Registros Geofísicos: Informe de Ingeniería Petrolera

Universidad Autónoma de Guadalajara
Campus Tabasco
FACULTAD DE INGENIERÍA PETROLERA
Alumno: Hansel Ascencio Trejo Profesor: Jose Ernesto Fortanel Hernandez Grupo: 4511 Semestre Enero-Junio 2014
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INTRODUCCIÓN
El objetivo principal de la mayor parte de los registros de pozos que se toman
en la actualidad es, determinar si una formación contiene hidrocarburos así
como también las características litológicas de la formación que los contiene.
En el pasado, con anterioridad a la invención de los registros geofísicos de
pozos, prácticamente la única manera de conocer estas dos propiedades
fundamentales de las rocas, era mediante la inspección y análisis directo de
las rocas cortadas por las barrenas y pruebas de formación; hoy en día
muchas de estas pruebas mecánicas, que llevan tal objetivo, han sido
suprimidas obteniéndose la información indirectamente a través de la
interpretación de los registros de pozos.
Los orígenes de los registros de pozos se remontan probablemente a al
segunda década de este siglo; sin embargo no fue hasta el año de 1927
cuando los hermanos Schlumberger efectuaron algunos registros de
resistividad en forma experimental con objeto de localizar formaciones
productoras de hidrocarburos. Posteriormente se descubrió la presencia de
potenciales eléctricos naturales en los pozos, que tenían relación con la
existencia de las capas permeables. La combinación de estas dos curvas, la
de resistividad y potencial, constituyo al origen de uno de los registros mas
usados. Existen una gran cantidad de tipos de registros; sin embargo podrían
clasificarse en dos grandes grupos: a) aquellos que registran propiedades que
naturalmente existen en las rocas o debidas a fenómenos que se generan
espontáneamente al perforar el pozo. Ej. Rayos Gamma y Potencial Natural.
b) Aquellos que tienen como denominador común el envío de cierta señal a
través de la formación, cuyo nivel de energía propia o transformada, se mide
al haber recorrido cierta distancia, para obtener indirectamente propiedades
de las rocas. Ej. Resistividad, Densidad y Neutrones.
Los registros de pozos representan grabaciones geofísicas de diversas
propiedades de las rocas en un sondeo de pozos, y puede ser utilizado para
las interpretaciones geológicas. Se utilizan diferentes tipos de registros para el
análisis de facies (litología, porosidad, la evaluación de fluidos), y también
para hacer correlaciones.
La mayoría de estos tipos de registros pueden ser considerados
"convencionales", debido a que han sido utilizados durante décadas, pero a
medida que mejora la tecnología, los nuevos tipos de registros de pozos siguen
desarrollándose.
Los registros de pozos tienen ventajas y desventajas en relación con lo que
ofrecen los afloramientos en términos de datos de facies. Una ventaja
importante de los registros geofísicos aporta información continua de los
afloramientos, desde sucesiones relativamente gruesas, a menudo en unos
cuantos kilómetros del área de distribución. Este tipo de perfil (curvas de
registro) permite ver las tendencias en diversas escalas, desde el tamaño de
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elementos individuales dentro de un sistema de depósito, dentro de la cuenca.
Por lo tanto, las investigaciones del subsuelo de las relaciones de facies y las
correlaciones estratigráficas generalmente pueden llevarse a cabo a una
escala mucho más grande que si se estudiara solo el afloramiento. Por otro
lado estos los registros geofísicos no pueden sustituir el estudio de rocas reales,
para contar con mas detalle estos pueden ser obtenidos de los afloramientos.
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OBJETIVO
El objetivo principal del registro geofísico es determinar el tipo de roca del
subsuelo, espesor, características geohidrológicas y estimar la permeabilidad
de cada uno de los estratos.
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REGISTROS GEOFÍSICOS
Los registros geofísicos nos permiten identificar las características petrofísicas
de las formaciones rocosas del subsuelo, obtenidas mediante mediciones de
los parámetros físicos, como por ejemplo, eléctricas, acústicas, radiactivas, etc.
La importancia de conocer estos parámetros físicos es la de determinar,
porosidad, permeabilidad, saturación de agua, resistividad, entre otros, con el
objetivo de evaluar y definir los intervalos atractivos de contener hidrocarburos.
Los registros se pueden tomar tanto en agujeros descubiertos o entubados,
dentro de la formación podemos encontrar tres zonas, de invasión, de
transición y de saturación. Los Registros Eléctricos se clasifican en Radioactivos
y Acústicos; los cuales tienen dos aplicaciones primordiales:
1. Efectuar o elaborar correlaciones y estudios estratigráficos.
2. Evaluar la litología y los fluidos de la formación.
Los parámetros físicos principales que se necesitan para evaluar un yacimiento
son:
porosidad, saturación de agua, permeabilidad, espesor de capa permeable y
fracturamiento.
Porosidad: Dentro de las propiedades almacenadoras de fluidos de las rocas,
esta propiedad es de suma importancia. Se clasifica en porosidad primaria y
porosidad secundaria.
a) Porosidad Primaria.- Es la que se conserva en las rocas desde el momento
de su depositación, refiriéndose a los espacios vacíos entre los fragmentos o
partículas después de su acumulación como sedimento, siendo esto
predeposicional y deposicional y solo es alterada por la compactación y el
enterramiento de los sedimentos.
Los tipos más conocidos de porosidad primaria son: Intergranular (entre
granos), interfosilar (entre fósiles), fenestral (ojo de pájaro), en barrenos
(biógena), geopetal, cobijada, intraarmazón (por crecimiento de trama,
arrecifal).
b) Porosidad Secundaria.- Es la que se forma en las rocas después de su
deposito y compactación como resultado de agentes geológicos tales como
lixiviación, fracturamiento y fisuramiento de la roca durante el proceso de
formación,
siendo
eogenética,
mesogenética
o
telogenética
(postdeposicional). Debido a su composición química y fragilidad, los
carbonatos son ejemplos excelentes. La porosidad en las rocas calcáreas es
inferior de las areniscas; la dolomita normalmente presenta porosidad elevada
debido a la disminución en el volumen de roca por la transformación de
calcita en dolomita. Las causas por la que se forma este tipo de porosidad
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puede ser por disolución de fragmentos aragoníticos, por dolomitización, por
recristalización, por fracturación tectonica y no tectonica, etc.
Los tipos de porosidad secundaria más conocidos son: Intercristalina (debida al
proceso de dolomitización); intragranular; móldica; intrafosilar; fracturas
(originada por eventos geológicos); cavernas y microcavernas (cavidades de
disolución y cavidades de origen desconocido debido a procesos físicoquímicos y que comprenden canales y huecos).
La porosidad total se refiere al volumen total de huecos, y la porosidad útil o
efectiva indica el volumen de huecos unidos entre sí. La porosidad de los
yacimientos explotados varia de 5 a 40%, siendo la más común la
comprendida entre el 10 y 20%.
En la producción de hidrocarburos tanto en rocas clásticas como carbonatos,
proviene de la porosidad primaria, sin embargo, frecuentemente la
producción en carbonatos es consecuencia de porosidad secundaria.
Permeabilidad es la capacidad que tiene una roca de permitir la circulación
de fluidos atreves de ella y se representa por“K” en milésimos de Darcy que es
una unidad de volumen de fluido con viscosidad de 1 psi( cuando un
centímetro cubico de fluido de viscosidad pasa en un segundo a traves de
una sección de 1 cm2 y 1 cm de longitud de muestra de una roca). Para fines
prácticos se utiliza el milidarcy igual 1/1000 Darcy, midiendo con estos 2 tipos
de permeabilidad.
a) Permeabilidad horizontal o lateral que es cuando hay flujo de fluidos
paralelamente a la estratificación.
b) Permeabilidad vertical o transversal cuando existe flujo perpendicular a la
estratificación.
La permeabilidad depende totalmente del tamaño absoluto de los granos, por
ejemplo en sedimentos de granos grandes con grandes espacios porosos
tienen alta permeabilidad, y en rocas de granos pequeños con pequeños
espacios porosos y caminos de flujos irregulares, tienen baja permeabilidad .
cuando una formación no permite el paso de los fluidos se trata de una roca
impermeable como por ejemplo las lutitas.
Saturación de Agua: Se define en un medio poroso como la fracción o
porcentaje de volumen ocupado por un fluido particular a las condiciones de
yacimiento medido a la presión y temperatura a que se encuentre en los poros
con el volumen total de poros. En un yacimiento se pueden encontrar
simultáneamente agua, gas y petróleo, que debido a los efectos de gravedad
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y a la densidad de los fluidos se separan dentro del yacimiento. La parte de
fluidos que no puede extraerse recibe el nombre de saturación de agua
residual o irreductible. Para determinar la saturación de una formación es
necesario calcular el valor de la resistividad del agua de formación (Rw)
utilizando la salinidad del agua del mismo pozo o de pozos circundantes,
además de la temperatura de formación. El valor Rw que se obtiene, es un
parámetro que se utiliza en las formulas de Archie o Humble para el calculo de
saturaciones:
El uso de estas formulas depende del tipo de formación que se esté
evaluando, pudiendo ser en carbonatos, dolomías, areniscas o en arenas
limpias o arcillosas.
Núcleos.- Son muestras cilíndricas representativas del fondo o pared perforada
de un pozo. Su objetivo es el efectuar estudios paleontológicos, estratigráficos,
petrográficos, geoquímicos, saturación de fluidos, porosidad y permeabilidad.
Los núcleos son cortados con una herramienta especial llamado barril
muestreo, conectado a una corona de diamantes en la parte inferior de la
sarta de perforación en lugar de la barrena. El barril se divide en barril exterior
e interior en donde se aloja el núcleo de roca cortado
Los núcleos sirven para:
Esto estudios los hace compañías especializadas
1.
2.
3.
4.
5.
a)
b)
c)
d)
e)
Delimitar la petrofísica de formaciones.
Obtener datos paleontológicos.
Correlacionar edades y medios sedimentarios.
Obtener datos estratigráficos.
Evaluar el contenido de fluidos de una formación.
Las características que se deben de realizar en una descripción de núcleo son:
1. Alinear, orientar, marcar y depositar los fragmentos de núcleo
recuperados y cortados en tramos de un metro a partir de la parte
inferior (zapata), recuperándolos en sus propias fundas de aluminio o en
cajas de plástico.
2. Obtener el porcentaje de recuperación total del núcleo cortado. (de a
cuerdo a la recuperación del núcleo y se determina el %), ejemplo si se
recuperan los 9m que se cortan es el 100%
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3. Empaquetar y enviar al laboratorio de micropaleontología para
efectuar estudios de petrofísica, geoquímica y otros análisis especiales.
4. Hacer una descripción litológica generalizada de las partes inferior,
media y superior del núcleo; buscando porosidad, impregnación de
hidrocarburos, macro fauna y otras características.
5. Efectuar análisis de gas (en los cortes de núcleo), salinidad (en el agua
utilizada), solubilidad (cuando es roca carbonatada) y fluorescencia.
6. Muestrear y hacer laminas delgadas a los cortes del núcleo para buscar
contenido faunístico, mineralógico, procesos diageneticas y otras
características a encontrar.
7. Determinar el tipo de roca y su ambiente de deposito.
Al recuperar el núcleo, primeramente antes de cortar el barril muestreo interior
(funda de aluminio) en tramos de un metro, el núcleo se deberá́ orientar,
medir y marcar longitudinalmente con dos líneas paralelas pintadas con
aerosol a lo largo del mismo. Una línea de color negro hacia la izquierda y otra
línea de color rojo hacia la derecha, en referencia a la posición vertical del
núcleo con su base hacia abajo (parte inferior del núcleo) que corresponde al
ultimo metro perforado (zapata), para empezar desde este punto la
marcación. Después de esto, y de haber cortado el núcleo en tramos de un
metro, se escribirá́ en cada sección el nombre del pozo, numero de núcleo,
numero de tramo, intervalo nucleado en metros y marcar la parte inferior y la
parte superior en cada extremo de cada sección de núcleo.
Las siguientes figuras muestran la forma y orientación de los núcleos.
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A continuación se hace un breve comentario de los siguientes parámetros que
intervienen en la descripción de un núcleo.
Porosidad.- es el porcentaje o la fracción del volumen total ocupado por poros
o espacios vacíos en una roca; es una propiedad importante de la roca
almacenadora, la porosidad puede ser primaria y secundaria.
Porosidad primaria.- (original), es aquella que se desarrolla durante el proceso
de deposito (singenetica) de los sedimentos.
Principales tipos de porosidad primaria:
•
•
•
•
Intergranular
Intrafosilar
Fenestral
Intragranular
Porosidad secundaria.- es aquella que se desarrolla posteriormente al proceso
de deposito (postgenetica) de los sedimentos.
Principales tipos de porosidad secundaria:
a)intercristalina
b)fracturas
c) cavidades de disolución
Permeabilidad: es la capacidad que tiene la roca de permitir el paso de los
fluidos, a traves de ella; la permeabilidad se mide en milidarcy, se representa
por (k). Los buenos yacimientos presentan una permeabilidad de 150 milidarcy,
en rocas carbonatadas en el área marina, el rango de producción de
hidrocarburos es de 50 a 500 milidarcy.
impregnación: es la cantidad de aceite que presenta la roca en sus poros o
fracturas, (núcleos o muestras de canal), en los núcleos se observa a simple
vista, por exudación de aceite en las fracturas, en forma de burbujas en los
poros y en otras ocasiones para poder observarla tiene que ser con la ayuda
del microscopio, cuando el aceite es muy ligero es difícil de observar la
impregnación en algunas ocasiones se logra ver en parte del fragmento del
núcleo zonas ligeramente cerosas y esto tiene que ser con el auxilio del
microscopio), sin embargo cuando el aceite es pesado o semipesado no
existe ningún problema en reconocerla porque presenta colores oscuros
brillantes e iridiscentes.
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fluorescencia.- es el color de espectro que presenta el hidrocarburo en los
recortes de la roca, se observa con el fluoroscopio; se seleccionan los
fragmentos con impregnación de aceite de la formación que se está
perforando, se colocan en un fondo Petri limpio de cualquier contaminante de
lo contrario la fluorescencia reportada no es la real de la roca, se adicionan
unas gotas de tetracloruro de carbono (no es el más recomendable porque es
altamente venenoso, sin embargo es el mejor) o de acetona con un gotero, se
lleva al fluoroscopio y se observa el color de espectro, se compara el Color
obtenido con una tabla de comparación ya establecida, los hidrocarburos
ligeros dan fluorescencia de color claro y los hidrocarburos pesados dan
fluorescencia color oscuro el valor es porcentual.
Fauna.- es el conjunto de fósiles microscópicos y megascopicos que presenta
una roca, son de dos tipos:
a) planctónicos (dan cronología)
b) bentónicos (dan medios ambientes)
Estratificación.- son las características depositacionales en forma de estratos
(se observa en núcleos y muestras de mano) que presentan las rocas
sedimentarias y debe de ser medible, es decir, mayor de 1 cm. de espesor, y se
clasifican en:
1. - estratificación delgada (1 a 30 cm.)
2. - estratificación media (30 a 80 cm.)
3. - estratificación gruesa (80 cm a 1.6 m)
4. - estratificación masiva (mayor de 1.6 m)
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asi también se tiene:
•
•
•
estratificación graduada
estratificación cruzada
estratificación paralela
Fluorescencia: son las ondas emitidas por una sustancia o un cuerpo, que se
pueden observar en un aparato llamado fluoroscopio que contiene en su
interior unas lámparas ultravioleta, en el cual se determina mediante la
longitud de dichas ondas (el color), el espectro óptico de los hidrocarburos de
acuerdo con el color del corte e intensidad del mismo; así como una
cuantificación inicial del porcentaje de hidrocarburos en relación a la muestra.
Se ha comprobado que solo las ondas de luz menor de 3,650 unidades
Angstrom, producen fluorescencia de aceite crudo; siendo este, un método
que se utiliza para detectar aceite crudo en las muestras tanto de núcleo
como de canal.
El color de la fluorescencia nos indica la gravedad especifica del aceite; que
a medida que el aceite sea de mayor gravedad, la longitud de ondas
reflejadas será́ también mayor. Esto es, mientras más claro es el color, más
ligero es el aceite.
Existen tres tipos de fluorescencia:
1. Fluorescencia mineral (caliza, calcita, cuarzo, pirita, restos de moluscos,
etc.)
2. Fluorescencia por contaminación (grasa de tubería, aceite de
maquinas, detergentes de lodo, diesel, etc.)
3. Fluorescencia de formación (hidrocarburos del pozo).
TIPOS DE REGISTROS.
Para determinar algunas características de las formaciones del subsuelo es
necesario llevar a cabo la toma de registros. Para esto se utiliza una unidad
móvil (o estacionaria en pozos costa fuera) que con- tiene un sistema
computarizado para la obtención y procesamiento de datos. También cuenta
con el envío de potencia y señales de comando (instrucciones) a un equipo
que se baja al fondo del pozo por medio de un cable electromecánico. El
registro se obtiene al hacer pasar los sensores de la sonda en- frente de la
formación, moviendo la herramienta lentamente con el cable.
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Dentro de los objetivos del registro geofísico podemos mencionar:
•
•
•
•
•
•
Determinación de las características de la formación: porosidad,
saturación de agua/hidrocarburos, densidad.
Delimitación (cambios) de litología
Desviación y rumbo del agujero Medición del diámetro de agujero
Dirección del echado de formación
Evaluación de la cementación
Condiciones mecánicas de la TR
Registros en agujero abierto
•
•
•
•
•
•
Inducción
Doble Laterolog
Neutrón compensado
Densidad compensada
Sónico digital
Imágenes de pozo
Registros en agujero entubado
•
•
•
Evaluación de la cementación
Pruebas de formación
Desgaste de tubería
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TIPOS DE HERRAMIENTAS
El equipo de fondo consta básicamente de la sonda. Este es el elemento que
contiene los sensores y el cartucho electrónico, el cual acondiciona la
información de los sensores para enviar a la superficie, por medio del cable.
Además, recibe e interpreta las órdenes de la computadora en superficie. Las
sondas se clasifican en función de su fuente de medida en:
•
•
•
Resistivas (Fuente: corriente eléctrica)
Porosidad (Fuente: cápsulas radiactivas).
Sónicas (Fuente: emisor de sonido).
Registros resistivos
La cantidad de aceite o gas contenido en una unidad de volumen del
yacimiento, es el producto de su porosidad por la saturación de hidrocarburos.
Los parámetros físicos principales para evaluar un ya- cimiento son porosidad,
saturación de hidrocarburos, espesor de la capa permeable y permeabilidad.
Para deducir la resistividad de formación en la zona no invadida, las medidas
de resistividad se usan, solas o en combinación. Es decir, atrás de la zona
contaminada por los fluidos de control del pozo. También se usan para
determinar la resistividad cercana al agujero. Ahí, en gran parte, el filtrado del
lodo ha reemplazado los fluidos originales.
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Las medidas de resistividad junto con la porosidad y resistividad del agua de
formación, se usan para obtener la saturación de agua. La saturación
obtenida de las resistividades somera y profunda se comparan para evaluar la
productividad de la formación.
La resistividad de una formación pura saturada con agua, es proporcional a la
resistividad del agua con la que se encuentra saturada.
Doble inducción fasorial
La herramienta doble inducción fasorial realiza medidas de resistividad a tres
diferentes profundidades de investigación. De esta manera, proporciona
información para determinar las resistividades de la zona virgen, la zona
barrida y la zona de transición (en su caso). Con esta información se pueden
obtener datos de saturación y movilidad de fluidos (complementada con
información de otras herramientas).
El sistema fasorial permite obtener datos más exactos para diferentes valores
de resistividad. La herramienta cuenta con un sistema de auto calibración que
mejora la precisión de la respuesta y reduce el efecto de las condiciones
ambientales. Además, el sistema de transmisión de datos en forma digital del
fon- do a la superficie permite una mayor capacidad de señales libres de
ruidos. La figura 6 muestra un ejemplo del registro.
Las principales aplicaciones de esta herramienta son:
1. Interpretación de formaciones con diámetros gran- des de invasión
2. Formaciones con contraste medio-alto de resistividades
3. Gráficos de invasión
4. Pozos con lodos no conductivos
Doble Laterolog telemétrico
La herramienta Doble Laterolog proporciona dos mediciones con la mayor
profundidad de investigación, de tres mediciones necesarias que se requieren
para tratar de determinar la resistividad de la zona invadida(Rxo=)y de la zona
virgen(Rt),a éstas se les conocen como Lateral Somera (Lls ) y Lateral Profunda
(Lld).
La tercera medición requerida se puede obtener de correr la herramienta de
Enfoque Esférico o Micro esférico (MSFL) en forma independiente o combinada
En la herramienta DLL se permite que varíe tanto el voltaje emitido como la
corriente (pero manteniendo el producto potencial constante), con lo cual
brin- da un rango de mediciones. La figura 7 muestra un ejemplo del registro.
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Aplicaciones principales
•
•
•
•
•
•
Resistividad en la zona virgen y zona lavada
Perfiles de invasión
Correlación
Detección de vista rápida de hidrocarburos
Control de profundidad
Indicador de hidrocarburos móviles
Microesférico enfocado
Esta herramienta surge de la necesidad de cono- cer Rxo para realizar
correcciones a las lecturas de otras herramientas y tener un valor adecuado
de Rt.
Durante el desarrollo de las herramientas de registros se han pasado por varias
etapas hasta llegar al SRT ( Spherically Focused Resistivity Tool). Previos a esta
generación podemos citar microlog, microlate- rolog y proximidad.
La herramienta actual se conoce genéricamente como registro Microesférico
(Micro Spherical Focused Log). Se basa en el principio de enfoque esférico
usado en los equipos de inducción pero con un espaciamiento de electrodos
mucho menor. En este caso los electrodos se ubican en un patín de hule que
se apoya directamente sobre la pared del pozo. El arreglo Microesférico
reduce el efecto adverso del enjarre del fluido del pozo. De esta manera se
mantiene una adecuada profundidad de investigación. La figura 8 muestra un
ejemplo del registro.
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Principales aplicaciones
•
•
•
•
Resistividad de la zona lavada
Localización de poros y zonas permeables
Indicador de hidrocarburo móvil
Calibrador
Registros nucleares
La determinación de la porosidad de la formación se puede hacer de manera
indirecta a través de las medidas obtenidas de herramientas nucleares o
acústicas.
Las herramientas nucleares utilizan fuentes radiactivas. Mediante la medición
de la forma de interactuar, con la formación de las partículas irradiadas por la
fuente, se pueden determinar algunas características.
Se tienen tres tipos de herramientas nucleares:
Radiación natural
Rayos Gamma, espectroscopía
Neutrones
Neutrón compensado
Rayos gamma
Litodensidad compensada
Las herramientas para medir la radiación natural no requieren de fuentes
radiactivas y la información que proporcionan es útil para determinar la
arcillosidad y contenido de minerales radiactivos de la roca.
Las herramientas de neutrón compensado y litodensidad requieren de fuentes
radiactivas emisoras de neutrones rápidos y rayos Gamma de alta energía,
respectivamente.
Dada la forma diferente en que las partículas interaccionan con la materia,
resulta útil la comparación directa de las respuestas obtenidas para la
detección de zonas con gas, arcillosas, etc. De manera general tenemos:
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En donde
Φ! 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑟𝑒𝑔𝑖𝑠𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑛𝑒𝑢𝑡𝑟𝑜𝑛 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑒𝑛𝑠𝑎𝑑𝑜
Φ! 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑟𝑒𝑔𝑖𝑠𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑖𝑡𝑜𝑑𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑒𝑛𝑠𝑎𝑑𝑜
Neutrón compensado
La herramienta de neutrón compensado utiliza una fuente radiactiva (emisor
de neutrones rápidos) y dos detectores. Su medición se basa en la relación de
conteos de estos dos detectores. Esta relación refleja la forma en la cual la
densidad de neutrones de- crece con respecto a la distancia de la fuente y
esto depende del fluido (índice de hidrógeno) contenido en los poros de la
roca y por lo tanto, de la porosidad. La figura 9 muestra un ejemplo del
registro.
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La herramienta es útil como indicador de gas. Esto es porque mide el índice de
hidrógeno y el gas con- tiene un bajo índice, entonces la porosidad aparen- te
medida será baja. Al comparar esta porosidad aparente con la determinada
por otras herramientas tales como el litodensidad o el sónico, es posible determinar la posible presencia de gas.
Las principales aplicaciones de la herramienta son:
•
•
•
•
Determinación de la porosidad
Identificación de la litología
Análisis del contenido de arcilla
Detección de gas
Litodensidad compensada
El equipo de litodensidad es una herramienta que utiliza una fuente radiactiva
emisora de rayos gamma de alta energía y se usa para obtener la densidad
de la formación e inferir con base en esto la porosidad; así como efectuar una
identificación de la litología.
Para obtener la densidad, se mide el conteo de rayos gamma que llegan a los
detectores después de interactuar con el material. Ya que el conteo obtenido
es función del número de electrones por cm3 y éste se relaciona con la
densidad real del material, lo que hace posible la determinación de la
densidad. La identificación de la litología se hace por me- dio de la medición
del "índice de absorción foto- eléctrica". Éste representa una cuantificación de
la capacidad del material de la formación para absorber radiación
electromagnética mediante el mecanismo de absorción fotoeléctrica. La
figura 10 muestra un ejemplo del registro.
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Las principales aplicaciones de la herramienta son
•
•
•
•
Análisis de porosidad
Determinación de litología
Calibrador
Identificación de presiones anormales
Registros acústicos
El equipo sónico utiliza una señal con una frecuencia audible para el oído
humano. El sonido es una forma de energía radiante de naturaleza puramente
mecánica. Es una fuerza que se transmite desde la fuente de sonido como un
movimiento molecular del medio. Este movimiento es vibratorio debido a que
las molé- culas conservan una posición promedio. Cada molécula transfiere su
energía (empuja) a la siguiente molécula antes de regresar a su posición
original. Cuan- do una molécula transfiere su energía a otra, la distancia entre
ellas es mínima, mientras que entre la primera y la anterior a ella, la distancia es
mayor que la normal. Las áreas de distancia mínima entre moléculas se llaman
"áreas de compresión" y las de mayor distancia se llaman "áreas de
rarefacción". Un impulso de sonido aparecerá como un área de compresión
se- guida por un área de rarefacción.
En el equipo sónico los impulsos son repetitivos y el sonido aparecerá como
áreas alternadas de compresiones y rarefacciones llamadas ondas. Ésta es la
forma en que la energía acústica se transmite en el medio. La figura 13
muestra las diferentes ondas y trayectorias.
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sónico digital
La energía sónica emitida desde el transmisor impacta la pared del pozo. Esto
origina una serie de ondas en la formación y en su superficie. El análisis del tren
de ondas complejo, proporciona la información concerniente a la disipación
de la energía de sonido en el medio.
La herramienta Sónico Digital permite la digitación del tren de ondas completo
en el fondo, de tal manera que se elimina la distorsión del cable. La mayor
capacidad de obtención y procesamiento de datos permite el análisis de
todos los componentes de la onda de sonido (ondas compresionales,
transversales y Stoneley). La figura 14 muestra un ejemplo del registro.
Las aplicaciones principales de la herramienta son:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
Correlación de datos sísmicos
Sismogramas sintéticos
Determinación de porosidad primaria y secundaria
Detección de gas
Detección de fracturas
Características mecánicas de la roca
Estabilidad del agujero
Registro sónico de cemento
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Geometría del pozo
La herramienta geometría de pozo cuenta con cuatro brazos. Éstos miden
simultáneamente dos calibres de pozo independientes. También se miden el
azimuth de la herramienta, la desviación del pozo y el rumbo relativo. La figura
16 muestra un ejemplo del registro.
En la computadora en superficie, es posible obtener la integración del
volumen del pozo y el volumen necesario de cemento para cementar la
próxima TR.
selección de los registros apropiados
La selección de las combinaciones de registros de- penderá de una variedad
de factores, que incluyen el sistema de lodo, tipo de formación, conocimiento
pre- vio del yacimiento, tamaño de agujero y desviación, tiempo y costo del
equipo de perforación, disponibilidad de equipo, y el tipo de información
deseada. Los tipos de registros corridos también son dependientes del tipo de
pozo. Los pozos típicamente exploratorios requieren un programa comprensivo
de registros, en cambio los pozos de relleno y desarrollo pueden requerir
solamente servicios básicos.
Algunos registros adicionales pueden solicitarse donde los geólogos, ingenieros
de yacimientos, ingenieros de terminación y geofísicos desean información
adicional para la evaluación y terminación del pozo. El uso de computadoras
en la evaluación de las formaciones y la habilidad de registrar datos en una
variedad de formatos (por ejemplo: LIS, LAS, ASCII) ha propiciado un
incremento sustancial en la utilización de datos almacenados compatibles con
los programas de registros.
Pozos exploratorios
Con los pozos exploratorios, se tiene muy poca información del yacimiento. Esa
situación demanda típicamente un programa bien estructurado de registros
para ganar información acerca de la estructura subsuperficial, la porosidad
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del yacimiento, y la saturación de fluidos. En muchos casos un registro sónico
podría ser necesario para correlacionar con secciones sísmicas. Pruebas de
formación y núcleos de pared podrían también necesitarse para tener un
mejor entendimiento del interior de la formación. Toda esa información no es
sólo útil para simplificar la aproximación a una exploración más profunda, sino
también para desarrollar los programas de perforación y registros de pozos de
desarrollo.
Pozos de Desarrollo
Los pozos de desarrollo son los que se perforan después de que el pozo
exploratorio resultó pro- ductor; su propósito es desarrollar un campo inmediatamente después que ha sido descubierto, así como identificar los límites
del campo. La mayoría de los pozos perforados pueden clasificarse como de
desarrollo. Aunque la adquisición de datos que pertenecen a las
características de la formación es aún una prioridad, los conjuntos de registros
para pozos de desarrollo son más limitados que los de pozos exploratorios. La
información que se obtiene puede correlacionarse con los datos adquiridos en
los pozos exploratorios aso- ciados. De esta forma se obtiene una mejor
imagen del campo en su conjunto.
Control de calidad de los registros
La calidad de los datos registrados debe ser de la máxima preocupación,
tanto para el ingeniero del campo como para el cliente. Decisiones muy caras
acerca del futuro de un pozo se basan en datos de registros. Los datos exactos
son vitales para el proceso de toma de decisiones y futuro éxito / fallo de un
pozo. El primer paso en cualquier análisis de un problema debe ser definir los
registros, buscando anomalías o cualquier respuesta extraña en la respuesta
de los registros. Todas las compañías de registros y muchos clientes han
desarrollado programas de control de calidad detallado de registros en su sitio.
Hay cuatro principales áreas de preocupación que deben considerarse para
asegurar la calidad de los registros.
Control de profundidad
El control de profundidad es sólo uno de los muchos componentes vitales de la
calidad de los da- tos. Sin embargo, también es uno de los más difíciles de
alcanzar. En situaciones exploratorias, alguna seguridad puede obtenerse a
partir de comparaciones entre la profundidad de los registros, la profundidad
del perforador y la profundidad de la TR y al conocimiento general de las
estructuras geológicas regionales. Se debe tener en mente, que no existe
medio alguno que vierta referencias exactas. En situaciones de desarrollo y
relleno hay suficiente con- trol para asegurar la corrección de la profundidad
en los datos para un pozo particular. Debe hacerse un esfuerzo para asegurar
que el control de la profundidad sea práctica en cada pozo.
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Calidad técnica general
Más allá del control humano muchas condiciones pueden afectar de manera
adversa el control de calidad técnico de los datos de registro. La más obvia
de ellas es el mal funcionamiento del equipo. La mejor manera de minimizar el
mal funcionamiento del equipo y la posibilidad de una pobre calidad de los
registros son los programas de mantenimiento preventivo. Otras posibles
causas de pobreza de información incluyen: agujeros muy rugosos, atorones
de herramienta, rotación de herramientas, velocidad excesiva de registro,
desviación de los pozos, pobre centralización o excentralización y erro- res del
ingeniero. Cada una de esas posibilidades debe mantenerse en mente
cuando se evalúa la calidad de los datos de registro. En algunos casos, debe
hacerse una segunda corrida, tal vez con un tren de herramientas diferente.
Lectura de los registros geofísicos
Sin menospreciar el contenido de todos los componentes que constituyen la
impresión de un registro geofísico de pozo, en esta sección se van a enunciar
aquéllas que permiten analizar o diagnosticar las características básicas
acerca del contenido de roca y fluidos de un pozo registrado.
Centraremos nuestra atención en:
Encabezado de escalas Cuerpo de carriles conteniendo curvas
Es conveniente enfatizar que con los sistemas disponibles para la adquisición
de datos, las curvas nos son entregadas en el escritorio con las correcciones
ambientales aplicadas automáticamente.
1) Encabezado de escalas a) Esta sección del registro presenta las escalas con
la indicación de los límites máximos y mínimos de la curva en cuestión, así
como el tipo y color de la curva a la que es referido.
b) En esta misma sección se presentan, algunas áreas coloreadas, que
pueden indicar características de condiciones de agujero o representaciones
objetivas de alguna zona importante des- de un punto de vista objetivo,
cualitativo y cuantitativo.
2) Cuerpo de carriles conteniendo las curvas
a) En esta sección se presentan, como una convención, 3 carriles principales,
conteniendo cada uno de ellos una o más curvas de registro b) Entre los
carriles 1 y 2 se presenta, de una manera estándar, un carril de profundidad, al
cual se le agrega con cierta frecuencia la curva de tensión sobre el cable,
registrada durante la operación de registro.
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Respuesta típica del registro GR
La deflexión del registro de GR es función no sólo de la radioactividad y
densidad de las formaciones, sino también de las condiciones del agujero
(diámetro, peso del lodo, tamaño y posición de la herramienta), ya que el
material interpuesto entre el contador de los rayos gamma (compuesto de un
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cristal cintilador y un tubo photomultiplicador) y la formación absorbe los rayos
gamma, infiriendo en la medición de los mismos
Identificación de litologías
La superposición de los registros Neutrón -Densidad, con el Sónico como
complemento, es general- mente la combinación más usada para determinar
litologías.
En ocasiones las herramientas de registros responden de manera diferente a
las diversas litologías y contenido de fluido en los poros de la roca. Esto puede
usarse para identificar las formaciones. Resume de manera gráfica el
comportamiento de las mediciones en lutitas, arena y carbonatos, con las tres
herramientas de Porosidad, Neutrón Compensado, Litodensidad y Sónico.
En una lutitas no compactada, la porosidad del sónico dará una lectura muy
alta. Esto se debe a que el tiempo de tránsito de la onda sónica es alto,
mientras que el Neutrón, que mide el contenido de hidrógeno, no está
afectado, por lo que lee prácticamente la porosidad real. La porosidad del
Densidad es casi cero, suponiendo una densidad de 2.65 gr/cc de la lutitas.
En una arena no compactada con gas, la porosidad Sónica sigue siendo alta
debido a la no compactación, pero la porosidad del Neutrón es baja debido
a que el gas tiene un bajo contenido de hidrógeno, mientras que la porosidad
del Densidad es alta debido a que la densidad del fluido contenido en los
poros es baja (el algoritmo para cálculo de la porosidad considera la densidad
del fluido = 1.0). La porosidad verdadera está entre la porosidad neutrónica y
la de densidad.
En una arena no compactada con aceite o agua, la porosidad Sónica sigue
siendo alta debido a la no compactación, mientras que la porosidad del
neutrón y del densidad miden casi igual a la porosidad ver- dadera.
En una arena arcillosa con gas, la porosidad del Sónico es alta debido al
efecto del gas y la arcilla, mientras que la porosidad del Neutrón tiende a ser
alta debido a la arcilla, pero baja debido al gas. Lo contrario sucede con la
porosidad del Densidad. El gas tiende a dar lecturas más altas de porosidad,
mientras que la arcilla tiende a bajarlas. El efecto es que la porosidad
Neutrónica medirá menos y la porosidad del Densidad más con res- pecto a la
porosidad verdadera.
En una arena arcillosa con aceite o agua, el efecto de la arcilla es porosidad
del Sónico alta, porosidad Neutrónica alta y porosidad Densidad baja
Si la arena es limpia y contiene gas, las porosidades Sónica y de Densidad
tienden a ser altas mientras que la porosidad Neutrónica tiende a ser baja por
el efecto del gas.
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En una arena limpia con aceite o agua, las tres lecturas de porosidad
tenderán a ser iguales a la porosidad verdadera de la roca
En un carbonato limpio, se puede observar la misma tendencia en la respuesta
de la herramienta que en una arena limpia. Si se tiene presencia de gas, éste
afectará principalmente la respuesta de la porosidad del Neutrón dando
lecturas bajas, mientras que el Sónico y Densidad tienden a dar lecturas altas.
Si el fluido contenido en los poros es aceite o agua, las tres porosidades miden
igual.
Los registros geofísicos fueron introducidos en la industria petrolera hace más
de medio siglo y desde entonces muchos dispositivos de registros han sido
desarrollados y puestos en actividad. Así como la especialidad de registros
geofísicos avanzó, el arte de interpretar sus datos también lo hizo. En la
actualidad el análisis detallado de los registros de pozos, proporcionan un
método para derivar o inferir valores exactos de la saturación del agua o
hidrocarburos, la porosidad, el índice de permeabilidad, la litología del
yacimiento, etc. Sin embargo, en forma general podemos decir que los
registros geofísicos se aplican en perforación y terminación de pozos,
producción y en la evaluación del yacimiento.
Después de la perforación, con los registros geofísicos (resistividad, sónico,
densidad, radioactivos) se pueden detectar y evaluar presiones de formación
altas, así como evaluar gradientes de fractura de la formación. En un registro
de conductividad y sónico, al detectar presiones anormales, la conductividad
eléctrica se incrementa y el tiempo de viaje de la onda sonora en seg/m o
seg/pie también se incrementa. En el caso de un registro de densidad, éste
mostrará una disminución en densidad dentro de una región de presión
anormal.
CNL = Registro neutrónico compensado.
BHC = Registro sónico compensado
CBL = Registro de cementación
CCL = Registro localizador de coples.
CDR = Registro direccional continuo.
DIL = Registro doble inducción
DLL = Registro doble Laterolog.
FDC = Registro de densidad de formación.
FIL = Registro de identificación de fracturas.
VDL = Registro de densidad variable.
CBT = Registro sónico de cementación
CET = Registro sónico de evaluación del cemento.
BHC = Registro sónico de porosidad compensado.
LDT = Registro litodensidad compensada.
NGT = Registro espectroscopía de rayos gamma naturales.
GRN = Registro rayos gamma naturales-neutrón.
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VSP = Perfil de velocidades sísmicas.
CNL = Registro neutrón compensado.
SHDT= Herramienta de echado estratigráfico.
SFL = Registro de enfoque esférico.
SIT = Herramienta de punto libre.
GR = Registro de rayos gamma.
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CONCLUSION
Durante la perforación de pozos petroleros de todo el mundo, es conveniente
prevenir y evaluar los problemas que causan el “descontrol” de un pozo,
debido a las presiones de los fluidos que contienen las formaciones
atravesadas y contar con la seguridad de conservar un yacimiento
potencialmente productor de hidrocarburos por falta de información. Por tal
motivo se hace indispensable instalar equipos capaces de lograr estos
objetivos. En un principio estos instrumentos de medición fueron creados para
control de pozos exploratorios, donde no se conoce la problemática que
pudiera encontrarse, extendiéndose mas tarde a pozos de desarrollo para
mejor control del pozo.
Con un equipo de registro de hidrocarburos en un pozo se tiene la posibilidad
de perforar con seguridad y economía, por detectar a tiempo los fluidos de
formación que pudieran causar problemas; además de recopilar información
para ser utilizada en un futuro próximo en pozos cercanos con correlación
estratigráfica.
Por ultimo, es importante señalar que cada uno de los parámetros que
intervienen en el proceso de perforación son monitoreados en tiempo real
para poder elaborarse en grafica que proporcionen la información requerida
para el conocimiento de las propiedades físico-químicos de las rocas
atravesadas, así como de los fluidos de las formaciones.
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