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 Universidad Autónoma de Guadalajara Campus Tabasco FACULTAD DE INGENIERÍA PETROLERA 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 Semestre Enero-Junio 2014 Universidad Autónoma de Guadalajara Campus Tabasco FACULTAD DE INGENIERÍA PETROLERA 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. Semestre Enero-Junio 2014 Universidad Autónoma de Guadalajara Campus Tabasco FACULTAD DE INGENIERÍA PETROLERA 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. Semestre Enero-Junio 2014 Universidad Autónoma de Guadalajara Campus Tabasco FACULTAD DE INGENIERÍA PETROLERA 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 Semestre Enero-Junio 2014 Universidad Autónoma de Guadalajara Campus Tabasco FACULTAD DE INGENIERÍA PETROLERA 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 Semestre Enero-Junio 2014 Universidad Autónoma de Guadalajara Campus Tabasco FACULTAD DE INGENIERÍA PETROLERA 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% Semestre Enero-Junio 2014 Universidad Autónoma de Guadalajara Campus Tabasco FACULTAD DE INGENIERÍA PETROLERA 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. Semestre Enero-Junio 2014 Universidad Autónoma de Guadalajara Campus Tabasco FACULTAD DE INGENIERÍA PETROLERA 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. Semestre Enero-Junio 2014 Universidad Autónoma de Guadalajara Campus Tabasco FACULTAD DE INGENIERÍA PETROLERA 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) Semestre Enero-Junio 2014 Universidad Autónoma de Guadalajara Campus Tabasco FACULTAD DE INGENIERÍA PETROLERA 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. Semestre Enero-Junio 2014 Universidad Autónoma de Guadalajara Campus Tabasco FACULTAD DE INGENIERÍA PETROLERA 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 Semestre Enero-Junio 2014 Universidad Autónoma de Guadalajara Campus Tabasco FACULTAD DE INGENIERÍA PETROLERA 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. Semestre Enero-Junio 2014 Universidad Autónoma de Guadalajara Campus Tabasco FACULTAD DE INGENIERÍA PETROLERA 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. Semestre Enero-Junio 2014 Universidad Autónoma de Guadalajara Campus Tabasco FACULTAD DE INGENIERÍA PETROLERA 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. Semestre Enero-Junio 2014 Universidad Autónoma de Guadalajara Campus Tabasco FACULTAD DE INGENIERÍA PETROLERA 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: Semestre Enero-Junio 2014 Universidad Autónoma de Guadalajara Campus Tabasco FACULTAD DE INGENIERÍA PETROLERA 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. Semestre Enero-Junio 2014 Universidad Autónoma de Guadalajara Campus Tabasco FACULTAD DE INGENIERÍA PETROLERA 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. Semestre Enero-Junio 2014 Universidad Autónoma de Guadalajara Campus Tabasco FACULTAD DE INGENIERÍA PETROLERA 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. Semestre Enero-Junio 2014 Universidad Autónoma de Guadalajara Campus Tabasco FACULTAD DE INGENIERÍA PETROLERA 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 Semestre Enero-Junio 2014 Universidad Autónoma de Guadalajara Campus Tabasco FACULTAD DE INGENIERÍA PETROLERA 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 Semestre Enero-Junio 2014 Universidad Autónoma de Guadalajara Campus Tabasco FACULTAD DE INGENIERÍA PETROLERA 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. Semestre Enero-Junio 2014 Universidad Autónoma de Guadalajara Campus Tabasco FACULTAD DE INGENIERÍA PETROLERA 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. Semestre Enero-Junio 2014 Universidad Autónoma de Guadalajara Campus Tabasco FACULTAD DE INGENIERÍA PETROLERA 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 Semestre Enero-Junio 2014 Universidad Autónoma de Guadalajara Campus Tabasco FACULTAD DE INGENIERÍA PETROLERA 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. Semestre Enero-Junio 2014 Universidad Autónoma de Guadalajara Campus Tabasco FACULTAD DE INGENIERÍA PETROLERA 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. Semestre Enero-Junio 2014 Universidad Autónoma de Guadalajara Campus Tabasco FACULTAD DE INGENIERÍA PETROLERA 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. Semestre Enero-Junio 2014 Universidad Autónoma de Guadalajara Campus Tabasco FACULTAD DE INGENIERÍA PETROLERA 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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