / Rw) Rwe → Rw Rw = Ro / F Saturación de Agua: Sw n (#) = F x (Rw /Rt) saturación de agua de la zona no invadida Sxon = F x (Rmf / Rxo) la saturación de agua de la zona lavada # el exponente de saturación puede variar de 1.8 a 2.5, aunque usualmente es igual a 2.0 19 Sw = ((Rxo / Rt) / (Rmf / Rw))0.625 saturación de agua por el método de proporción Volumen de agua poral: BVW = φ x Sw Permeabilidad Ke = [250 x (φ3 / Sw irr ) ]2 hidrocarburo Ke = la permeabilidad en millidarcies Ke = [79 x (φ3 / Sw irr)]2 gas Sw irr = la saturación de agua irreducible Repaso 1. Las cuatro propiedades fundamentales de la roca usadas en la mayoría de los perfiles petrofísicos son: (1) la porosidad; (2) la permeabilidad; (3) la saturación de agua; y (4) la resistividad. 2. La ecuación de Archie para saturación de agua es: 1. Sw = ((F x Rw / Rt)]1/n Donde: Sw = saturación de agua de zona del no invadida F = factor de la formación Rw = resistividad del agua de formación Rt = resistividad de la formación (zona no invadida) 3. Donde una formación porosa y permeable es penetrada por el trépano, el barro perforación invade la formación como un filtrado de barro (Rmf). 4. La invasión de la formación porosa y permeable por filtrado de barro crea zonas invadidas (Rxo, y Ri) y una zona no invadida (Rt). Las lecturas de resistividad que realizan las herramientas de perfilaje poco profundo, medio, y profundo, proporcionan información sobre las zonas invadidas y no invadida y sobre la 20 profundidad de invasión. 5. Deben conocerse la litología de una formación porque: (1) los perfiles de porosidad requieren un valor de matriz (arenisca, caliza, o dolomita) para determinar la porosidad; (2) el factor de la formación varía con la litología; (3) la variación del factor de formación produce cambios en los valores estimados de saturación de agua. 6. Los cuatro fluidos que afectan las mediciones del perfilaje son: (l) el barro de perforación, Rm; (2) el filtrado de barro, Rmf, (3) el agua de formación, Rw; y (4) los hidrocarburos. 7. Las resistividades del barro perforación (Rm), del revoque (Rmc), del filtrado de barro (Rmf) y del agua de formación (Rw) varían con los cambios en la temperatura. Por consiguiente, debe determinarse la temperatura de la formación (Tf), y todas las resistividades deben corregirse a con la Tf. 21 El Perfil de Potencial Espontáneo Introducción El perfil de potencial espontáneo (SP) fue uno de los primeros perfiles eléctricos usados en la industria de petróleo, y ha continuado jugando un papel importante en la interpretación geofísica de pozos. Actualmente, la mayoría de los pozos tiene este tipo un registro de este perfil. El perfil de potencial espontáneo se usa, principalmente, para identificar zonas impermeables de lutitas, y las zonas permeables con arena. Sin embargo, como se discutirá posteriormente, el perfil de SP tiene otros usos quizás igualmente importantes. El perfil de potencial espontáneo es un registro de corriente directa (DC), que mide la diferencia de voltaje presente entre el potencial de un electrodo móvil ubicado en el pozo y el potencial de un electrodo fijo localizado en la superficie (Doll, l948). Es medido en milivolts. La respuesta del perfilaje SP esta relacionada con corrientes eléctricas naturales generadas por procesos electroquímicos que se desarrollan dentro del pozo. Estos factores electroquímicos son provocados por diferencias en salinidad entre el filtrado de barro (Rmf) y la resistividad del agua de formación (Rw) dentro de los estratos permeables. Para poder registrar el perfil de SP se requiere un fluido de inyección, no puede usarse en barro de no conductivo perforación. El perfil de SP se graba en la pista de la izquierda del registro (pista # 1) y se usa a: (1) determinar estratos permeables, (2) determinar límites de estratos permeables, 22 (3) determinar la resistividad del agua de formación (Rw), y (4) determinar el volumen de arcillas presentes en estratos permeables. Un uso auxiliar de la curva de SP está en determinar la presencia de hidrocarburos por la supresión de la respuesta de SP. El concepto de potencial espontáneo estático (SSP) es importante porque el SSP representa el máximo SP esperado, en formación libre de arcillas, porosa y permeables puede tener un valor que es una proporción dada entre Rmf / Rw. El SSP puede ser determinado a partir del cálculo o de tablas y es un elemento necesario para determinar valores exactos de Rw y del volumen de arcillas. El valor de SP que es medido en el pozo esta influenciado por espesor de la capa, la resistividad de la capa, la invasión, el diámetro del pozo, volumen de arcillas, y lo más importante por la proporción Rmf / Rw (Fig.10a). Espesor de la capa.- Ante una formación delgada (i.e. < 10 pies de espesor) el SP medido en el pozo registrará un valor de SP menor que el de SSP (Fig. 10b). Sin embargo, para evitar los efectos de espesor de la capa la curva de SP puede ser corregida por tabla. Como una regla general siempre que la curva de SP sea estrecha y con forma de puntiaguda, el valor de SP debe corregirse por el espesor de la capa. Resistividad de la capa.- Las altas resistividades reducen la deflexión de las curvas de SP. Pozo e invasión.- Hilchie (1978) indica que los efectos de diámetro de pozo e invasión, en el perfil de SP, son muy pequeños y, en general, pueden ignorarse. Volumen de arcillas.- La presencia de arcillas en una formación permeable reduce la deflexión de la curva de SP (Fig. 10b). En las zonas productivas de agua la 23 cantidad de reducción del SP es proporcional a la cantidad de arcillas en la formación. En las zonas productivas de hidrocarburo la cantidad de reducción del SP es mayor que el volumen de arcillas y se llama "supresión por hidrocarburo" (Hilchie, 1978). La respuesta de SP de arcillas es relativamente constante y sigue que una línea recta llamada línea base de lutitas. Las deflexiones del SP son medidas a partir de esta línea base de lutitas. Se indican zonas permeables donde hay desviación de SP de la línea base de lutitas. Por ejemplo, están presentes capas permeables si los valores de SP se mueven a la izquierda (desviación negativa; Rmf > Rw) o la derecha (desviación positiva; Rmf < Rw) de la línea base de lutitas. Los límites de la capa permeable son determinados a partir del punto de inflexión desde la línea base de las lutitas. Pero, hay que recalcar que, al registrar no zonas permeables o zonas permeables donde el valor de Rmf es igual a Rw, la curva de SP no se desviará de la línea base de lutitas. La magnitud de la desviación de la curva de SP es debida a la diferencia entre la resistividad del filtrado de barro (Rmf) y del agua de formación (Rw) y no de la permeabilidad. Resistividad del Agua de Formación (Rw) calculada a partir de la curva de SP La Figura 11 es un perfil eléctrico de inducción con una curva de SP de las areniscas Morrow del Pennsylvaniano superior en Beaver County, Oklahoma. En este ejemplo, la curva de SP se usa para hallar un valor por Rw a partir del siguiente procedimiento: Luego que se determina la temperatura de la formación, se corrigen las 24 resistividades del filtrado de barro (Rmf) y del barro de perforación (Rw) (obtenidas del encabezamiento del perfil) a la temperatura de la formación. Con posterioridad, el SP se corrige respecto al SP estático (SSP), para minimizar el efecto de espesor de la capa. El SSP representa el máximo SP que una formación no afectada por el espesor de la capa puede tener. La Figura 12 es una carta que es usada para corregir el SP a SSP. Los datos necesarios para usar esta carta son: (1) el espesor de la capa, (2) el valor de resistividad obtenido de la herramienta de lectura de resistividad poco profunda (Ri), y (3) la resistividad del barro de perforación (Rm) a la temperatura de la formación. Una vez que el valor de SSP es determinado, se utiliza la carta ilustrada en la Figura 13 para obtener un valor de la proporción Rmf / Rwe. La resistividad equivalente (Rwe) es obtenida dividiendo Rmf por el valor Rmf / Rwe de la carta (Fig. 13). El valor de Rwe, se corrige entonces a Rw y usando la carta ilustrada en la Figura 14, por la desviación promedio de la solución de cloruro de sodio, y por la influencia de la temperatura de formación. Un examen cuidadoso de las Figuras 11-14 debe ayudar a comprender el procedimiento de la Rw a partir del SP. Pero, en lugar de usar las cartas en el procedimiento, se pueden usar las fórmulas matemáticas listadas en Tabla 3. Es importante recordar que normalmente la curva de SP tiene menor desviación frente a zonas productoras de hidrocarburo; esto se llama supresión por hidrocarburo, y esto trae como resultado un valor demasiado alto para la el valor de la Rw calculado a partir del SSP. Por consiguiente, para determinar la Rw del SP es mejor, siempre que sea posible, usar una curva conocida de SP agua opuesta a las zonas productivas. 25 Cálculo del Volumen de Arcillas El perfil de SP puede usarse para calcular el volumen de arcillas en una zona permeable por medio de la siguiente fórmula: Vsh (en%) = 1.0 ( PSP ) SSP Donde: Vsh = el volumen de arcillas PSP = el potencial espontáneo pseudo estático (SP de la formación arcillosa) SSP = el potencial espontáneo estático de una arena limpia o carbonato SSP = -K x log(Rmf / Rw) K = 60 + (0.133 x Tf) El volumen de arcillas en una arena puede usarse en la evaluación de depósitos de arena-lutítica y como un parámetro de mapeo para el análisis tanto de facies de arenisca como de facies de carbonato. Tabla 3. Cálculo matemático de Rw a partir del SSP (modificado de de Bateman & Konen, 1977). En lugar de utilizar cartas, a veces se puede preferir usar estas fórmulas, sobre todo si se quiere informatizar el procedimiento. 26 Rmf a 75°F = Rmf temp* x (temp + 6.77)/81.77 Corrección de Rmf, a 75°F K = 60 + (0.133 x Tf) Rmfe / Rwe = 10 -SSP/K ** Rmfe = (146 x Rmf - 5)/(337 x Rmf + 77) Fórmula de Rmfe si Rmf a 75°F < 0.1 Rmfe = 0. 85 x Rmf Fórmula de Rmfe si Rmf a 75°F > 0.1 Rwe = Rmfe/(Rmfe/Rwe) Rw a 75°F = (77 x Rwe + 5) / (146 - 377 x Rwe) Fórmula para Rw a 75°F si Rwe < 0.12 Rw a 75°F = - [0.58 - 10 (0.69 x Rwe - 0.24)] Fórmula para Rw a 75°F si Rwe > 0.12 Rw a la temperatura de la formación = Rw a 75°F x 81.77/(Tf + 6.77) *Rmf temp= Rmf a una temperatura distinta de 75°F ** El subíndice e (i.e. Rmfe) es utilizado para resistividad equivalente. 27 Repaso 1. El perfil de potencial espontáneo (SP) puede usarse para: (1) descubrir estratos permeables; (2) descubrir límites de estratos permeables; (3) determinar resistividad del agua de formación (Rw); y (4) determinar el volumen de arcillas (Vsh) en una capa permeable. 2. Las variaciones en el SP son el resultado de un potencial eléctrico que está presente entre el pozo abierto y la formación, como resultado de diferencias en la salinidad entre la Rmf y Rw. 3. La respuesta de SP en arcillas es relativamente constante y su continuidad de amplitud es llamada línea base de lutitas. En estratos permeables el SP estará relacionada a la línea base de lutitas de la siguiente forma: (1) la desviación es negativa, a la izquierda de la línea base, cuando Rmf > Rw; (2) la desviación es positiva, a la derecha de la línea base de lutitas, cuando Rmf < Rw; (3) no ocurre desviación cuando Rmf = Rw. 4. La desviación de la curva de SP puede ser disminuida ante estratos delgados, lutíticos, y por la presencia de gas. 28 PERFILES DE RESISTIVIDAD Introducción Los perfiles de Resistividad son los perfiles eléctricos utilizados para: (1) determinar las zonas productivas de hidrocarburo vs. las productoras de agua, (2) indicar las zonas permeables, y (3) determinar la porosidad a partir de la resistividad. Por mucho, el uso más importante de los perfiles de resistividad es la determinación de las zonas productivas de hidrocarburo vs. las de agua. Puesto que la matriz de las rocas, o los granos, no son conductores, la habilidad de la roca de transmitir una corriente es una función casi completamente condicionada por la presencia de agua en los poros. Los hidrocarburos, como la roca y la matriz, no son conductores; por consiguiente, cuando la saturación de hidrocarburo de los poros aumenta, la resistividad de la roca también aumenta. Si se conoce el valor de la resistividad del agua de una formación (Rw), su porosidad (φ), y un valor para el exponente de cementación (m) (Tabla 1), se puede determinar la saturación de agua (Sw) para una formación a partir de la ecuación de Archie: Sw = [(F x Rw) / Rt)]1/n Donde: Sw = saturación de agua F = factor de la formación (a / φm) a = factor de tortuosidad 29 m = exponente de la cementación Rw = resistividad del agua de la formación Rt = resistividad verdadera de la formación medida por un perfil de resistividad de lectura profunda n = exponente de saturación (normalmente 2.0) Los dos tipos básicos de perfiles actualmente en uso, para determinar la resistividad de una formación, son el perfil de inducción y el perfil de electrodo (o de conducción) (Tabla 4). El tipo de dispositivo de perfilaje más común es la herramienta de la inducción (Dresser Atlas, 1975). Una herramienta de la inducción consiste en uno o más bobinas transmisoras por las que circula una corriente alterna de intensidad constante y de frecuencia alta. El campo magnético alterno que se crea induce corrientes secundarias en la formación. Estas corrientes secundarias fluyen como corrientes perpendiculares al eje del pozo (Fig. 15), y crean campos magnéticos que inducen señales en las bobinas receptoras. Las señales del receptor son esencialmente proporcionales a la conductividad+ que es la recíproca de la resistividad (Schlumberger, 1972). Las bobinas múltiples se usan para enfocar la medición de la resistividad, y de esta forma minimizar el efecto de los materiales del pozo, la zona invadida, y otras formaciones cercanas. Los dos tipos de dispositivos de inducción son el Perfil Eléctrico de Inducción y el Perfil Inducción Dual Enfocado. + conductividad = 1000/resistividad. Conductividad en milimhos/metros. Resistividad en ohm-metros 30 Un segundo tipo dispositivo que mide resistividad es el perfil de electrodo (o perfil de conducción). Se conectan electrodos ubicados en el pozo a una fuente de poder (generador), y la corriente fluye desde los electrodos, a través del fluido del pozo y de la formación, hacia un electrodo de referencia remoto. Los ejemplos de herramientas de resistividad de electrodo incluyen: (1) normal, (2) Lateral, (3) Laterolog*, (4) Microlaterolog*, (5) Microlog*, (6) el Perfil de Proximidad*, y (7) perfil esféricamente enfocado. Los perfiles de inducción pueden ser usados en presencia de barros de perforación no salinos (i.e. Rmf > 3 Rw) para obtener un valor más preciso de la resistividad verdadera (Rt). Los pozos llenos de barro de perforación salinos (Rmf ≂ Rw) requieren perfilaje de conducción, como el Laterolog* o Laterolog Dual * con o sin un Perfil Microesfericamente enfocado*, para determinar valores precisos de Rt. La Figura 16 es un carta que ayuda en las determinaciones cuando se prefiere el uso de un perfil de la inducción en lugar de un perfil de conducción como el Laterolog*. El Perfil Eléctrico de Inducción El Perfil Eléctrico de Inducción (Fig. 17) está compuesto de tres curvas: (1) la normal corta, (2) la de inducción, y (3) el potencial espontáneo o SP. Estas curvas se obtienen simultáneamente durante el perfilaje del pozo. Normal corta.- La herramienta normal corta mide la resistividad a una 31 profundidad de investigación poco profunda, es decir la resistividad de la zona invadida (Ri). Cuando la resistividad de la curva normal corta se compara con la resistividad de la herramienta de la inducción de medición más profunda (Rt), se descubre la presencia de invasión por la separación entre la normal corta y la curva de inducción (Fig. 17). La presencia de invasión es importante que porque indica que una formación puede ser permeable. La herramienta normal corta tiene un espaciamiento de electrodos de 16 pulgadas y puede registrar un valor confiable para la resistividad de una capa de cuatro pies de espesor. La curva normal corta normalmente se graba en pista #2 (Fig. 17). Como la herramienta normal corta trabaja mejor en barros conductivos de resistividad alta (donde Rmf > 3 Rw), los barros salinos (con Rmf ≂ Rw) no son un buen ambiente para su uso. Además de proveer un valor de Ri, la curva normal corta puede usarse para calcular un valor de la porosidad a partir de la resistividad si se realiza una corrección por el hidrocarburo desplazado en la zona invadida. Para obtener un valor más exacto de Ri de la curva normal corta, a veces se despliega en la pista #2 una curva normal corta amplificada junto con la curva normal corta. 32 Tabla 4. Clasificación de Perfiles de Resistividad. PERFILAJE DE INDUCCIÓN (medición de la conductibilidad) PERFILAJE DE CONDUCCIÓN (medición de la resistividad) A. Perfiles normales E. Microlaterolog (MLL) * B. Perfil lateral + F. Microlog (ML) * C. Laterologs * G. Perfil de proximidad (PL) * D. Perfil esféricamente Enfocado (SFL) * H. Perfil Microesféricamente enfocado (MSFL) * PROFUNDIDAD DE RESISTIVIDAD PERFIL INVESTIGACIÓN Zona lavada (Rxo) Zona invadida (Ri) No invadida Zona (Rt) Microlog * Normal corto ++ Normal largo Microlaterolog * Laterolog 8 * ++ Perfil lateral Perfil de Proximidad * Perfil esféricamente Perfil de Inducción Perfil Microesféricamente Enfocado * ++ profunda enfocado * Perfil de Inducción medio Laterolog profundo * Laterolog poco profundo * Laterolog 3 * Laterolog 7 * Perfil de inducción 6FF40 Referencia: + Para una revisión de cómo usar perfiles laterales ver Hilchie (1979). ++ Cuando Rmf es muy superior a Rw, el Laterolog 8* y Perfil Esféricamente Enfocado* tendrán una profundidad de investigación más somera (más cerca a Rxo) que la herramienta de inducción media, el Laterolog poco profundo *, y el normal corto. Inducción- El dispositivo de inducción (Fig. 17) mide la conductividad usando corriente eléctrica generada por bobinas. Las bobinas transmisoras producen un campo electromagnético que induce corrientes en la formación. Estas corrientes inducidas se registran como conductividad en bobinas receptoras. Los dispositivos de la inducción 33 modernos tienen bobinas adicionales que enfocan la corriente para que se minimicen los efectos de las formaciones adyacentes, el pozo, y la zona invadida. Al enfocar la corriente y eliminando las señales no deseadas, es tomada una lectura más profunda de la conductibilidad, y son determinados valores más exactos de la verdadera resistividad de la formación (Rt) a partir del perfil de inducción. El perfil de inducción tiene un transmisor/receptor con espaciamiento de 40 pulgadas que puede medir un valor confiable para la resistividad de una capa de cinco pies de espesor. La curva de inducción en el Perfil Eléctrico de Inducción aparece en pista #2 (Fig. 17). Como el dispositivo de inducción es una herramienta que mide la conductibilidad, se presenta en la pista #3 una curva de conductibilidad derivada de la de inducción (Fig. 17). La curva de conductibilidad de la pista #3 es necesaria para determinar con más precisión valores de Rt de las formaciones de baja resistividad, y para eliminar posibles errores al calcular la resistividad verdadera a partir de la conductividad. Dado que el perfil de inducción no requiere la transmisión de electricidad a través del fluido de perforación, puede registrase en aire, petróleo, o pozos llenos de espuma. Perfil de Inducción Dual Enfocado El moderno perfil de inducción se llama Perfil de Inducción Dual Enfocado (Tixier et al, 1963). Este perfil (Fig. 18) consiste en un dispositivo de inducción de lectura profunda (RILd que mide Rt), y es similar al Perfil Eléctrico de Inducción. El Perfil de Inducción Dual Enfocado (Fig. 18) también tiene un dispositivo de lectura de inducción media (RILd que mide Ri) y uno de lectura poco profunda enfocada (Rxo) Laterolog * que 34 es similar al normal corto. La lectura poco profunda puede obtenerse por un perfil Laterolog* o puede ser un Laterolog 8 (LL8)* o un Perfil Esféricamente Enfocado (SFL)*. El Perfil de Inducción Dual Enfocado se usa en formaciones que son invadidas profundamente por el filtrado de barro. Debido a la invasión profunda, un perfil de inducción de lectura profundo (RILd) no puede medir con precisión la verdadera resistividad de la formación (Rt). Se usan valores de resistividad obtenidos de las tres curvas de un Perfil de Inducción Dual Enfocada para corregir la resistividad profunda (RILd) para obtener la verdadera resistividad (Rt) a partir de una carta tornado (Fig. 19). Esta carta tornado (Fig. 19) también puede ayudar para determinar el diámetro de la invasión (di) y la proporción de Rxo / Rt. Un ejemplo del procedimiento se presenta en la Figura 19. Las tres curvas de resistividad en el Perfil de Inducción Dual Enfocada se graban en una escala logarítmica de cuatro ciclos que va de 0.2 a 2000 ohm/metros (Fig. 18) y corresponde a las pistas #2 y #3 en el Perfil Eléctrico de Inducción. Normalmente, se pone en la pista #1 una curva de potencial espontáneo (SP) (Fig. 18). El perfil de inducción profunda (RILd) no siempre registra un valor exacto por la resistividad profundo en las zonas delgadas, y resistivas (donde Rt > 100 ohm/metros). Por consiguiente, debe usarse un método alternativo para determinar la resistividad verdadera (Rt). La técnica se llama Rt mínimo (Rt min) y es calculado por la siguiente fórmula: Rt mín = (LL-8* o SFL*) x Rw / Rmf 35 Donde: Rtmín = la resistividad verdadera (también llamada Rt mínimo) Rmt = la resistividad del filtrado de barro a temperatura de la formación Rw = la resistividad del agua de formación a temperatura de la formación LL-8* = la resistividad poco profunda del perfil Laterolog-8* SFL* = la resistividad poco profunda del Perfil Enfocado Esféricamente* La función de aplicar Rtmín es determinar Rt, a partir de la carta tornado del Perfil de Inducción Dual Enfocado (Fig. 19) y de la fórmula de Rtmín, y uso el mayor valor de Rt. Además del método de Rtmín por determinar Rt en capas delgadas resistivas están disponibles curvas de corrección (Schlumberger, 1979, pág., 54-55) para corregir el perfil de resistividad de inducción profunda (RILd) a Rt. Laterolog* El Laterolog * se diseña para medir la resistividad verdadera de la formación (Rt) en pozos llenos de barros salados (donde Rmf ≂ Rw). Una corriente es enviada a la formación a través de electrodos de enfoque. Los electrodos de enfoque emiten una corriente de la misma polaridad que la del electrodo de inspección, y están ubicados por encima y por debajo de él. Los electrodos de enfoque, o electrodos de guarda, impiden que la corriente del electrodo de inspección fluya por el pozo llenó de barro de agua salada (Fig. 20). La profundidad de investigación efectiva del Laterolog* es controlada en la medida que la corriente de inspección es enfocada. Las lecturas más 36 profundas de Laterolog* están más fuertemente enfocadas, que las lecturas menos profundas. La invasión puede influir en el Laterolog*. Sin embargo, cuando la resistividad del filtrado de barro es aproximadamente igual a la resistividad del agua de formación (Rmf ≂ Rw), como en el caso de un pozo que se perfora con barros basados en agua salada, la invasión no afecta fuertemente valores de Rt derivados de un Laterolog*. Pero, cuando un pozo se perfora con barros basados en agua dulce (donde Rmf > 3 Rw), el Laterolog* puede ser afectado fuertemente por la invasión. En estas condiciones, no debe usarse un Laterolog* (vea Fig. 16). El tamaño del pozo y espesor de la formación afectan el Laterolog*, pero normalmente el efecto es bastante pequeño tal que puede tomarse la resistividad del Laterolog* como Rt. La curva de Laterolog * (Fig. 21) aparece en pista #2 del perfil y tiene una escala lineal. Como el barro basado en agua salada, donde Rmf ≂ Rw, da una respuesta muy pobre de SP, se corre en la pista #1 un perfil de rayo de gamma natural como perfil litológico y curva de correlación (Fig. 21). A veces se graba en la pista #3 un Microlaterolog * (Fig. 21). Perfil Laterolog Dual -Microesféricamente Enfocado* El Laterolog Dual * (Fig. 22) consiste en un dispositivo de lectura profunda (RLLd) de la resistividad (Rt) y un dispositivo de lectura poco profunda (RLLS) de la resistividad (Ri). Los dos perfiles se despliegan en las pistas #2 y #3 en una escala logarítmica de cuatro ciclos. A menudo se despliega en la pista #1un perfil de rayos gamma naturales 37 (Fig. 22). El Perfil Microesféricamente enfocado* es un tipo perfil con electrodos de enfoque colocados en una almohadilla (tiene los electrodos montados en una almohadilla que se fuerza contra la pared del pozo) por eso este tipo de perfil tiene muy poca profundidad de investigación, y sólo mide la resistividad de la zona lavada (Rxo). Cuando el Perfil Microesféricamente enfocado (MSFL *) se corre con el Laterolog Dual* (Fig. 22), el resultado son tres curvas (i.e. de investigación profunda, poco profundo, y MSFL*) que se usan para corregir (por efecto de la invasión) la resistividad profundo (RLLd) para obtener la resistividad verdadera de la formación (Suau et al, 1972). Para corregir la RLLd a Rt es necesario utilizar una carta tipo tornado (Fig. 23), determinar el diámetro de invasión (di) y la proporción de Rt/Rxo. El procedimiento se ilustra en la Figura 23. Microlog (ML*) El Microlog* (Fig. 24) es un dispositivo de resistividad tipo almohadilla que registra principalmente el revoque (Hilchie, 1978). La almohadilla está en contacto con el pozo y consiste en tres electrodos con una pulgada de espaciamiento. De este dispositivo se obtienen dos medidas de resistividad; uno se llama el micro-normal y el otro es el micro-inverso (Fig. 24). El dispositivo micro-normal investiga tres o cuatro pulgadas dentro de la formación (mide Rxo) y el micro-inverso investiga a una o dos pulgadas y mide aproximadamente la resistividad del revoque (Rmc). La determinación 38 de revoque, por el Microlog*, indica que ha ocurrido invasión y que la formación es permeable. Las zonas permeables se presentan en el Microlog* como una separación positiva cuando las curvas micro-normales leen valores de resistividad más alta que las curvas micro-inversas (Fig. 24). + Las zonas de arcillas están indicadas por la falta de separación o "separación negativa" (i.e. Micro-normal < micro-inverso). Sin embargo, en pozos agrandados, una zona de arcillas puede exhibir separación menor, positiva. Para descubrir zonas de separación positiva errónea, se corre un perfil de micro-calibre en la pista # 1 (Fig. 24), para que se descubran irregularidades en la geometría del pozo. Las zonas no porosas y he impermeables tienen valores altos de resistividad tanto en las curvas micro-normal como micro-inversa (Fig. 24). Hilchie (1978) determinó que valores de resistividad de aproximadamente diez veces la resistividad del barro de perforación (Rm), a temperatura de la formación, indican una zona impermeable. El Microlog * no trabaja bien en barros de perforación basados en agua salada (donde Rmf ≂ Rw) o barros basados en yeso, porque los revoque pueden mantener la almohadilla lejos de la formación. No puede ocurrir la separación positiva cuando la almohadilla está en contacto con la formación. Microlaterolog * y Perfil de Proximidad * El Microlaterolog (MLL)* (Fig. 21) y el Perfil de Proximidad (PL)* (Fig. 25), como el Perfil Microesféricamente enfocado (MSFL)*, son perfiles de conducción con electrodos enfocadores, montados en una almohadilla, diseñados para medir la 39 resistividad en la zona lavada (Rxo). El Microlaterolog* está fuertemente influenciado por espesores de revoque mayor que 1/4 pulgada (Hilchie, l978), y sólo puede correrse con barros de perforación basados en agua salada. El Perfil de Proximidad* que se enfoca más fuertemente que el Microlaterolog *, esta diseñado para investigar más profundamente, donde el revoque es más espeso, y puede usarse con barros de perforación basados en agua dulce. La porosidad derivada del perfil de resistividad Los granos minerales que constituyen la matriz de la roca y los hidrocarburos presentes en los poros no son conductivos. Por consiguiente, la capacidad de la roca de transmitir una corriente eléctrica es casi completamente el resultado de la presencia de agua en el espacio poral. Así que pueden usarse medidas de resistividad para determinar porosidad. Normalmente, las medidas de la resistividad de una formación cerca del pozo (zona lavada, Rxo o zona invadida, Ri) se usan para determinar la porosidad. Los dispositivos de resistividad poco profunda, miden Rxo y Ri, incluyen los siguientes: (1) Microlaterolog*; (2) el Perfil de Proximidad*; (3) Laterolog-8*, (4) el Perfil Microesféricamente focalizado*; (5) el perfil normal corto; y (6) el Perfil Esféricamente Enfocado* Cuando una formación porosa y permeable que contiene agua es invadida por el filtrado de lodo de perforación, el agua de la formación es desplazada por filtrado de barro. La porosidad de la formación productiva puede relacionarse a la resistividad de la 40 zona lavada (Rxo) por las ecuaciones siguientes: Sxo = [F x (Rmf / Rxo)] Donde Sxo = 1.0 (100%) en las zonas productivas de agua. 1.0 = [F x (Rmf / Rxo)] al elevar al cuadrado ambos lados de la igualdad tenemos: 1.0 = F x (Rmf / Rxo) si resolvemos para F: F = (Rxo / Rmf) Recordando que: F = a / φm por consiguiente: (a / φm) = (Rxo / Rmf) al despejar la porosidad (φ) tenemos que: φ= [(a x Rmf)/Rxo]1/m Donde: φ = porosidad de la formación Rmf = resistividad del filtrado de barro a temperatura de la formación Sxo = saturación de agua de la zona lavada Rxo = resistividad de zona lavada (a partir de los valores de los perfiles Microlaterolog *, de Proximidad *, Laterolog 8 *, o Perfil Microesféricamente Enfocado * a = constante a = 1.0 para los carbonatos a = 0.62 para arenas sin consolidar a = 0.8l para arenas consolidadas m = constante 41 m = 2.0 para las arenas consolidadas y carbonatos m = 2.15 para arenas sin consolidar F = el factor de la formación En la zona productiva en hidrocarburo, la resistividad poco profunda (Rxo) es afectada por los hidrocarburos residuales no movilizados por el filtrado de barro invasor. Estos hidrocarburos residuales producirán un valor de resistividad poco profunda (Rxo) es demasiado alto, pues los hidrocarburos tienen una resistividad mayor que el agua de la formación. Por consiguiente, la porosidad calculada de la resistividad en las zonas productivas en hidrocarburo será demasiado baja. Para realizar las correcciones por la presencia de hidrocarburos residuales en la zona lavada, debe conocerse o debe estimarse la saturación de agua de la zona lavada (Sxo). Entonces, la resistividad poco profunda de una formación (Rxo) puede relacionarse a la porosidad por lo siguiente: Sxo = [F x (Rmf / Rxo)] ahora si elevamos al cuadrado ambos lados de la ecuación: y recordamos que: F = a / φm Sxo2 = F x (Rmf / Rxo) resolviendo para F: F = (Sxo 2 x Rxo) / Rmf Por consiguiente: (a / φm) = [(Sxo 2 x Rxo) / Rmf] 42 resolviendo para la porosidad (φ): φ = [a(Rmf / Rxo) / (Sxo2)] 1/m Donde: φ = porosidad Rmf = resistividad del filtrado de barro a la temperatura de la formación Tabla 5. Los porcentajes de Saturación del Hidrocarburo Residual como una función de densidad del hidrocarburo y porosidad (modificó después de Hilchie, 1978). API° RHS% Gas Sxo% 40 a 5 60 a 95 Aceite pesado 40 a 50 10 a 5 90 a 95 Aceite mediano 20 a 40 20 a 10 80 a 90 Aceite liviano 10 a 20 30 a 20 70 a 80 Porosidad % RHS% Sxo % 25 a 35 30 70 15 a 20 15 85 Rxo = resistividad de la zona lavada a = constante a = 1.0 para los carbonatos a = 0.62 para arenas sin consolidar a = 0.81 para arenas consolidadas m = constante m = 2.0 para los carbonatos y arenas consolidadas m = 2.15 para arenas sin consolidar Sxo = la saturación de agua de la zona lavada Sxo = 1.0 menos la saturación del hidrocarburo residual (RHS). Ver la Tabla 5 para los ejemplos. F = factor de formación 43 Repaso 1. Los perfiles de Resistividad se usan para: (1) determinar las zonas productivas de hidrocarburo vs. las de agua; (2) indicar zonas permeables; y (3) determinar porosidad a partir de la resistividad. 2. La resistividad de una formación puede ser medida por los perfiles de inducción o de electrodo (Laterolog*, los perfiles normales, Laterales, esféricamente enfocados, Microlog*, Microlaterolog", y Proximidad *). 3. El perfil de inducción (perfil eléctrico de inducción o Perfil de Inducción Dual Enfocado) debe correrse en barros de perforación no saturados de sal (donde Rmf > 3 Rw). 4. Laterolog * o Laterolog Dual * con Rxo debe correrse en barros de perforación saturados en sal (donde Rmf ≅ R). 5. Con el uso de las cartas, los perfiles de resistividad profunda tanto como el perfil de Inducción Dual Enfocado o del perfil Laterolog Dual* con Rxo debe corregirse por los efectos de la invasión para determinar un valor más exacto de la verdadera resistividad de la formación (Rt). 6. La mayoría de los minerales que constituyen la matriz de la roca, y los hidrocarburos en los poros, no son conductivos. Por consiguiente, la capacidad de una roca de transmitir una corriente eléctrica es casi completamente una función del agua presente en los poros de la roca. 44 Los Perfiles de Rayos Gamma El perfil de rayos gamma registra la radioactividad natural de las formaciones y debido a esto, pueden usarse para identificar litologías y para correlacionar entre distintas zonas. Las areniscas libres de lutitas y los carbonatos tienen concentraciones bajas de material radiactivo, y dan bajas lecturas de rayo de gamma. Cuando el contenido de lutita aumenta, la respuesta del perfil de rayos gamma aumenta debido a la concentración de material radiactivo en la lutita. Sin embargo, las areniscas limpias (es decir con un volumen de lutitas bajo), y con contenido alto de feldespatos de potasio, micas, glauconita, o aguas ricas en uranio, también pueden producir una respuesta alta del perfil de rayos gamma. En zonas donde el geólogo es consciente de la presencia de feldespatos de potasio, micas, o glauconita, puede correrse un Spectralog ** además del perfil de rayo gamma. El Spectralog ** discrimina, de la radioactividad natural de una formación, los diferentes tipos de material radiactivo presentes: (1) el torio, (2) el potasio, y (3) uranio. Si una zona tiene un volumen de potasio alto asociado con una respuesta alta del perfil de rayos gamma, la zona podría no tener arcillas, pero podría tener una arenisca feldespática, glauconítica, o micácea. Además de su uso para identificar litologías y correlacionar zonas, los perfiles de rayos gamma permiten calcular el volumen de lutitas en una arenisca o carbonato. El perfil de rayo de gamma se graba en pista #1 (ejemplo, Fig. 37), normalmente con un calibrador. Las pistas #2 y #3 contienen a menudo un perfil de porosidad o un perfil de resistividad. 45 Cálculo del Volumen de Lutitas Como las lutitas son más radiactivas que las areniscas o carbonatos, pueden usarse los perfiles de rayos gamma para calcular volumen de lutitas en depósitos porosos. El volumen de lutitas puede aplicarse entonces para el análisis de arenaslutíticas. El primer paso necesario para determinar el volumen es calcular el índice de rayos gamma de las lutitas a partir de un perfil de rayos gamma (según la siguiente fórmula de Schlumberger, 1974). IGR = GRLOG − GRMÍN GRMAX − GRMÍN Donde: IGR = índice de rayo de gamma GRlog = lectura de rayos gamma de la formación GRmin = valor mínimo de rayos gamma (arena limpia o carbonato) GRmax= valor máximo de rayos gamma (lutitas) Como ejemplo de este cálculo, se escogieron estos valores del perfil de rayo de gamma de la Figura 37 (también se usarán en la Figura 38): GRlog = 28 a 13,570 ft (lectura de la formación) GRmin = 15 a 13,590 ft 46 GRmax = 128 a 13,720 ft Entonces, IGR = 0.115 Finalmente, el valor calculado del índice de rayo de gamma (IGR ) se localiza en la carta de la Figura 38, y entonces se determina el correspondiente valor para el volumen lutitas (VSH) en arenas consolidadas o sin consolidar. De la Figura 38, y usando un valor de IGR de 0.115, se determinó: VSH = 0.057 rocas más viejas (consolidadas) VSH = 0.028 rocas Terciarias (sin consolidar) El volumen de lutitas también se calcula matemáticamente a partir del índice de rayo de gamma (IGR) por la siguiente fórmula de Dresser Atlas (1979): En rocas más viejas, consolidadas: VSH = 0.33[2( 2 xIGR ) − 1.0] En rocas Terciarias, o sin consolidar: VSH = 0.083[2( 3.7 xIGR ) − 1.0] Donde: VSH = volumen de lutitas IGR = índice de rayos gamma Repaso 47 1. los perfiles de rayo de gamma son perfiles de litología que miden la radioactividad natural de una formación. 2. como el material radiactivo se concentra en las lutitas, estas tienen altas lecturas de rayo de gamma. Las areniscas libres de lutitas y carbonatos, por consiguiente, tienen lecturas de rayo de gamma bajas. 3. los perfiles de rayo de gamma se usan para: (1) identificar litologías; (2) correlacionar formaciones; y (3) calcular el volumen de lutitas presentes. 48 PERFILES DE POROSIDAD Perfil sónico El perfil sónico es un perfil de porosidad que mide tiempo de tránsito de intervalo (Δ ) de una onda de sonido de compresional que viaja a través de un pie de formación. El dispositivo del perfil sónico consiste en uno o más transmisores sónicos, y dos o más receptores. Los perfiles sónicos modernos son los dispositivos compensados de pozo (BHC*). Estos dispositivos reducen grandemente los efectos espurios de variaciones en el diámetro del pozo (Kobesh y Blizard, 1959), así como los errores debido a la inclinación de la herramienta sónica (Schlumberger, 1972). El tiempo de tránsito del intervalo (Δ ), medido en microsegundos por pie, es el recíproco de la velocidad (medida en pies por segundo) de una onda compresional de sonido. El tiempo de tránsito del intervalo (Δ t) se graba en las pistas #2 y #3 (ejemplo Figura 26). Una curva de porosidad derivada del sónico a veces se graba en pistas #2 y #3, junto con la curva de Δ t (Figura 26). La pista #1 normalmente contiene un perfil calibrador y un perfil de rayo de gamma, o un perfil de SP (Figura 26). El tiempo de tránsito del intervalo (Δ t) es dependiente de la litología y la porosidad. Por consiguiente, debe conocerse la velocidad de tránsito en la matriz de una formación (tabla 6) para derivar la porosidad del sónico, ya sea a partir de una carta (Figura 27) o por aplicación de la siguiente fórmula (Wyllie et al, 1958): φsonic = Δt log − Δtma Δtf − Δtma 49 Donde: φsonic = porosidad derivada del sónico Δ tma= tiempo de tránsito de intervalo de la matriz (Tabla 6) Δ tlog = tiempo de tránsito de intervalo de formación Δ tf = tiempo de tránsito de intervalo del fluido en el pozo (barro dulce = 189; barro salino = 185) Vma Δ tma Δ tma (ft/sec) (μ sec/ft) (μ sec/ft) Usadas comunmente Areniscas 18.000 a 19.500 55.5 a 51.0 55.5 a 51.0 Calizas 21.000 a 23.000 47.6 a 43.5 47.6 Dolomitas 23.000 a 26.000 43.5 a 38.5 43.5 Anhidrita 20.000 50.0 50.0 Sal 15.000 66.7 67.0 Tuberías (acero) 17.500 57.0 57.0 Tabla 6. Velocidades Sónicas y Tiempo de Tránsito del Intervalo para Matrices Diferente. Estas constantes se usan en la Fórmula de Porosidad Sónica (según de Schlumberger, 1972). La fórmula de Wyllie et al. (l958) para calcular la porosidad sónica también puede usarse para determinar porosidad en areniscas consolidadas y carbonatos con porosidad intergranular (grainstones), o porosidad intercristalina (dolomitas). Sin embargo, cuando son calculadas las porosidades sónicas de carbonatos con vuggy, o porosidad por fractura, por la fórmula de Wyllie, los valores de porosidad resultantes son demasiado bajos. Esto ocurre porque el perfil sónico sólo registra la porosidad de la matriz en lugar de la porosidad secundaria por vuggy o fractura. El porcentaje de 50 porosidad secundaria, por vuggy o fractura, puede ser calculado substrayendo la porosidad sónica de la porosidad total. Se obtienen los valores de porosidad total de alguno de los perfiles nucleares (es decir densidad o neutrón). El porcentaje de porosidad secundaria, llamado SPI, o índice de porosidad secundaria, puede ser un parámetro de mapeo útil en la exploración de carbonatos. Cuando se usa un perfil sónico para determinar la porosidad en arenas sin consolidar, debe agregarse un factor empírico de compactación, Cp, a la ecuación de Wyllie et al (1958): ⎛ Δt log − Δtma ⎞ ⎟ ×1 / Cp Δ − Δ t t f ma ⎝ ⎠ φsonic = ⎜ Donde: φsonic = porosidad derivada del sónico Δ tma= tiempo de tránsito de intervalo de la matriz (Tabla 6) Δ tlog = tiempo de tránsito de intervalo de formación Δ tf = tiempo de tránsito de intervalo del fluido en el pozo (barro dulce = 189; barro salino = 185) Cp = factor de consolidación El factor de compactación se obtiene de la siguiente fórmula: Cp = Δtsh × C 100 Donde: Cp = factor de consolidación Δ t = tiempo de tránsito de intervalo para el esquisto adyacente C = una constante que normalmente es 1.0 (Hilchie, 1978). El tiempo de tránsito de intervalo (Δ t) de una formación aumenta debido a la 51 presencia de hidrocarburos (es decir el efecto del hidrocarburo). Si el efecto de hidrocarburo no se corrige, la porosidad derivada del sónico será demasiado alta. Hilchie (1978) sugiere las siguientes correcciones empíricas para efecto del hidrocarburo: Φ = Φ sonic x 0.7 (gas) Φ = Φ sonic x 0.9 (petróleo) 52 Perfil de densidad El perfil de densidad de formación es un perfil de porosidad que mide densidad en electrones de una formación. Puede ayudar al geólogo a: (1) para identificar minerales evaporíticos, (2) para descubrir zonas productivas de gas, (3) para determinar densidad del hidrocarburo, y (4) para evaluar los reservorios arenososlutíticos y los de litologías complejas (Schlumberger, 1972). El dispositivo, que registra la densidad, es una herramienta de contacto que consiste en una fuente de rayos gamma de energía media, que emite rayos gamma a la formación. La fuente de rayos de gamma es Cobalto-60 o Cesio-137. Los rayos de gamma chocan con los electrones en la formación; las colisiones causan una pérdida de energía de la partícula de rayos gamma. Tittman y Wahl (1965) llamaron a la interacción entre las partículas de rayos de gamma entrantes y los electrones en la formación, Efecto Compton. Los rayos de gamma esparcidos que alcanzan el detector se localizan a una distancia fija de la fuente de rayo de gamma, se cuentan como un indicador de densidad de la formación. El número de colisiones por Efecto Compton son una función directa del número de electrones en una formación (densidad de electrones). Por consiguiente, como este efecto está relacionado con la densidad de electrones se puede calcular la densidad (ρ d) de una formación en gm/cc. La curva de densidad de volumen se graba en las pistas #2 y #3 (Fig. 28), junto con una curva de corrección (Δ ρ ). Como el perfil de densidad moderno es un perfil compensado (detectores duales), la curva de la corrección (Δ ρ ; Figura 28) registra cuánta corrección se ha aplicado a la curva de 53 densidad en volumen (ρ d), debido a las irregularidades del pozo. Siempre que la curva de la corrección (Δ ρ ) excede 0.20 gm/cc, el valor de la densidad en volumen que se obtuvo de la curva de densidad de volumen (ρ d) debe ser considerado inválido. Una curva de porosidad derivada de la curva densidad a veces se presenta en pistas #2 y #3 junto con las curvas de densidad de volumen (ρ d) y corrección (Δ ρ ). La pista #1 contiene un perfil de rayos de gamma y un calibrador (ejemplo, Fig. 28). La densidad de una formación (ρ d) es una función de la densidad de la matriz, de la porosidad, y de la densidad del fluido en los poros (barro salino, barro dulce, o en base a hidrocarburos). Para determinar la porosidad a partir del perfil de densidad, debe conocerse la densidad de la matriz (Tabla 7) a partir de cartas (Fig. 29) o por cálculo, y el tipo de fluido presente en el pozo. La fórmula para calcular la porosidad a partir del perfil de densidad es: φden = ρma − ρb ρma − ρf Donde: φden = porosidad derivada del perfil de densidad ρma = densidad de la matriz ρb = densidad de la formación como un todo ρf = densidad del fluido (1,1 lodos salados, 1,0 lodos dulces, y 0,7 gas) ρm (gm/cc) 54 Arenisca 2,648 Caliza 2,710 Dolomita 2,876 Anhidrita 2,977 Sal 2,032 Tabla 7. Densidades de la Matriz de las Litologías más comunes. Las constantes presentadas aquí son las de uso más común en la Fórmula de Porosidad Densidad (según Schlumberger, 1972). Donde la invasión de una formación es poco profunda, la baja densidad de la formación portadora de hidrocarburos de aumentará la porosidad obtenida del perfil de densidad. El hidrocarburo no afecta significativamente la porosidad obtenida a partir del perfil de densidad, pero el gas si lo hace (efecto de gas). Si la densidad del gas es desconocida Hilchie (1978) sugiere usar una densidad de gas de 0.7 gm/cc para la densidad del fluido ( ρf ), en la fórmula de porosidad a partir del perfil de densidad. 55 Perfil neutrónico Los perfiles neutrónicos son perfiles de porosidad que miden la concentración de iones de hidrógeno en una formación. En formaciones limpias (es decir libres de lutitas) donde la porosidad está llena con agua o hidrocarburo, el neutrón registra medidas de la porosidad llena de fluidos. En una herramienta de registro neutrónico se crean neutrones a partir de una fuente química. La fuente química puede ser una mezcla de americio y berilio que emitirán neutrones continuamente. Estos neutrones chocan con los núcleos del material de la formación, y produce un neutrón que pierde algo de su energía. Como el átomo de hidrógeno es casi de igual en masa que el neutrón, la pérdida de energía es máxima cuando ocurre un choque entre el neutrón y un átomo de hidrógeno. Por consiguiente, la cantidad máxima de pérdida de energía es una función de la concentración de hidrógeno en una formación. Dado que el hidrógeno se concentra en una formación porosa en los fluidos que llenan el espacio poral, la pérdida de energía puede relacionarse a la porosidad de la formación. Cuando los poros estén llenos con gas en lugar de aceite o agua, la porosidad del neutrón será menor que la real. Esto ocurre que porque hay menos concentración de hidrógeno en el gas comparado con el hidrocarburo o el agua. Se llama efecto de gas a la disminución de la porosidad del neutrónico al atravesar una capa con gas. Las respuestas del perfil de neutrónico varían y dependen de: (l) los diferentes tipos de detector, (2) el espaciando entre la fuente y detector, y (3) la litología - es decir arenisca, caliza, o dolomita. Estas variaciones en la respuesta pueden compensarse usando las cartas apropiadas 56 (Figuras 30 y 31). Un geólogo debe recordar que el registro neutrónico (al contrario de todos los otros perfiles) debe interpretarse con la carta específica diseñada para un perfil específico (es decir las cartas de Schlumberger para los perfiles de Schlumberger y las cartas de Dresser Atlas para los registros de Dresser Atlas). La razón para esto es que mientras se calibran otros perfiles en unidades físicas básicas, los perfiles del neutrón no (Dresser Atlas, 1975). El primer perfil neutrónico moderno fue el Perfil Neutrónico Sidewall. El Perfil Neutrónico Sidewall tiene la fuente y el detector en una almohadilla que se empuja contra la pared del pozo. El más moderno de los perfiles neutrónicos es el Perfil Neutrónico Compensado que tiene una fuente de neutrones y dos detectores. La ventaja de Perfil Neutrónico Compensado respecto al Sidewall es que son menos afectado por las irregularidades del pozo. El Sidewall y el Compensado pueden registrar perfiles Neutrónicos en unidades de porosidad aparente de caliza, arenisca, o de dolomita. Si una formación es caliza, y el perfil del neutrónico se registra en unidades de porosidad de caliza, la porosidad aparente es igual a la porosidad real. Sin embargo, cuando la litología de una formación es arenisca o dolomita, la porosidad aparente de caliza debe corregirse usando una carta apropiada para obtener la porosidad real (Figura 30 para el Perfil Neutrónico Sidewall; o Figura 31 para el Perfil Neutrónico Compensado). El procedimiento es idéntico para cada una de las cartas y se muestran en las Figuras 30 y 31. Perfil de Neutrón-densidad de combinación 57 El Perfil Neutrón-Densidad Combinado es un perfil de porosidad combinada. Además de su uso como un dispositivo de porosidad, también se usa para determinar litología y para descubrir zonas potencialmente productivas de gas. El Perfil de Neutrón-Densidad consiste de una curva del neutrónico y una curva de densidad grabadas en las pistas #2 y #3 (ejemplo, Figura 32), junto con un calibrador y perfil de rayos gamma en pista #1. Ambos perfiles, neutrónico y densidad, normalmente se registran en unidades de porosidad de caliza, donde cada división es igual a o dos o tres por ciento de la porosidad; sin embargo, también pueden grabarse en unidades de porosidad de arenisca o de dolomita. La porosidad verdadera puede obtenerse, primero, leyendo las porosidades aparentes de la caliza del neutrónico y de la curva de densidad (ejemplo: Figura 32 a 9,324 ft, Φ N = 8% y Φ D = 3.5%). Entonces, para encontrar verdadera porosidad, estos valores son representados en una carta de porosidad del neutrón-densidad (Figuras 33 o 34). En el ejemplo de las Figuras 32 y 34, la posición de las porosidades de neutrón-densidad de crossplotted a 9,324 ft (Fig. 34) indica que la litología es una dolomita marina y la porosidad es del 6%. El examen de la carta de porosidad del neutrón-densidad (Fig. 34) revela que los valores de porosidad sólo son afectados ligeramente por cambios en la litología. Por consiguiente, la porosidad de un Perfil de Neutrón-densidad puede calcularse matemáticamente. El método alternativo para determinar la porosidad a partir del neutrón-densidad es usar la raíz cuadrada de media de la siguiente fórmula: φ N − D = φN2 + φ 2 2 D (*) 58 Donde: Φ N-D = porosidad del neutrón-densidad Φ N = porosidad del neutrónico (unidades de caliza) Φ D = porosidad del perfil de densidad (unidades de caliza) (*) En algunas áreas pueden usarse ligeras variaciones de esta la fórmula. También algunos analistas restringen el uso de esta fórmula a formaciones portadoras de gas, y usan φ (N _ D) ≅ φ +φ N D 2 en formaciones portadoras de petróleo o agua. Si se entran en el neutrón y porosidades de densidad de Figura 32 a una profundidad de 9,324 ft en la raíz la fórmula cuadrada mala, nosotros calculamos una porosidad de 6.2%. Esto calculó el valor de porosidad compara favorablemente con el valor obtenido del método del crossplot. Siempre que un archivo de Perfil de Neutrón-densidad una porosidad de densidad de menos de 0.0 - un valor común en depósitos de dolomita de anhydritic (Fig. 32; profundidad 9,328 ft) - la fórmula siguiente debe usarse para determinar porosidad de neutrón-densidad: φ ( N _ D) ≅ φ +φ N D 2 Donde: φ ( N − D) = porosidad del neutrón-densidad φ = porosidad del neutrónico (en unidades de caliza) φ = porosidad del perfil de densidad (en unidades de caliza) N D 59 La Figura 35 es una ilustración esquemática de cómo la litología afecta la combinación de perfiles de rayos Gamma y Neutrón-Densidad. La relación entre las respuestas del perfil de rayos gamma y del Neutrón-densidad, y el tipo de rocas, provee al geólogo de subsuelo de una herramienta poderosa. Al identificando los tipos litológicos en los perfiles, un geólogo puede construir mapas de facies. La figura 35 también ilustra el cambio en respuesta del perfil neutrón-densidad entre arenas productoras de hidrocarburo o de agua y una arena productora de gas. Las arenas productoras de hidrocarburo o agua tienen un perfil de densidad que lee cuatro unidades de porosidad más que el perfil neutrónico. En contraste, las arenas productoras de gas tienen una densidad que lee 10 unidades de porosidad más que el perfil neutrónico. En una zona productora de gas ocurre un aumento en la porosidad del perfil de densidad con una disminución en la porosidad del perfil neutrónico, este efecto se llama efecto de gas. El efecto de gas es creado por la presencia de gas en los poros. El gas en los poros causa que el perfil de densidad registre un valor demasiado alto de porosidad (es decir el gas es más ligero que el petróleo o el agua), y causa que el perfil neutrónico registre un valor demasiado bajo de porosidad (es decir el gas tiene una concentración más baja de átomos de hidrógeno que petróleo o el agua). El efecto de gas en el Perfil Neutrón-densidad es una respuesta muy importante porque ayuda a un geólogo a descubrir zonas portadoras de gas. La Figure 36 es una ilustración esquemática de una perfil de rayos gamma, Neutrón-densidad a través de algunas arenas portadoras de gas. Ilustra cómo cambios en la porosidad, la invasión, densidad del hidrocarburo, y volumen del lutitas alteran el efecto de gas observado en el Perfil de Neutrón-densidad. 60 Repaso 1. Los tres tipos de perfiles de porosidad son: (1) sónico, (2) de densidad, y (3) el neutrónico. 2. el perfil sónico es un perfil de porosidad que mide el intervalo de tiempo de tránsito (Δ ) de una onda compresional de sonido a través de un pie de formación. La unidad de medida es microsegundos por pie (μ sec / ft). El tiempo de tránsito en un intervalo de formación se relaciona con la porosidad de la formación. 3. el perfil de densidad es un perfil de porosidad que mide la densidad de electrones de una formación. La densidad de electrones de una formación esta relacionada a la densidad en volumen de la formación (ρ b) en gm/cc. La densidad en volumen, a su vez, se puede relacionar con la porosidad de la formación. 4. el perfil del neutrónico es un perfil de porosidad que mide la concentración de iones de hidrógeno en una formación. En formaciones libres de arcillosidad, donde la porosidad está llena con agua, el perfil neutrónico puede relacionarse a la porosidad llena de agua. 5. en depósitos de gas, el perfil neutrónico registra una porosidad más baja que la porosidad verdadera de la formación porque el gas tiene una concentración de iones de hidrógeno más baja que petróleo o el agua (efecto de gas). 6. el Perfil Neutrón-densidad es un perfil combinado de porosidad. La porosidad puede determinarse desde un Perfil de Neutrón-densidad tanto por una carta de crossplot o por fórmula. 7. los usos adicionales del Perfil combinado Neutrón-densidad son: (1) el descubrimiento de zonas productivas de gas; y (2) la determinación de litología. 61 Resonancia Magnética Nuclear A pesar de que los perfiles de pozos han avanzado a lo largo de unos 70 años, varias propiedades de reservorio no se miden en forma directa, en un perfil continuo. Dentro de estas se encuentran la productividad, la saturación de agua irreductible y la saturación de petróleo residual. Los perfiles de resonancia magnética nuclear prometen medir todo esto, pero es solo reciente que los desarrollos tecnológicos apoyados por estudios de sonidos dentro de la física muestran señales de llevar a cabo esta promesa. Por más de 70 años, la industria petrolera ha dependido de las herramientas de perfilaje para revelar las propiedades de los campos subterráneos. El arsenal de las mediciones de perfiles de pozo ha crecido para permitir una comprensión sin precedentes de reservorios de hidrocarburos, pero los problemas persisten; un perfil continuo de permeabilidad sigue siendo difícil de conseguir, las zonas productivas no son descubiertas y el petróleo es abandonado en el campo. Una medición de resonancia magnética nuclear podría cambiar todo esto. Este artículo revela las físicas y la interpretación de las técnicas de resonancia magnética, y pone a prueba los ejemplos de campo donde el perfilaje de resonancia ha sido exitoso. 62 Conceptos básicos La resonancia magnética nuclear se refiere a un principio físico - repuesta de núcleos a un campo magnético -. Muchos núcleos tienen un momento magnético; se comportan como imanes giratorios. Estos núcleos magnéticos giratorios pueden interactuar con campos magnéticos aplicados externamente, produciendo señales mensurables. Para la mayoría de los elementos las señales detectadas son pequeñas. Sin embargo, el hidrógeno tiene un momento magnético relativamente grande y es abundante en agua tanto como en los hidrocarburos que ocupan el espacio poroso de la roca. Al calibrar las herramientas de perfilaje a la frecuencia de resonancia magnética del hidrogeno, la señal es maximizada y puede ser medida. Las cantidades medidas son señales de amplitud y decaimiento. Las señales de amplitud de resonancia magnética nuclear son proporcionales al número de núcleos de hidrogeno y son calibradas para dar porosidad, libres de fuentes radioactivas y libres de los efectos de litología. Sin embargo, el decaimiento de la señal de resonancia durante cada medición, llamado el tiempo de relajación, genera conmoción dentro de la comunidad petrofísica. Los tiempos de relajación dependen de los tamaños porosos. Por ejemplo, los poros pequeños acortan los tiempos de relajación (los tiempos cortos corresponden al campo arcilloso y al agua capilar). Los grandes poros permiten largos tiempos de 63 relajación y contienen muchos fluidos producibles. Por lo tanto la distribución de los tiempos de relajación es una medida de la distribución de los tamaños de los poros, un nuevo parámetro. Los tiempos de relajación y sus distribuciones pueden ser interpretados para brindar otros parámetros petrofísicos tales como la permeabilidad, la porosidad efectiva y la saturación de agua irreductible. Otras aplicaciones posibles incluyen curvas de presión capilar, identificación de hidrocarburos y una ayuda al estudio de fases. Dos tiempos de relajación y sus distribuciones pueden ser medidos durante un experimento de resonancia magnética nuclear. Los instrumentos de laboratorio generalmente miden el tiempo de relajación longitudinal T1 y la distribución T1, mientras los instrumentos de pozo hacen las mediciones más rápidas del tiempo de relajación transversal T2 y distribución T2. En este artículo T2 será el tiempo de relajación transversal. Mediciones de resonancia magnética nuclear Las mediciones de resonancia magnética consisten de una serie de manipulaciones de protones de hidrogeno 64 en moléculas de fluido. Los protones tienen un momento magnético y se comportan como imanes en barra, para que sus orientaciones puedan ser controladas por campos magnéticos. También giran, lo cual hace que se comporten como giroscopios. Una secuencia de medición comienza con un alineamiento de protones seguido por una inclinación de giro, precesión, y repetidos desfasajes. La relajación transversal y la relajación longitudinal limitan cuanto puede durar una medición. Una vez completados estos pasos, lo cual toma unos segundos, puede repetirse la medición. Aplicaciones de resonancia nuclear y ejemplos La distribución T2 medida por la herramienta de resonancia magnética combinada CMR, descrita luego, sintetiza todas las mediciones de resonancia magnética y tiene varias aplicaciones petrofísicas: • la distribución T2 imita la distribución de tamaño de poro en roca saturada por agua • el área bajo la curva de distribución equivale a la porosidad de resonancia magnética • la permeabilidad es estimada mediante la media logarítmica T2 y la porosidad de resonancia magnética • los cutoffs derivados empíricamente separan la distribución T2 en áreas equivalentes a la porosidad de fluido libre y a la porosidad de agua irreductible. 65 La aplicación e interpretación de mediciones de resonancia magnética dependen de una comprensión de la roca y de las propiedades que causan la relajación. Con esta fundación de los mecanismos de relajación, la interpretación de la distribución T2 es fácil de entender. La distribución T2 En medios porosos, el tiempo de relajación T2 es proporcional al tamaño del poro. A cualquier profundidad del pozo la herramienta de resonancia magnética da una muestra de la roca que contiene una gama de tamaños de poros. El decaimiento observado del T2 es la suma de la señales T2 de los protones de hidrogeno, en muchos poros individuales, en relajación independiente. La distribución T2 muestra el volumen del fluido poroso asociado con cada valor de T2, y por lo tanto el volumen asociado con cada poro. El procesamiento de señales es usado para transformar las señales de resonancia magnética en las distribuciones T2. El procesamiento de detalles se encuentra mas allá del fin de este articulo. Alineamiento de protones - Los protones de hidrogeno son alineados por la aplicación de un campo magnético constante, B0. El alineamiento toma unos segundos y los protones se quedan alineados siempre que no sean interrumpidos. Las herramientas NMR usan imanes permanentes de 550 gauss en la región de medición (unas 1000 veces mayor que el 66 campo magnético terrestre). Estas son aplicadas a la formación durante el ciclo entero de medición. Inclinación de giro - El próximo paso es de inclinar los protones alineados transmitiendo un campo magnético oscilante, B1, perpendicular a la dirección de B0. Para una inclinación de giro efectiva: f = g B0 Donde f es la frecuencia de B1 - llamada frecuencia Larmor - g es una constante llamada la relación giromagnética del núcleo. Por ejemplo, la frecuencia Larmor para los núcleos de hidrogeno en un campo de 550 gauss es de 2.3 MHz. El ángulo a través del cual los giros son inclinados es controlado por la fuerza de B1 y el largo del tiempo. Por ejemplo, para inclinar giros a 90° - como en la mayoría de las aplicaciones - un campo B1 de 4 gauss es aplicado por 16 microsegundos (mseg.). La distribución de tamaños de poros y el índice de fluido libre en formación calcárea. En este pozo, la compañía petrolera se preocupo de la producción durante el coning de agua. El intervalo debajo de X405ft 67 mostró casi un 100% de saturación de agua por interpretación de perfiles convencionales (track 3). Sin embargo, el perfil CMR mostró un bajo valor de distribución de T2 sobre este intervalo (track 4) indicando poros pequeños. Los poros mayores son indicados por encima de X405ft por distribuciones mayores de T2. Al aplicar un ‘ cutoff’ de índice de fluido libre de 100 mseg a las distribuciones se ve que la mayoría del agua es irreductible. Este resultado otorgó a la compañía petrolera confianza para adherir el intervalo de X380ft a X395ft a su programa de perforación. Precesión y desfase - Cuando los protones son inclinados 90° de la dirección B0, precesan en el plano perpendicular a B0. A respecto de esto actúan como giroscopios en un campo gravitacional. Al principio todos los protones oscilan en unísono. Mientras hacen esto generan un pequeño campo magnético en una frecuencia Larmor la cual es detectada por la antena y forma la base de las mediciones de resonancia magnética nuclear. Sin 68 embargo, el campo magnético B0, no es perfectamente homogéneo, causando a los protones a oscilar en frecuencias distintas. Gradualmente, pierden sincronización, se desfasan, causando así el decaimiento de la señal de antena. La señal en decaimiento es llamada decaimiento de inducción libre (FID) y el tiempo de decaimiento es llamado T2* (el * indica que el decaimiento no es una propiedad de la formación). Para las herramientas de perfilaje T2* es comparable a la apertura del pulso de inclinación; unas pocas décimas de microsegundos. Enfoque – (ecos de giros). El desfase causado por la falta de homogeneidad de B0 es irreversible. Imagine una carrera iniciada por un disparo, análogo al pulso de inclinación de 90°. Los corredores comienzan al unísono, pero luego de varias vueltas se dispersan en la pista - a causa de sus velocidades distintas. Ahora el iniciador da otra señal al disparar un pulso de 180°. Los corredores dan media vuelta y comienzan a correr en dirección opuesta. Los corredores más rápidos tienen una distancia mayor a recorrer. Sin embargo, si las condiciones permanecen iguales - nunca es el caso todos los corredores llegan al mismo tiempo. Similarmente, los protones de hidrogeno, oscilando en distintas frecuencias Larmor, pueden ser enfocadas cuando un pulso de 180° es transmitido. El pulso de 180° tiene la misma fuerza que le pulso de 90°, pero encendida por el doble de tiempo. A medida que los protones se ponen en fase, generan una señal en la antena; un eco de giro. Por supuesto que el eco de giro se decae rápidamente. Sin embargo, los pulsos de 180° pueden ser aplicados reiteradamente; varios cientos de veces en una medición 69 de resonancia magnética nuclear. El procedimiento usual es de aplicar pulsos de 180° en un tren propiamente espaciado, lo mas cercano posible. La secuencia entera del pulso, un pulso de 90° seguido por una serie larga de pulsos de 180° , es llamada una secuencia CPMG como sus creadores, Carr, Purcell, Meiboom y Gill. El espaciamiento de ecos es de 320 m seg para la herramienta CMR y 1200 m seg para las herramientas MRIL de NUMAR. Relajación transversal, T2 - La secuencia de pulso CPMG compensa el desfase causado por las imperfecciones del campo B0. Sin embargo, los procesos moleculares también causan desfase, pero esto es irreversible. Estos procesos son relacionados con las propiedades petrofísicas tales como la porosidad de fluidos móviles, distribución de tamaños de poros y permeabilidad. El desfase irreversible es monitoreado al medir la amplitud de decaimiento de los ecos de giro en el tren de ecos de CPMG. El tiempo de decaimiento en amplitud del eco característico es conocido como el tiempo de relajación transversal, T2, porque el desfase ocurre en el plano transversal al campo estático B0. Relajación longitudinal - Luego de un período de tiempo T2, los protones pierden completamente la coherencia, y no es posible el enfoque. Una vez deliberada la secuencia de pulso CPMG, los protones regresan a su dirección equilibrada paralela a B0. Este proceso ocurre con una constante de tiempo diferente de relajación 70 longitudinal, T1. La próxima medición de inclinación de giro no es iniciada hasta que los protones hayan regresado a su posición de equilibrio en el campo constante B0. Ambas, T1 y T2 nacen de los procesos moleculares. En muchas mediciones de laboratorios sobre rocas saturadas de agua, se descubrió que T1 es frecuentemente igual a 1.5 T2. Sin embargo, esta relación varía cuando el petróleo y el gas son presentes en las muestras de rocas. En un ejemplo tomado de reservorio de formación calcárea, las distribuciones T2 de X340ft a X405ft son parciales a la punta alta del espectro de distribución indicando grandes poros. Por debajo de X405ft, la parcialidad se inclina a la punta mas baja del espectro, indicando poros pequeños. Esto no solo da indicación cualitativa de las zonas que son propensas de producir, sino también ayuda a los geólogos al análisis de fases. Porosidad y Litología independientes Cálculos tradicionales de porosidad dependen de las mediciones de pozo de densidad y porosidad neutrónica. Ambas mediciones requieren de correcciones ambientales y son influenciadas por la litología y el fluido de formación. La porosidad derivada es la porosidad total, la cual consiste de fluidos productivos, el agua capilar y el agua "bound" adherida a las arcillas. 71 Sin embargo, la porosidad CMR no es influenciada por la litología e incluye solo fluidos productivos y agua capilar. Esto se debe a que el hidrogeno en la matriz de la roca y en el agua arcillosa contiene tiempos de relajación T2 muy cortos; que la señal es perdida durante el tiempo muerto de la herramienta. Un ejemplo en una formación de carbonato limpia compara la porosidad CMR con aquella derivada de la herramienta de densidad para mostrar independencia de litología. La parte inferior del intervalo es predominantemente caliza, y la porosidad de densidad, asumiendo una matriz caliza, tiene valores similares a la porosidad CMR. En X935ft, el reservorio cambia a dolomita y la porosidad de densidad tiene que ser ajustado a una matriz de dolomita para tener valores similares a la porosidad CMR. Si la litología no es conocida o si es compleja, la porosidad CMR da la mejor solución. Así también, no se usan fuentes radioactivas para la medición, de manera que no existen inconvenientes ambientales en casos de perdida de fuentes radioactivas. Permeabilidad - Quizá la particularidad más importante del perfilaje de resonancia magnética nuclear es la habilidad de registrar un perfil de permeabilidad en tiempo real. Los beneficios potenciales para las empresas petroleras son enormes. Las mediciones de permeabilidad permiten que se predigan los ritmos de productividad, así permitiendo la optimización de completación y los programas de estimulación mientras decrece el costo de coring y testing. La permeabilidad es derivada de las relaciones empíricas entre porosidad de resonancia magnética nuclear y valores de tiempos de relajación T2. Estas relaciones 72 fueron desarrolladas a partir de mediciones de permeabilidad y mediciones de resonancia magnética nuclear realizadas en el laboratorio en cientos de testigos de corona. La siguiente formula es comúnmente usada: Donde kNMR es la permeabilidad estimada, fNMR es la porosidad CMR, logT2 es el logaritmo de la distribución de T2 y C es una constante, típicamente 4 para areniscas y 0.1 para carbonatos. Un intervalo de corona de un pozo fue perfilado usando la herramienta CMR. El valor de C en el modelo de permeabilidad CMR fue calculado a partir de la permeabilidad de corona en distintas profundidades. Luego de la calibración, se observó que la permeabilidad CMR fue similar en todos los puntos, a la permeabilidad de corona sobre el intervalo. Sobre la zona XX41m a XX49m la porosidad varía muy poco. Sin embargo, la permeabilidad varía considerablemente de 0.07md en XX48m a 10md en XX43m. La permeabilidad CMR también muestra una excelente resolución vertical y es comparada con valores de corona. El valor de C usado para este pozo será aplicado a los perfiles de CMR en esta formación permitiendo a la empresa reducir los costos de coronas. Indice de fluido libre - El valor del índice de fluido libre es determinado aplicando un "cutoff" a la curva de relajación T2. Los valores por encima del "cutoff" indican grandes poros capaces de producir, y los valores por debajo indican pequeños poros que contienen fluido atrapado por la presión capilar, incapaces de producir. 73 Porosidad y Litología independientes. Por debajo de X935ft, la litología es caliza con dolomitización (track 1), mientras que por encima es dolomita. Dos curvas de porosidad (track 2) son derivadas de las mediciones de densidad - una asume una litología de caliza y la otra de dolomita. La porosidad CMR cubre la porosidad de caliza de densidad en regiones de caliza y cubre la porosidad de dolomita en regiones de dolomita - demostrando que la porosidad CMR es independiente de la litología. Mecanismos de Relajación de resonancia magnética nuclear Existen tres mecanismos de relajación de resonancia magnética nuclear que influyen en los tiempos de relajación T1 y T2: relajación de granos superficiales, relajación por difusión molecular en gradientes de campos magnéticos y por procesos de fluidos de la matriz. Relajación de granos superficiales - Las moléculas en los fluidos están en constante movimiento - Brownian motion - y se difunden en los espacios porosos, golpeando la superficie de los granos varias veces durante una medición de resonancia magnética nuclear. Cuando esto ocurre, dos interacciones pueden ocurrir. Primero, los protones de hidrogeno pueden transferir energía nuclear a la superficie de los granos, permitiendo alineamiento con el campo magnético estático, B0 y esto contribuye a la relajación longitudinal, T1. Segundo, los protones pueden ser desfasados irreversiblemente, contribuyendo a la relajación transversal, T2. Los investigadores han 74 demostrado que en muchas rocas, la relajación superficial de los granos es la influencia más importante en T1 y T2. La habilidad de las superficies de los granos de relajar los protones es llamada la relaxibidad de superficie, r. Las superficies no son igualmente efectivas en protones de hidrogeno de relajación. Por ejemplo, las areniscas son tres veces más eficientes en la relajación de poros con agua, que los carbonatos. Las rocas con un alto contenido de hierro u otros minerales magnéticos tienen valores más altos de r y tiempos de relajación más cortos. Los tamaños de poros juegan un papel importante en la relajación de fases. La velocidad de relajación depende de cuan frecuente puedan chocar los protones con la superficie y esto depende de la relación superficie a volumen (S/V). Los choques son menos frecuentes en los poros grandes y contienen un pequeño (S/V) y los tiempos de relajación son, por lo tanto, relativamente largos. Similarmente, los poros pequeños tienen un gran (S/V) y cortos tiempos de relajación. Para un solo poro, la magnetización de giro nuclear decae exponencialmente, así la amplitud de señal como función de tiempo T2 decae experimentalmente con una constante tiempo característica, [r 2(S/V)]exp(-1). Por lo tanto, 1/T2 = r 2S/V y 1/T1 = r 1S/V Las rocas tienen una distribución de tamaños de poros, cada una con su propio valor de S/V. La magnetización total es la suma de la señal que proviene de cada poro. La suma de los volúmenes de todos los poros es igual al volumen de fluido de la roca; 75 la porosidad. La señal total es la suma de los decaimientos individuales, que refleja la distribución de los tamaños de poros. Las mediciones de resonancia magnética nuclear de porosidad y distribución de tamaños de poros son los elementos claves de la interpretación de resonancia magnética. Relajación por difusión molecular en gradientes de campos magnéticos - Cuando existen gradientes en el campo magnético estático, la movimiento molecular puede causar desfase y por ende relajación T2. La relajación T1 no es afectada. En ausencia de tales gradientes, la difusión molecular no causa relajación de resonancia magnética nuclear. Un gradiente B0 tiene dos fuentes posibles: la configuración magnética de la herramienta, y el contraste de susceptibilidad magnética entre el material de los granos y los fluidos en los espacios porosos de las rocas. Manteniendo el eco CPMG en mínimo, y manteniendo el campo magnético pequeño se reduce la contribución de difusión a la relajación T2 a un nivel carente de importancia. Relajación de fluido de la matriz - Aún si las superficies de los granos y los gradientes de campo internos son ausentes, la relajación ocurre en el fluido de la matriz. La relajación de fluido de la matriz, puede ser ignorada, pero es importante cuando el agua se encuentra en grandes poros - tales como los carbonatos - y, por lo tanto, los protones de hidrogeno raramente entran en contacto con la superficie. La relajación de 76 matriz es importante cuando los hidrocarburos están presentes. La fase carente de agua no entra en contacto con la superficie porosa, y por lo tanto no puede ser relajada por el mecanismo de relajación de superficie. El incremento de viscosidad de fluido acorta los tiempos de relajación de matriz. Una corrección de relajación de matriz debe ser realizada cuando el filtrado contiene iones de cromo, magnesio, hierro, níquel y otros iones magnéticos. Una muestra del filtrado puede ser medida en el pozo para calcular la corrección. Sumario de procesos de relajación - Los procesos de relajación actúan paralelamente sus ritmos son aditivos: (1/T2)total = (1/T2)S + (1/T2)D + (1/T2)B Donde (1/T2)S contribución de es la superficie, (1/T2)D es la difusión en la contribución del gradiente de campo, y (1/T2)B es la contribución de matriz. La ecuación correspondiente para T1 es: (1/T1)total = (1/T1)S + (1/T1)B. 77 No existe contribución de difusión para T1, porque el proceso resulta en un mecanismo de desfase. Para la herramienta CMR, el mecanismo de relajación de superficie será dominante para la fase de mojado, y el mecanismo de relajación de matriz dominará la fase no mojada. Se han hecho muchos experimentos en muestras de rocas para verificar esta declaración. Las distribuciones de T2 fueron medidas sobre coronas saturadas de agua antes y después de ser centrifugadas en el aire para expulsar el agua productiva. Las muestras fueron centrifugadas a 100 psi para simular una presión capilar de reservorio. Antes de ser centrifugadas, la distribución de relajación corresponde a todos los tamaños de poros. Parece lógico asumir que durante el centrifugado los grandes espacios porosos se vacían primero. Los largos tiempos de relajación desaparecieron de las mediciones de T2. El perfil anterior muestra una comparación de datos de corona y de perfil. La porosidad CMR coincide con las mediciones de porosidad de corona. La permeabilidad de CMR computada ha sido calibrada para coincidir con la permeabilidad de corona y así permitir a los perfiles de CMR reemplazar la extracción de coronas en pozos subsecuentes. 78 Las observaciones de muchas muestras de areniscas demostraron que el tiempo de cutoff de 33mseg para las distribuciones de T2 distinguiría entre porosidad de fluido libre y agua capilar. Para los carbonatos, los tiempos de relajación tienden a ser tres veces más largos y se usa un cutoff de 100mseg. Sin embargo, estos valores variarán si la presión capilar del reservorio difiere de los 100 psi usados en las muestras de centrifugado. Si este es el caso, los experimentos pueden ser repetidos para averiguar los tiempos de cutoff apropiados al reservorio. Interpretación En una muestra de reservorio de arenisca fina, la interpretación de datos de perfiles convencionales muestra un 70% e inclusive un 80% de saturación de agua en la formación de arenisca. Sin embargo, en el perfil CMR la mayoría de la distribución T2 se encuentra por debajo del cutoff de 33mseg indicando agua capilar. La interpretación, incluyendo los datos de CMR mostró que la gran parte del agua era irreductible. El pozo ha sido completado produciendo cantidades económicas de gas y petróleo con bajo corte de agua. El corte de agua puede ser estimado de la diferencia entre la saturación residual de agua y saturación de agua de los perfiles de resistividad. 79 En otro ejemplo, pero esta vez en un complejo reservorio de carbonato, la empresa petrolera se preocupó por el coning del agua durante la producción. Los datos de perfil de CMR mostraron bajos valores de T2 por debajo de X405ft indicando pequeños tamaños de poros. Al aplicar el cutoff de carbonato de 100mseg se demostró que casi toda el agua era irreductible, lo cual permitió una perforación adicional. Hasta la fecha no se registró coning de agua. Los valores de los cutoff pueden ser modificados para reservorios particulares y pueden ayudar con los análisis de fases, como en el caso del grupo de formaciones Thamama en Abu Dhabi, E.A.U. En este campo, una interpretación de perfiles clásicos demostró una saturación de agua de 10% a 60%. Sin embargo, algunas zonas no produjeron agua, haciendo la completación dificultosa. La permeabilidad también varió a pesar de que la porosidad se mantuvo constante. Las mediciones de laboratorio fueron realizadas en coronas para determinar si los perfiles de resonancia magnética nuclear mejoran la evaluación de los perfiles. 80 Ejemplo de Litologías complejas con predominante presencia de arenas arcillosas. Se utilizó cutoff de 33 msec. La interpretación ELAN (sin CMR) muestra alta SW. El ELAN usando CMR muestra que la mayoría del agua es irreductible. El pozo produjo petróleo con 30 % de corte de agua. Las coronas demostraron una gran microporosidad con un gran volumen de agua capilar. La porosidad de fluido libre se encontró de la manera tradicional al centrifugar las coronas saturadas por agua. Para este reservorio, sin embargo, la presión capilar era de 25 psi, así los testigos coronas fueron centrifugados propiamente. Esto demostró que las mediciones de resonancia magnética nuclear podría proveer una buena estimación de microporos no productivos usando un cutoff de T2 de 190mseg. Además, las fases permeables podrían ser distinguidas de las rocas sólidas de baja permeabilidad y de las rocas fangosas con un cutoff de 225mseg. Aplicaciones adicionales 81 Los instrumentos de resonancia magnética nuclear de pozos son dispositivos de poca investigación de la lectura. En muchos casos, miden propiedades de formación en la zona invadida. Esto es una ventaja ya que las propiedades del filtrado son conocidas y pueden ser medidas en la superficie. Cuando la pérdida de fluido durante la perforación es poca, como en el caso de las formaciones de baja permeabilidad, los hidrocarburos pueden estar presentes en la zona invadida. En estos casos las herramientas de resonancia magnética nuclear pueden medir propiedades de fluido tales como viscosidad y así distinguir el petróleo del agua. Un ejemplo publicado de los efectos de la viscosidad de hidrocarburos proviene de la diatomita de Shell en North Belridge y de las formaciones de arcilla en Bakersfield, California. Ambos perfiles de CMR y las mediciones de laboratorio en coronas muestran dos picos distintos en las curvas de distribución de T2. El pico más bajo, de 10mseg, se origina del agua en contacto con la superficie del diatomo. El pico más alto, de 150mseg, se origina del petróleo liviano. La posición del pico de petróleo se correlaciona con la viscosidad del petróleo. El área por debajo de este pico provee una estimación de saturación de petróleo. 82 REGISTROS NEUTRONICOS (modificado de: Schlumberger, 1986. “ Principios / Aplicaciones de la Interpretación de Registros” . Schlumberger Educational Service, pags. 198. Los registros neutrónicos se utilizan principalmente para delinear formaciones porosas y para determinar su porosidad. Responden principalmente a la cantidad de hidrógeno en la formación. Por lo tanto, en formaciones limpias cuyos poros estén saturados con agua o aceite, el registro de neutrones refleja la cantidad de porosidad saturada de fluido. Las zonas de gas con frecuencia pueden identificarse al comparar el registro de neutrones con otro registro de porosidad o con un análisis de muestras. Una combinación del registro de neutrones con uno o más registros de porosidad proporciona valores de porosidad e identificación de litología aún más exactos, incluso una evaluación del contenido de arcilla. Principio Los neutrones son partículas eléctricamente neutras; cada una tiene una masa casi idéntica a la masa de un átomo de hidrógeno. 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” . Con cada colisión, el neutrón pierde algo de su energía. 83 La cantidad de energía perdida por colisión depende de la masa relativa del núcleo con el que choca el neutrón. La mayor pérdida de energía ocurre cuando el neutrón golpea un núcleo con una masa prácticamente igual, es decir un núcleo de hidrógeno. Las colisiones con núcleos pesados no desaceleran mucho al neutrón. Por lo tanto, la desaceleración de neutrones depende en gran parte de la cantidad de hidrógeno de la formación. Debido a las colisiones sucesivas, en unos cuantos microsegundos los neutrones habrán disminuido su velocidad a velocidades térmicas, correspondientes a energías cercanas a 0.025 eV. Entonces, se difunden aleatoriamente, sin perder más energía, hasta que son capturados por los núcleos de átomos corno 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 corta distancia 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. 84 Equipo Las herramientas de registro de neutrones incluyen la serie de herramientas GNT (que ya no se usan), la herramienta de porosidad de neutrones de la pared (uso limitado) y la serie de herramientas CNL (que incluye los registros neutrónicos compensado CNL y de porosidad dual). Las herramientas actuales emplean fuentes de americio-berilio (AmBe) para proveer neutrones con energías iniciales de varios millones de electrón voltios. Las herramientas GNT eran instrumentos no direccionales que empleaban un solo detector sensible tanto a rayos gamma de captura de alta energía como a neutrones térmicos. Podían correrse en pozos; revestidos o abiertos. Aunque las herramientas GNT respondían principalmente a la porosidad, sus lecturas eran muy influidas por la salinidad del fluido, temperatura, presión, tamaño del pozo, alejamiento, revoque, peso del lodo y en pozos revestidos por el acero y el cemento. En la herramienta SNP, la fuente de neutrones y el detector se montan en un patín que se aplica contra la pared del pozo. El detector de neutrones es un contador proporcional recubierto de manera que sólo se detecten los neutrones que tengan energías mayores a 0.4 eV (epitermales). La herramienta SNP tiene muchas ventajas sobre la GNT: . Como es un instrumento que se aplica contra la pared, se minimizan los efectos de pozo. 85 . Se miden los neutrones epitermales, lo cual minimiza los efectos alteradores de elementos que absorben neutrones térmicos (como el Cloro y el Boro) en las aguas y en la matriz de formación. . La mayoría de las correcciones requeridas se realizan automáticamente en los instrumentos de superficie. . Proporciona buenas mediciones en pozos vacíos, el equipo SNP está diseñado para operarse sólo en pozos abiertos, vacíos o llenos de líquido. El diámetro mínimo del pozo en el que se puede utilizar la herramienta es de 5 pulgadas. Con los datos de neutrones del SNP se registra simultáneamente una curva de calibre. La herramienta CNL es del tipo mandril y está especialmente diseñada para combinarse con cualquier otra herramienta para proporcionar un registro de neutrones simultáneo. La herramienta CNL es un instrumento de detección de neutrones térmicos de doble espaciamiento. El equipo de superficie mide los promedios de velocidades de conteo de los dos detectores para producir un registro en una escala lineal del índice de porosidad de los neutrones. La fuente de .AmBe y el mayor espaciamiento entre la fuente y el detector dan a la herramienta CNL una mayor profundidad de investigación que la herramienta SNP. Los efectos de los parámetros de pozo se reducen en gran medida al promediar las dos velocidades de conteo que son afectadas de manera similar por estas alteraciones. La herramienta CNL puede correrse en pozos llenos de fluido, revestido o abierto, pero no se puede usar en pozos con gas. 86 Como la herramienta CNL mide los neutrones térmicos, la respuesta se ve afectada por los elementos que tienen una alta sección transversal de captura de neutrones térmicos. La herramienta es sensible a la arcilla de la formación ya que ésta generalmente contiene pequeñas cantidades de Boro y de otros elementos raros que tienen secciones transversales de captura de neutrones térmicos particularmente altas. Este efecto, si es excesivo, puede ocultar la respuesta de la herramienta al gas en formaciones con arcillas. Para optimizar la respuesta al gas y mejorar la interpretación en la presencia de elementos absorbentes de electrones térmicos, la herramienta de Doble Porosidad incorpora dos detectores de neutrones epitermales además de los detectores de neutrones termales (Fig 5-20). Se obtienen dos mediciones de porosidad por separado, una de cada par de detectores. En formaciones térmicas las porosidades medidas generalmente concuerdan. En formaciones con arcillas que contengan un gran número de elementos absorbentes de neutrones termales. la porosidad que miden los detectores epitermales tiene un valor más bajo y concuerda de manera más cercana con la porosidad derivada de la densidad. La comparación de las dos mediciones de porosidad indica el contenido de arcilla o la salinidad del fluido de la formación. En un espaciamiento dado entre la fuente y el detector, la velocidad de conteo de neutrones epitermales es aproximadamente de un orden de magnitud menor que la de los neutrones termales. Por lo tanto, para tener velocidades de conteo razonables de neutrones epitermales, los detectores epitermales se colocaron más cerca de la fuente de neutrones que los detectores de neutrones termales. La configuración del 87 detector de neutrones termales duplica a la de la herramienta CNL estándar. Como los dos pares de detectores se colocan a diferentes espaciamientos y los neutrones se detectan a diferentes niveles de energía, se puede esperar que los efectos de medio ambiente sean bastante diferentes en las dos mediciones de neutrones. Si el procesamiento proporcional que se utiliza en la medición de neutrones termales se usa para la medición Epitermal, la porosidad calculada es bastante sensible a efectos de pozo. Como resultado de un estudio detallado de la respuesta de los detectores a muchas variables del medio ambiente, se ha desarrollado una técnica de procesamiento de neutrones epitermales que emplea velocidades de conteo de detectores individuales. El método, que es análogo al análisis de espina y costillas que se desarrolló para la herramienta FDC, reduce en gran medida los efectos de pozo en la medición de porosidad de los neutrones epitermales. También se pueden utilizar las velocidades de conteo epitermales para determinar la porosidad de los neutrones en pozos llenos de aire. Las mediciones combinadas de la herramienta de Doble Porosidad de neutrones epitermales y termales proporcionan una mejor determinación de la porosidad. Como la medición epitermal está relativamente libre de efectos absorbentes de neutrones, proporciona una mejor detección de gas en yacimientos con arcilla (Fig. 5-21). Una comparación de las dos respuestas de neutrones también proporciona información sobre la presencia de materiales con secciones transversales de captura de neutrones termales significativos. 88 Presentación del Registro Las lecturas de porosidad en el SNP se calculan y graban directamente en el registro (Fig 5-22). El programa CSU proporciona automáticamente las correcciones necesarias en pozos llenos de líquido para peso del Iodo, salinidad, temperatura, y variaciones en el tamaño del pozo. La Carta Por-15 se usa para la corrección debido al revoque. En pozos llenos de gas, sólo se requiere la corrección por tamaño del pozo y se hace manualmente utilizando un monograma. Los valores de porosidad se registran linealmente en las Pistas 2 y 3. Los registros CNL y de Doble Porosidad se graban en unidades lineales de porosidad para una matriz de litología en particular. Cuando una herramienta CNL se corre en combinación con otra herramienta de porosidad, todas las curvas pueden registrarse en la misma escala de porosidad. Esta superposición permite una interpretación visual cualitativa de la porosidad y la litología en presencia de gas. La Fig 5-23 es un ejemplo de la combinación de un registro CNC-FDC. Calibración El principal estándar de calibración para los registros de neutrones GNT fue la fosa neutrones API en Houston. La respuesta de la herramienta de registro en una caliza saturada de agua con una porosidad 4 19% se definió en 1000 unidades API. Instrumentos de calibración secundarios relacionados con exactitud al foso API, se utilizaron para la calibración en el campo. 89 Antes del procedimiento de calibración API, se utilizaba una escala de conteos por segundo de los registros de neutrones. En el Cuadro 5-6 se muestran los factores de conversión para hacer una escala de estos y compararlos con los registros de neutrones con escala API. En la actualidad, se hace directamente una escala de los registros de neutrones en unidades de porosidad. La calibración de la herramienta SNP se basa en numerosas lecturas en formaciones de mucha pureza y de porosidad conocida con precisión. Como un estándar secundario se utiliza un calibrador de medio ambiente en el sitio del pozo. Este instrumento proporciona lecturas correspondientes a 11% y 22% de porosidad en caliza. El estándar principal de calibración para herramientas CNL es una serie de formaciones de laboratorio saturadas de agua. Las porosidades de estas formaciones controladas se conocen en ± 0.5 unidades de porosidad. El estándar secundario (en taller) es un tanque de calibración lleno de agua. Una verificación en el sitio del pozo se realiza utilizando un dispositivo que reproduce la relación de velocidad de conteo que se obtuvo en el tanque. Características de Investigación La resolución vertical típica de las herramientas SNP y CNL es de 2 pies. Sin embargo, en la actualidad se dispone de un nuevo método para el procesamiento de 90 las velocidades de conteo de la herramienta CNL que aumenta la resolución vertical a 1 pie al explotar la mejor resolución vertical del detector cercano. La investigación radial depende de la porosidad de la formación. De manera muy general, con porosidad cero la profundidad de investigación es de aproximadamente 1 pie. Con porosidades mayores en pozos llenos de agua, la profundidad de investigación es menor porque los neutrones son desacelerados y capturados más cerca del pozo. Para condiciones promedio, la profundidad de investigación para la herramienta SNP es de aproximadamente 8 pulgadas en una roca de alta porosidad; en condiciones similares es de cerca de 10 pulgadas para la herramienta CNL. Las dos herramientas muestran un volumen algo mayor de formación que las herramientas FDC. Respuesta de la Herramienta Como ya se mencionó, las respuestas de las herramientas de neutrones reflejan principalmente la cantidad de hidrógeno en la formación. Como el aceite y el agua contienen prácticamente la misma cantidad de hidrógeno por unidad de volumen, las respuestas reflejan la porosidad en formaciones limpias saturadas de fluido. Sin embargo, las herramientas responden a todos los átomos de hidrógeno en la formación, incluyendo aquellas combinadas químicamente en los minerales de la matriz de la formación. Por lo tanto, la lectura de neutrones depende en su mayor parte del índice de hidrógeno en la formación que es proporcional a la cantidad de hidrógeno por unidad de 91 volumen, tomando como unidad el índice de hidrógeno del agua dulce en las condiciones de superficie. Indice de Hidrógeno del Agua Salada El cloruro de sodio (NaCI) disuelto ocupa espacio y por lo tanto reduce la densidad del hidrógeno. Una fórmula aproximada para el índice de hidrógeno de una solución salina a 75°F (21.5°C) es: Hw = 1 – 0.4P1 (Ec.5 – 12a) donde P es la concentración de NaCl en partes por millón. De manera más general, independiente de las temperaturas. Hw =ρw(1-P) (Ec:5-12b) En registros de pozo abierto las formaciones están generalmente invadidas y se considera que el agua en la zona investigada por los registros de neutrones tiene la misma salinidad que el fluido del pozo. El registro SNP se corrige automáticamente para el efecto de salinidad. La corrección de salinidad para el registro CNL se proporciona en las Cartas Por-14a y 14b. En pozos revestidos, la zona invadida generalmente desaparece con el tiempo y la salinidad del agua es la del agua de formación. Respuesta a los Hidrocarburos 92 Los hidrocarburos líquidos tienen índices de hidrógeno cercanos al del agua. Sin embargo, el gas generalmente tiene una concentración de hidrógeno considerablemente más baja que varía con la temperatura y la presión. Por lo tanto, cuando el gas está presente a una distancia suficiente al pozo para estar dentro de la zona de investigación de la herramienta, el registro de neutrones lee una porosidad muy baja. Esta característica permite que se utilice el registro de neutrones con otros registros de porosidad para detectar zonas de gas e identificar contactos gas/liquido. Una combinación de registros de neutrones y de densidad proporciona una lectura de porosidad más exacta y un valor de saturación de gas mínima. La respuesta cuantitativa de la herramienta de neutrones a los hidrocarburos ligeros o al gas depende principalmente del índice de hidrógeno y de otro factor el "efecto de excavación". El índice de hidrógeno se puede estimar a partir de la composición y la densidad del hidrocarburo. Para hidrocarburos ligeros (gases) la Fig. 5-15 proporciona un cálculo estimado de su índice de hidrógeno, Ho. El índice de hidrógeno de hidrocarburos más pesados (aceites) puede aproximarse por medio de la ecuación: Ho = 1.28 ρ o (Ec.5 - 13) Esta ecuación supone que la composición química del petróleo es nCH2. Ho se deriva de la comparación de la densidad del hidrógeno y el peso molecular del agua con los del petróleo. 93 Otro conjunto de ecuaciones puede utilizarse para estimar el índice de hidrógeno de los hidrocarburos líquidos: Para hidrocarburos ligeros (ρ h < 0.25), Hh ≈ 2.2ρ Para hidrocarburos pesados (ρ Hh ≈ ρ h (Ec.5 - 14a) h h > 0.25), + 0.3 (Ec.5 - 14b) Incluso otra propuesta sugiere la ecuación ⎛ 4 − 2.5 ρh ⎞ ⎟⎟ ρh Hh = 9⎜⎜ ⎝ 16 − 2.5 ρh ⎠ (Ec.5 - 15) Investigaciones matemáticas indican que el efecto del gas en la formación cercana al pozo es mayor de lo que se esperaría al considerar solamente su densidad de hidrógeno más pequeña. Se habían realizado cálculos previos como si la porción llena de gas de la porosidad estuviera reemplazada por la matriz de la roca. Los nuevos cálculos demuestran que cuando se "excava" esta roca adicional y se reemplaza con gas. la formación tiene una característica desaceleradora de neutrones más pequeña. La diferencia calculada en las lecturas de registros de neutrones se denomina "efecto de excavación". Si este efecto no se toma en cuenta, se dan valores muy altos de saturación de gas en zona lavada o valores muy bajos de porosidad. 94 La Fig. 5-24 presenta las correcciones necesarias para el efecto de excavación. Se presentan los valores de porosidad para litologías de arenisca. caliza y dolomía. Pueden interpolarse valores de porosidad intermedios. La escala de la ordenada se usa para corregir .porosidades de registros de neutrones. También se proporciona una escala de ordenada adicional para corregir porosidades derivadas de un diagrama de densidad - neutrón que no contiene la corrección para el efecto de excavación. Las correcciones para efecto de excavación ya se han incorporado a las Cartas CP-5 y CP-6. Las correcciones para efecto de excavación que se dan en la Fig. 5-23 pueden aproximarse por medio de la fórmula ΔΦNex = k (2Φ 2 SwH + 0.04Φ )(1 − SwH ) (Ec.5 - 16) donde ΔΦNex , Φ , y SwH están en unidades fraccionarias. Para la-arenisca el coeficiente K es 1; para la caliza es de aproximadamente 1.046; y para la dolomita es de cerca de 1.173. Debe observarse que el segundo término de esta ecuación es más bien pequeño y con frecuencia puede no tomarse en cuenta. Arcillas, Agua Ligada Las herramientas de neutrones "ven" todo el hidrógeno en la formación aún cuando alguno no esté asociado con el agua que satura la porosidad de la formación. 95 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. La herramienta de neutrones también mide el agua de cristalización. Por ejemplo, el yeso no poroso (CaSO4 + 2H2O) tiene mucha porosidad aparente por su importante contenido de hidrógeno. Efecto de Litología Las lecturas de todos los registros de neutrones se ven afectadas hasta cierto punto por la litología en la matriz de la roca. Los registros SNP y CNL por lo general tienen una escala para una matriz de caliza. Las porosidades para otras litologías se obtienen de la Carta Por-13 (Fig. 5-25) o de otras están en los encabezados del registro. Las correcciones del SNP sólo 5e aplican a los registros que se corren en pozos llenos de fluido. Cuando el pozo está lleno de gas, el efecto de litología se reduce a un nivel insignificante y la porosidad puede leerse directamente (sujeta a limitaciones). Las correcciones de litología para el registro de Doble Porosidad también se hacen con la Carta Por-13. La respuesta del SNP se utiliza para la medición de los neutrónicos epitermales y la respuesta del CNL para la medición de neutrones termales. 96 Fig. 5.25. Curvas de equivalencia de porosidad de neutrones, Determinación de la Porosidad a Partir de Registros de Neutrones Pueden derivarse los valores de porosidad aparente de cualquier registro de neutrones, aunque están sujetos a varias hipótesis y correcciones. Sin embargo, algunos efectos como litología, contenido de arcilla y cantidad y tipo de hidrocarburo pueden reconocerse y corregirse sólo si se dispone de información adicional sobre porosidad proveniente de registros sónicos o de densidad. Cualquier interpretación proveniente de solamente un registro de neutrones debe tomarse teniendo en cuenta que implica ciertas inexactitudes. Correcciones del SNP La mayor parte de las correcciones (por ejemplo peso del lodo, salinidad, diámetro del pozo, temperatura) y el cálculo de la porosidad se realizan automáticamente en los instrumentos de la herramienta. Sin embargo, como la herramienta SNP es un dispositivo de pared direccional, promedia la concentración de hidrógeno de cualquier material que se encuentre enfrente del cartucho, incluyendo el revoque. La Carta Por-15a permite realizar la corrección del efecto causado por el revoque. El cartucho se presiona contra la pared del pozo con gran fuerza. de manera que la mayor parte del revoque más suave se elimine al raspar. Además. el patín de apoyo 97 es pequeño y tiende a cortar el revoque. Para obtener el espesor del revoque que está frente al patín se toma la diferencia entre la lectura del calibre y el diámetro de la barrena (sin dividir entre dos). Medición de Neutrones Térmicos Las herramientas CNL y Doble Porosidad están diseñadas para minimizar los efectos de tamaño del pozo, revoque, etc., en la medición de neutrones termales. (cuando cualquiera de estas herramientas se corre en combinación con la herramienta FDC, la señal del calibre proporciona una corrección automática por tamaño del pozo. Sin embargo, para otras influencias que alteran y para tamaño del pozo cuando no se corre la herramienta FDC, no es posible una corrección automática ya que las variables no se miden o controlan. Además algunos de los efectos varían con la porosidad. Las condiciones estándar para la calibración de las herramientas CNL y Doble Porosidad son: 9 Diámetro del pozo de 77/8 pulgadas 9 Agua dulce en el pozo y la formación 9 Sin revoque o separación herramienta-pared 9 Temperatura de 75°F (21.5°C) 9 Presión atmosférica 9 Herramienta excéntrica en el pozo 98 Si hay desviaciones de estas condiciones, los registros requerirán correcciones. La corrección combinada para todos los factores, que por lo general es pequeña, proporciona un valor corregido del índice de porosidad de neutrones. La Carta Por-14 proporciona las correcciones para las mediciones de neutrones térmicos de las herramientas CNL y Doble Porosidad para tamaño del pozo, espesor del revoque, salinidades del agua del pozo y del agua de formación, peso del lodo, separación herramienta-pared, presión y temperatura. Aplicaciones La determinación de la porosidad es uno de los usos más importantes de los registros de neutrones. Para determinaciones exactas de porosidad, son necesarias correcciones para litología y parámetros del pozo. El registro SNP está específicamente diseñado para pozos abiertos y proporciona lecturas de porosidad con un mínimo efecto de pozo. También puede usarse eficientemente en pozos llenos de gas. Las características de compensación de las herramientas CNL y Doble Porosidad reducen en gran medida los efectos de los parámetros del pozo y las herramientas están diseñadas para combinarse con otras para pozo abierto o revestido. En combinación con otro registro de porosidad (u otros datos de porosidad) o cuando se usan en un diagrama de resistividad, los registros de neutrones son útiles para detectar zonas gasíferas. Para esta aplicación, la combinación neutrones-densidad 99 resulta óptima en formaciones limpias ya que las respuestas al gas. son en direcciones opuestas. En formaciones arcillosas, la combinación neutrones-sónico es un detector eficiente de gas, ya que la arcilla afecta a cada uno de manera similar. Para una mayor precisión al determinar la porosidad y la saturación de gas en zonas de gas, el registro de neutrones debe corregirse para efecto de excavación. El registro de neutrones se utiliza en combinación con otros registros de porosidad para la interpretación de la litología y de la arena arcillosa. Una comparación de las mediciones con la herramienta de Doble Porosidad de neutrones térmicos y neutrones epitermales puede identificar arcillas y lutitas y otras rocas que contengan elementos absorbentes de neutrones. También, las velocidades de conteo de los detectores epitermales de la herramienta de Doble Porosidad se pueden utilizar para determinar la porosidad en pozos vacíos. 100
