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7/27/2019 Schlumberger Petrofisica

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Schlumberger Instructor: Ing. Gelogo Jorge Aboud S. N.

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CURSO DE REGISTROS ELCTRICOS.

CONTENIDOINTRODUCCIN

OBJETIVO 1 :ANALIZAR LAS RAZONES QUE JUSTIFICAN PERFORAR Y PERFILAR POZOS

OBJETIVO 2 :CONOCER LAS PROPIEDADES FSICAS DE LAS ROCAS

OBJETIVO 3 :REALIZAR EL CONTROL DE CALIDAD A LOS PERFILES.

OBJETIVO 4:CONOCER DISPOSITIVOS ELCTRICOS PARA EVALUAR EL YACIMIENTO.

4.1.- Caractersticas, propiedades generales, utilidad e importancia de los perfiles.4.2.- Perfil de potencial Espontneo (SP)4.3.- Perfil de Rayos Gamma (GR)4.4.- Perfiles de Resistividad.4.4.1.- Investigacin profunda = Macrodispositivos.4.4.1.1.- Lateroperfil

4.4.1.2.- Perfil de Induccin:4.4.1.3.- Perfil Esfrico enfocado4.4.2.- Investigacin prxima = Microdispositivos.4.4.2.1.- Perfil Microesfrico:4.4.2.2.- Microperfil4.4.2.3.- Microlateroperfil y perfil de proximidad:4.5.- Perfiles de Porosidad.4.5.1.- Perfil snico:4.5.2. Perfil de lito-densidad

OBJETIVO 5.- CONOCER GENERALMENTE LOS ASPECTOS PETROFSICOS, PARA UNAMEJOR INTERPRETACIN BSICA, APLICANDO LA METODOLOGA ADECUADA.

5.1.- REVISAR LOS MTODOS MS IMPORTANTE PARA EL CLCULO DE LA SATURACINDE AGUA.

5.1.- Saturacin de Agua5.1.2.- Utilidad:5.1.3.- Mtodos para determinar la Sw:5.1.3.1.- Anlisis de Ncleos.5.1.3.1.1.- Concepto:


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5.1.3.1.2.- Objetivos5.1.3.1.3.- Mtodos de Adquisicin.5.1.3.2.- Ecuacin de Archie5.1.3.3.- Mtodo Grfico5.1.3.4.- Determinacin de la saturacin de agua (Sw) en formaciones arcillosas.5.1.3.4.1.- Modelo de Simandoux:5.1.3.4.2.- Modelo de Saraband5.1.3.4.3.- Modelo de Waxman-Smith Normalizado.5.1.3.4.4.- Modelo de Doble Agua.


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INTRODUCCIN

El objetivo principal de los registros elctricos es ayudar en la localizacin de formaciones o rocas

ricas en petrleo y gas. Los registros sirven adems para obtener datos necesarios en la

interpretacin de los ambientes de depositacin, estructuras geolgicas, como tambin en las

operaciones de completacin de pozos nuevos o viejos y en la estimacin de reservas.

El desarrollo tecnolgico de las herramientas de registros, ha tenido un gran avance en nuestra

era moderna; con los dispositivos ms sofisticados, complejos y compactos con la cual podemos

obtener una mejor, precisa y rpida evaluacin e interpretacin petrofsica de nuestrosyacimientos petrolferos.

Por lo tanto, tengamos en cuenta, que la comprensin de los conceptos bsicos es esencial an en

las tcnicas de interpretacin ms avanzada.

Registros, instrumentos de registros y la informacin geolgica as como la perforacin, no son

ms que herramientas del oficio. El propsito de todas esta herramientas es la determinacin del

valor comercial del pozo. Por consiguiente, toda informacin que se obtenga respecto a la litologa,

porosidad, permeabilidad y saturacin es de gran importancia.


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CURSO DE REGISTROS ELCTRICOS.

OBJETIVO 1

ANALIZAR LAS RAZONES QUE JUSTIFICAN PERFORAR Y PERFILAR POZOS Y

DEFINIR EL AMBIENTE DE TRABAJO PARA LA OBTENCIN DE PERFILES.

1.1.- Introduccin a la interpretacin de perfiles

En el desarrollo del curso se contempla los siguientes aspectos:

Reconocimiento de los diferentes perfiles y sus curvas

Discusin de los principios de medicin de las herramientas de perfilajes

Discusin de los principios bsicos de interpretacin de perfiles a pozo abierto

Introduccin a la interpretacin rpida o quick look y la interpretacin manual detallada.

1.2.- Necesidad de perforar y perfilar pozos.

Los mtodos ssmicos de superficie ayudan a identificar estructuras en el subsuelo que pueden

constituir trampas y contener fluidos, pero no permiten identificar si el fluido es hidrocarburo o

agua. La nica forma de definir la presencia de hidrocarburos en estas estructuras es perforar un

pozo.La interpretacin de perfiles es el proceso que utiliza mediciones obtenidas dentro del pozo

(perfiles) para permitir evaluar las caractersticas de las formaciones en el subsuelo, con los

siguientes objetivos principales:

Identificar la presencia de yacimientos

Estimar el volumen de hidrocarburos in situ

Estimar el volumen de hidrocarburos recuperable

Auxiliar en la identificacin de ambientes de depsito.

Las mediciones que pueden obtenerse dentro del pozo, puede agruparse en cuatro

categoras:

a) Registro durante la perforacin:

Control geolgico (Mud Logging)

MWD (Measuring-While-Drilling) o mediciones durante la perforacin.

LWD (Logging While Drilling) o perfiles durante la perforacin.


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b) Corte y anlisis de ncleo, corona, o corazn.

c) Registros a cable: perfiles elctricos

Aunque la interpretacin de perfiles no contribuya para la determinacin del rea de drenaje A, ni

del factor de eficiencia F, permite obtener una buena determinacin de la porosidad , de la parte

de la porosidad que contiene agua en la roca-reservorio, denominada "Saturacin de agua" Sw y

del espesor vertical del intervalo productivo h, siendo por lo tanto fundamental para la

determinacin del volumen de reservas.

1.3.- Ambiente de trabajo

El proceso de perforacin de un pozo genera muy poca informacin sobre su potencial productor.

Si existen hidrocarburos, el peso del lodo de perforacin evita que fluyan a la superficie y genera

una presin diferencial que los mueve para dentro de la formacin. El examen de los cortes o


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"cuttings" indica la litologa encontrada y puede revelar evidencias de hidrocarburos, pero no

permite estimar la cantidad de petrleo o gas "in-situ".

Los perfiles suministran los datos necesarios para una evaluacin cuantitativa de los hidrocarburos

in-situ. Las herramientas modernas de perfilajes generan una enorme cantidad de informacin

sobre las propiedades de las rocas y de los fluidos encontrados. Desde el punto de vista de tomada

de decisiones, los perfiles son una parte esencial del proceso de perforacin y terminacin de

pozos.

1.3.1.- Tipos de pozos

Se destacan a continuacin las caractersticas ms relevantes de pozos abiertos y pozos

entubados.

1.3.1.1.- Pozo abierto

El pozo abierto o OH ("Open-Hole') es el ms importante para la interpretacin de perfiles, ya que

la mayora de los perfiles necesarios para interpretacin solamente pueden ser obtenidos en pozo

abierto.

A continuacin se listan los parmetros ms relevantes al inters de este curso, as como el rango

de valores que frecuentemente adopta cada uno de ellos en la mayora de los pozos:

Profundidad del pozo- entre 300 y 8,000 m Desviacin de la vertical: entre 0 y 90'

Salinidad del lodo: entre 1,000 y 200,000 ppm Presin del fondo: entre 500 y 20,000 psi

Profundidad de invasin: entre 1 y 100' Temperatura de superficie: entre -30 y 5OC

Temperatura de fondo: entre 100 y 400'F Dimetro del pozo: entre 5 y 17' (pulgadas in)

Densidad del lodo: entre 9 y 17 lb/gal Espesor del revoque: entre 0.1 y l".

En ambientes tan hostiles como estos, los perfiles deben suministrar informacin sobre el estado

de las rocas-almacn antes de haber sido alteradas por el proceso de perforacin.

Para tener una perspectiva de las proporciones de un pozo tpico, la relacin entre el dimetro y la

profundidad final del pozo es similar a la relacin entre el espesor y la largura de un cabello

humano.


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1.3.1. 2.- Pozo entubado

Se denomina pozo entubado o CH ("Cased-Hole') al pozo despus de bajar la caera o "casing" yde cementar el espacio externo de la caera para aislar las formaciones de inters, en el cual se

pueden disparar caones bajados a cable en las zonas a ser probadas. Equipos especiales de

control de presin permiten controlar el pozo e incluso disparar los caones con diferencial de

presin negativo (a favor de la formacin).

Existen herramientas de perfilaje para pozo entubado. Las mas frecuentemente utilizadas permiten

determinar la calidad de la cementacin, detectar y cuantificar el movimiento de fluidos dentro del

pozo, as como medir el gradiente de temperatura y de densidad de fluidos dentro del pozo.


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Algunas de estas herramientas son de dimetro suficientemente delgado para poder bajar por la

tubera o 'tubing', ya sea para medir dentro de la tubera o en la caera, por debajo del packer o

(empacadura). Otras, solamente pueden ser utilizadas en la caera; deben ser utilizadas antes de

bajar el packer, de lo contrario ser necesario sacar la tubera y el packer para poder obtener estos

perfiles.

1.4.- Tipos de Iodos

Se describen los dos tipos ms comunes de lodo. En casos especiales, algunos pozos son

perforados a base de aire; este caso no es considerado en este curso.

1.4.1.- Lodo a base de agua

El lodo a base de agua o WBM ('Water-Based-Mud') es el mas comnmente utilizado y el mas

adecuado para la mayora de los perfiles existentes. Para los datos de salinidad y densidad

especificados a continuacin, se supone que la sal predominante en el lodo es el cloruro de sodio

(NaCl).


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1.4.1.1.- Agua dulce

La densidad del agua dulce es muy prxima a 1.0 gr/lcc. Su salinidad es baja, lo que dificulta el

paso de la corriente elctrica (resistividad muy alta) y por eso impide obtener perfiles

representativos de potencial espontneo (SP) y aquellos que envan corriente a la formacin a

travs del lodo.

1.4.1.2.- Agua salada

El lodo a base de agua de mar tiene una salinidad de aproximadamente 30,000 partes por milln

(ppm) y una densidad de aproximadamente 1.02 gr/cc. Es adecuada para la mayora de los

perfiles existentes.

1.4.1.3.- Agua saturada en sal

El lodo saturado en sal tiene una salinidad de aproximadamente 250,000 ppm y una densidad de

1.2 gr/cc. Su bajsima resistividad afecta los perfiles de induccin y hace con que, en general, el

perfil de SP no tenga definicin y aparezca como una lnea prcticamente recta.

1.4.2.- Lodo inverso

El lodo inverso o OBM ("Oil-Based-Mud") casi siempre contiene agua, pero el petrleo constituye

su fase continua. Una caracterstica de este lodo es el menor dao causado a las formaciones,

comparado con los Iodos en base de agua. Es por naturaleza menos denso y mucho mas resistivo

que el lodo en base de agua, lo que dificulta obtener los perfiles de SP y aquellos que envan

corriente a la formacin a travs del lodo.

1.5.- Permeabilidad y el proceso de invasin (o lavado de la formacin)

El proceso de invasin de la formacin slo ocurre cuando la formacin es permeable y est

originado por la presin hidrosttica del lodo ser mayor (en la profundidad de la capa permeable)

que la de la formacin.

1.5.1.- Efectos de la perforacin

La perforacin de pozos por rotacin, incluye un trpano o "bit' en el extremo de una larga columna

de perforacin o "drill-string", la cual es rotada desde la superficie a velocidades de 50 a 150 rpm.

La accin combinada de esta rotacin con la de pesos de 10,000 a 40,000libras que son aplicados

directamente encima del trpano, tritura la roca. Los cortes o "cuttings" son retiradas y

transportadas hasta la superficie por ellodo de perforacin, el cual es bombeado por dentro de la


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columna, sale por orificios del trpano y regresa a la superficie por el espacio anular entre la

columna y el pozo. Durante este proceso, las formaciones pueden erosionarse o colapsar

originando dimetros menores que el del trpano o derrumbarse originando dimetros mayores.

Adems, las formaciones permeables son generalmente lavadas por los fluidos de perforacin,

generando revoque en la pared del pozo.

1.5.2.- Permeabilidad

La permeabilidad, representada por k en milsimos de Darcies (md), es la capacidad de la

formacin de permitir que los fluidos la atraviesen. Es una medida del volumen de fluidos con

viscosidad de 1 centipoise que pasan por un rea de 1 cm 2 bajo un gradiente de presin de 1 psi.

La unidad de permeabilidad es el Darcy, igual a 1,000 md; este valor de permeabilidad es muy

grande para muchas roca-reservorio que tienen permeabilidad en el rango de 1 a 100 md.

Cuando un medio no permite el paso de fluidos, se dice que es impermeable (por ejemplo, las

lutitas o "shales").

Contrariamente a la porosidad, la permeabilidad depende fuertemente del tamao absoluto de los

granos. Sedimentos de granos grandes, con grandes espacios porales, tienen alta permeabilidad.

Rocas con granos pequeos, con pequeos espacios porales y caminos de flujo muy tortuosos,

tienen baja permeabilidad.

1.5.3.- Invasin (o lavado de la formacin)

Durante la perforacin, para evitar el descontrol del pozo o 'blow-out', la presin Pm originada por

la columna de lodo debe ser mayor que la presin P, de los fluidos en el espacio poral (o presin

de yacimiento). El diferencial de presin P, - P, que generalmente es de unas pocas centenas de

psi, fuerza el fluido de perforacin dentro de la formacin. Si la formacin es permeable, el fluido

de perforacin entrar en la formacin dejando en la pared del pozo las partculas slidas que

contiene, lo que genera una capa de revoque o 'mud-cake'. El lquido que filtra dentro de la

formacin, denominado de filtrado o 'mud-filtrate', desplaza los fluidos originalmente contenidos en

la roca, generando una zona lavada en las proximidades de la pared del pozo.


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1.5.3.1.- Revoque

El proceso de invasin que genera revoque o "mud-cake" en la pared del pozo comienza as que el

trpano corta la formacin permeable. El proceso es rpido al inicio, hacindose mas lento amedida que aumenta el espesor del revoque, con lo que disminuye su permeabilidad.

Rpidamente el proceso se hace tan lento, que para los fines prcticos puede considerarse

finalizado. En realidad, el revoque es erosionado por la rotacin durante la perforacin y tambin

durante las maniobras con la columna, por ejemplo para cambiar el trpano, con lo cual el proceso

de invasin y formacin de revoque se reinicia cada vez. El espesor tpico del revoque,

representado por hmc = es de 1/4" o menos.

1.5.3.2. Zona lavada

La zona lavada, prxima a la pared del pozo, contiene el filtrado del fluido de perforacin o "mud-filtrate", extendindose desde la pared del pozo hacia dentro de la formacin, hasta una distancia

tal que los fluidos encontrados sean los originales en la roca (zona virgen). Esta distancia se

denomina profundidad de invasin, y su valor puede variar desde 2" para Iodos de muy buena

calidad en formaciones de alta porosidad (con mucho espacio poral disponible para acomodar la

invasin), hasta mas de 1" para Iodos de baja calidad en formaciones de baja porosidad (con poco

espacio poral).


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1.5.3.3.- Zona virgen

La zona virgen representa la roca permeable conteniendo en el espacio poral fluidos no afectados

por el proceso de perforacin ni por el de invasin.

1.5.3.4.- Profundidad de invasin al momento del perfilaje

La profundidad de invasin al momento del perfilaje depende de varios factores, siendo los

principales la caracterstica del filtrado del lodo y el diferencial de presin entre el lodo y el

yacimiento. El cabezal del perfil especifica el valor esttico de velocidad de filtrado de lodo como

"prdida de agua"; representa el volumen de filtrado en cc, que pasa por un papel de filtro durante

30 minutos con un diferencial de presin de 100 psi a 76'F en una celda de prueba, segn el patrn

API. Una prdida de agua tpica es de 12 cc; un lodo con 30 cc es considerado un mal generador

de revoque; un valor de 4 cc es excelente. Desafortunadamente, datos experimentales mostraron

que no hay una buena correlacin entre la caracterstica esttica a condiciones de superficie y el

proceso dinmico de invasin en condiciones de pozo. En consecuencia, no es posible predecir la

profundidad de invasin a partir de las caractersticas del lodo. Por lo tanto, la profundidad de

invasin debe ser inferida a partir de la informacin de los perfiles.

1.5.3.5.- Descripcin de la roca lavada

En las proximidades de la pared del pozo, la roca permeable est lavada por el filtrado del lodo de

perforacin. En seguida, alejndose de la pared del pozo hacia dentro de la formacin, existe una

zona de transicin y finalmente, la zona virgen o no alterada por la invasin. Generalmente se

asume que todo el agua de formacin en la zona lavada es substituida por el filtrado de lodo,

incluyendo el agua irreducible, ya que existe intercambio inico entre el agua irreducible original

(salinidad de la zona virgen) y el filtrado de lodo (salinidad generalmente mayor que en la zona

virgen).

Si la formacin contiene hidrocarburos, parte de ellos sern desplazados por la invasin. La

fraccin de hidrocarburos resultante (denominada de residual) est normalmente en el rango de 10

a 40% del volumen original, dependiendo del contenido inicial de hidrocarburos y del contraste

entre la movilidad del filtrado y la del hidrocarburo. El agua desplaza bastante bien el gas y el

petrleo de densidad media, pero es poco eficiente desplazando petrleo pesado de alta

viscosidad. En estos casos, la invasin no es uniforme en todas direcciones, con lo que la

profundidad de invasin vara alrededor del pozo.


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En la zona de transicin, parte del agua de formacin y parte de los hidrocarburos (si existan)

fueron desplazados por el filtrado, pero a un grado menor que en la zona lavada. A medida que se

desarrolla el proceso de invasin, la zona de transicin se va desplazando cada vez mas lejos de la

pared del pozo.

En areniscas de alta porosidad y permeabilidad, el filtrado puede segregar verticalmente por causa

de la gravedad; filtrados de baja salinidad invadiendo areniscas con agua de formacin de alta

salinidad, tendern a desplazarse hacia el tope de la capa, en el caso opuesto, agua invadiendo

una arenisca con petrleo tender a desplazarse hacia la base de la capa. Si la profundidad de

invasin detectada por los perfiles vara de la base al tope de la capa, puede estar mostrando los

efectos de la segregacin vertical del filtrado.

Las lutitas o "shales' no se invaden ni generan revoque en virtud de su permeabilidad

prcticamente nula. Sin embargo, frecuentemente existen reacciones qumicas con el lodo

causando la expansin y/o derrumbe de las lutitas, resultando en la formacin de cavernas o

atrapando la tubera de perforacin.

1.5.3.6.- Patrn de invasin

Se denomina patrn de invasin o "invasin-profile" a la variacin de caractersticas tales como

resistividad y saturacin al pasar de la zona lavada, por la zona de transicin, hasta llegar a la zona

virgen. El patrn ms simple, utilizado para modelado por computadora, es el escaln o "step-

profile', en el que no existe zona de transicin, pasndose bruscamente de la zona invadida a la

zona virgen. La realidad es mucho ms compleja, pudiendo existir diferentes patrones; uno de los

mas divulgados es el de anillo o "annulus", en el cual la zona de transicin presenta una

resistividad menor que la de las zonas invadida y virgen.

I.6.- Roca-Reservorio

La roca-reservorio ideal es una roca limpia (sin lutita) y permeable. En general, la matriz est

compuesta de granos de arena o "sand' (constituidos principalmente de silicio, SiO2), caliza o

'limestone' (carbonato de calcio, CaCO), doloma o "dolomite" (carbonato de magnesio,

CaCO,MgCO,), o mezclas de las tres litologas, con porosidad primaria, intergranular o

intercristalina. El tamao de grano puede variar de fracciones de milmetro (mm) a 162 mm. En la

zona virgen, el espacio poral est lleno de agua, petrleo y posiblemente gas. El agua existe

cubriendo los granos, formando un camino continuo, muy tortuoso, a travs de la roca; la tensin

capilar hace con que sea imposible desplazar esta agua (irreducible). El gas, si existe, ocupa los

poros mayores, dejando el petrleo en los poros de tamao medio.


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El limo o "silt' est constituido por granos de silicato de aluminio mezclado con silicio; el tamao de

grano es intermedio entre los de arena y arcilla, entre 1/16 y 1/256 mm, lo que hace que el fluido

contenido en el espacio poral, en trminos prcticos, no pueda fluir.

1.7.3.- Lutitas

Las lutitas o "shales" son principalmente mezclas de arcilla y limo depositados en aguas

prcticamente quietas (ambiente de muy baja energa). Pueden tener buena porosidad, pero la

permeabilidad es esencialmente nula. De esta manera, las lutitas puras no representan inters

para la produccin de hidrocarburos, aunque pueden ser roca-generadora (potencial de haber

generado hidrocarburos). Sus dos caractersticas principales, en trminos de interpretacin de

perfiles, es que pueden entrampar los hidrocarburos localizados en rocas permeables subyacentes

y que pueden contaminar la roca-reservorio (arcillosidad) de tres diferentes modos:

Lutita laminada: o 'laminted-shale' son finas lminas de lutita, con espesor del orden de 1 cm,

separando finas lminas de roca-reservorio limpia, sin afectar la permeabilidad horizontal a travs

del yacimiento, pero disminuyendo la permeabilidad vertical de la zona prcticamente a cero. La

arcillosidad en un volumen del yacimiento (fraccin de lutita en el volumen considerado) vara de 0

a (100%) al aumentar el espesor de las lminas de lutita en relacin al espesor de las lminas de

roca reservorio limpias.

Lutita dispersa: o "dispersed-shale"; la lutita ocupa el espacio poral de la roca-reservorio,

disminuyendo drsticamente su porosidad efectiva y su permeabilidad. La arcillosidad (fraccin de

lutita en la zona de inters) vara de 0 a un valor mximo igual al de la porosidad de la roca,

cuando la lutita ocupa totalmente el espacio poral.

1.7.4.- Minerales especiales

Los siguientes minerales son frecuentemente encontrados en formaciones con litologas complejas:

1.7.4.1.- Anhidrita

La anhidrita es una roca formada por sulfato de calcio, CaSO4, muy compacta y pesada, su

densidad es de 2.98 gr/cc, sin inters para la produccin de hidrocarburos, pero frecuentemente

encontrada prxima a zonas de inters.

1.7.4.2.- Halita


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La halita, o sal de cocina, es una roca muy plstica constituida de cloruro de sodio, NaCl; su

densidad es de 2.04 gr/cc. Es altamente soluble en agua, lo que hace que frecuentemente se

erosione cuando el lodo es a base de agua dulce.

OBJETIVO 2 :CONOCER LAS PROPIEDADES FSICAS DE LAS ROCAS

El conocimiento de las propiedades fsicas de las rocas es de fundamental importancia en la

evaluacin de formaciones. Se va a definir las siguientes propiedades de las rocas:

1. Resistividad de la formacin

2. Resistividad del agua de formacin

3. Temperatura de la formacin

4. Porosidad

5. Factor de resistividad de la formacin

6. Saturaciones

7. Permeabilidad

2.1.- Resistividad de la formacin

La resistencia que ofrece un material al flujo elctrico es directamente proporcional a la longitud del

material e inversamente proporcional a su rea. como se expresa a continuacin:

Longitudr(resistencia) = R(resistividad) Area

Despejando la resistividad se tiene:

R = rA Ohm.m2L m

Basado en la ecuacin anterior, se puede definir entonces, que la resistividad de un material es la

resistencia elctrica que ofrece un cubo de un material cuyas dimensiones son de un metro

cuadrado de rea transversal por un metro de largo, o la que ofrece una unidad volumtrica de

dicho material. La unidad de la resistividad es Ohm-m.


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La resistividad de la formacin constituye una propiedad muy importante para indicar litologa y

contenido de fluido. La mayora de los minerales constituyentes de las rocas al igual que los

hidrocarburos, no son conductores de la electricidad o sea que son resistivos. En las rocas

sedimentarias la parte slida est formada por minerales no conductores de la electricidad tales

como cuarzo, silicatos, carbonatos, etc. Estas rocas conducen la electricidad, solamente debido a

la presencia de fluidos conductivos dentro de los espacios porosos interconectados, como es el

agua de formacin.

2.2.- Resistividad del agua de formacin

El medio poroso de un yacimiento puede contener agua, petrleo y gas, ya sea individualmente o

cualquiera de los dos o los tres al mismo tiempo. La mayora de las rocas de los yacimientos, sin

embargo, contienen siempre cierta cantidad de agua de formacin, an cuando se aproximen a

condiciones de ser mojadas por petrleo. El conocimiento slido de la resistividad del agua de

formacin, es factor bsico para la interpretacin de los registros elctricos.

El agua contenida en los poros de los estratos penetrados por la perforacin, puede variar

considerablemente de acuerdo a la localizacin geogrfica, a la profundidad y a la edad geolgica.

Las aguas superficiales por lo general son dulces y de resistividad comparativamente alta, a

medida que se perfora a mayor profundidad, el agua que se encuentra en las formaciones se hace

ms salada. Sin embargo, cabe sealar que este fenmeno no tiene nada de uniforme o regular.

Son muchos los factores que pueden influir en la salinidad de los acuferos profundos. Uno de ellos

es la salinidad del mar que estaba presente cuando se depositaron los sedimentos; otro lo

constituye la proximidad a las antiguas desembocaduras del ro y sus aguas dulces; o bien un

aumento de concentracin salina por percolacin cuando los sedimentos eran aun jvenes, etc. La

resistividad de las aguas superficiales pueden exceder los 20 a 50 ohm-m a la temperatura

ambiente, mientras que las aguas muy salinas de las perforaciones profundas pueden tener

resistividades tan bajas como 0.04 ohm-m a 750F, lo cual corresponde a una solucin de saturacin

completa.

Las aguas de formacin son conductoras de la electricidad debido a las sales ionizadas en solucin

que dichas aguas contienen. Al aplicarse un gradiente de potencial elctrico a una solucin salina

(electrolito), los iones migran hacia el electrodo de polaridad opuesta a sus respectivas cargas. Los

cationes (iones positivos) van hacia el ctodo (electrodo negativo) y viceversa. Cuando alcanzan el

ctodo, los cationes monovalentes se neutralizan al aceptar un electrn. A su vez, los aniones


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2.2.1 Medicin directa de la resistividad en una muestra representativa.

2.2.1.1.- Factor de Formacin ( a Presin de Sobrecarga )

Las muestras se someten a limpieza con solventes orgnicos, para remover el hidrocarburo y

sales orgnicas presentes en el espacio poral. Posteriormente, se determinan las propiedades

bsicas (permeabilidad, porosidad, volumen total y volumen de poro) a presin de sobrecarga.

El proceso de saturacin se realiza a vaco y a presin de 2000 psi por 48 horas, con salmuera de

Cloruro de Sodio de salinidad equivalente a 10,000 ppm.

A cada muestra se desplaza 20 volmenes porosos de agua de salmuera, para obtener unacompleta saturacin del espacio poroso. Al final de este ciclo, se mide la resistividad de la roca

saturada (Ro), valor utilizado en el clculo de factor de formacin.

El valor de resistividad de la roca (Ro) que se obtene se corrige a 77 F utilizando la siguiente

ecuacin:

R F R T prueba

T prueba

o o@ @

.

.77

6 77

77 6 77 =

+

+

El clculo de factor de formacin se realiza tomando el valor de resistividad de la roca 100%

saturada (Ro) y el de la salmuera saturante (Rw), usando la siguiente ecuacin:

FFR

R

o

W

=

Donde:

FF = Factor de formacin.

Ro = Resistividad de la roca 100% saturada, ohm-cm.

Rw = Resistividad del agua de formacin, ohm-cm.


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2.2.1.2 Factor de Formacin corregido por Arcillosidad

La determinacin de factor de formacin corregido por arcillosidad se utiliza el mtodo de

Conductividad, por la inyeccin de cuatro salmueras, encontrando los valores de C w y Co (inverso

de Rw y Ro, respectivamente) para cada salinidad. Finalizado este proceso, los valores

encontrados se graficarn en un plano cartesiano: Co versus Cw, encontrando la ecuacin de la

recta de la forma y = mx+b, para los tres (3) mejores puntos, del cual se obtiene el valor de factor

de formacin corregido por arcillosidad (FF*), del recproco de la pendiente de la regresin (m) y la

concentracin de intercambio catinico efectivo y equivalencia de las arcillas (BQV), del intercepto

de la recta con el eje y (b).

BQv mediante la siguiente ecuacin:

( )CFF

C BQo w v= +1

*

Donde:

FF* = Factor de formacin corregido por arcillosidad

B = Equivalencia de conductividad de las arcillas

({1/ohm-m}/{equiv/litro})Qv = Concentracin de intercambio catinico efectivo meq/ml vol poroso

Co = Conductividad de la roca 100% saturada con salmuera, mho-cm

Cw = Conductividad de la salmuera, mho-cm

2.2.2.- Indice de Resistividad a condiciones de laboratorio y corregido por arcillosidad.

Para la determinacin del ndice de resistividad, se utilizan las muestras limpias, las cuales se

trabajan en el anlisis de factor de formacin.

Finalizado el anlisis de factor de formacin, cada una de las muestras se colocan dentro de una

manga de viton, la cual tiene dos (2) electrodos metlicos, desarrollados para transmitir las

medidas de resistencia elctrica de las muestras a cada punto de saturacin.


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Al final de una de las caras de las muestras, se coloca un diafragma poroso, saturado con la misma

salmuera con la cual se satura las muestras, actuando como contacto capilar.

Presin de confinamiento de 550 psi se aplica al anular, entre la manga y la celda, transmitindole

esta presin a la muestra.

Este proceso de saturacin se lleva a cabo con aire hmedo, aplicando presiones incremntales de

1, 2, 4, 8, 15 y 35 psi.

Al finalizar el equilibrio en cada punto de presin, la resistencia de la muestra bajo este punto de

saturacin de salmuera, se mide a una frecuencia de 1khz y 1.0 voltio.

Con los valores de resistividad de la roca parcialmente saturada (Rt) en cada punto de presin y

los valores de resistividad de la roca 100% saturada (Ro), que se determinan en los anlisis de

factor de formacin, se calcula el ndice de resistividad utilizando la siguiente ecuacin:

n

wo

t

SR

RIR

1==

Finalmente, los valores de ndice de resistividad se grafican en un plano cartesiano contra

saturacin de salmuera, determinando el valor del exponente de saturacin n, de la pendiente de

la recta; usando para ello la regresin de potencia de la forma:

y axb=

2.2.2.1.- IR corregido por arcillosidad

Los valores de BQv (concentracin de intercambio catinico efectivo) encontrados en la

determinacin del factor de formacin por el mtodo de conductividad, se usan en la correccin de

los valores de ndice de resistividad, obtenidos para cada una de las muestras, usando la

siguiente ecuacin:


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++=

Sw

CwBQvCwBQvSwIR n

1

1

Donde:

IR = Indice de resistividad

Sw = Saturacin salmuera, fraccin

n* = Exponente de saturacin corregido

Qv = Concentracin de intercambio catinico efectivo, meq/ml del volumen

poroso.

B = Equivalente de conductividad de las arcillas ( 1.45@ 77 F.)

Cw = Resistividad de la salmuera saturante @ 77 F, ohm-cm.

Una vez obtenido el valor de n*, se calcularon los valores de ndice de resistividad corregido por

arcillosidad IR*, para cada punto de saturacin.

Los valores de IR* (corregidos) se grafican contra la saturacin de agua, obteniendo el exponente

de saturacin general corregido n* de la pendiente de la recta, utilizando para ello una regresin

de la forma y=axb

2.3.- Temperatura de la formacin

En vista que la resistividad de las soluciones acuosas est en funcin de la temperatura y para

interpretar cuantitativamente los registros, es necesario conocer la resistividad del agua de la

formacin y del barro de perforacin a la profundidad de la formacin que nos interesa, Por

consiguiente, es preciso determinar la temperatura de un pozo a cualquier profundidad.

La temperatura de las formaciones es funcin de la profundidad a la cual se encuentra un

determinado estrato y del gradiente geotrmico (la proporcin en que aumenta la temperatura de

acuerdo a la profundidad) del rea considerada. En un pozo de petrleo, la temperatura del fondo

se obtiene colocando un termmetro de mxima lectura junto con el dispositivo de registro y se

anota la temperatura una vez sacado el dispositivo del pozo. Suponiendo que la temperatura entre

la superficie y la profundidad mxima cambia linealmente o sea que el gradiente geotrmico es

lineal, la temperatura a cualquier punto del pozo puede ser determinada partiendo de estas dos

lecturas.


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Estimacin de la temperatura de la formacin. Reproducido de Log Interpretation Charts" de

Schlumberger:

Para determinar la temperatura a cualquier profundidad, simplemente se entra al grfico por el eje

vertical con la profundidad hasta cortar con el gradiente geotrmico de este pozo y luego se lee la

temperatura en la escala horizontal en la parte inferior.

Ejemplo:

Profundidad total de 10.000 pies; temperatura del fondo del pozo, 1800F; temperatura media de la

superficie, 800F; profundidad de la formacin, 6.000 pies. La temperatura de la formacin a 6.000

pies es de 1400F.

La temperatura de una formacin de inters tambin puede ser determinada usando la siguiente

ecuacin:

Tf =Ts + Pf(Tm -Ts) / Pm

Donde:

Tf= Temperatura de la formacin de inters

Ts= Temperatura media de la superficie

Tm = Temperatura mxima (del fondo)

Pm = Profundidad mxima

Pf= Profundidad de la formacin de inters

2.4.- Porosidad

Es el volumen poroso por unidad de volumen de la formacin. Es la fraccin del volumen total de

una muestra que esta ocupada por poros o espacios vacos. El smbolo de la porosidad . Unasustancia densa y uniforme, como lo sera un pedazo de vidrio, tiene porosidad cero. Por el

contrario, una esponja tiene porosidad muy alta. La porosidad de las formaciones del subsuelo

pueden variar considerablemente. Los carbonatos densos (calizas y dolomitas) y las evaporitas

(sales, anhidritas, y yeso) pueden tener cero porosidad, para todos los efectos prcticos. Por su

parte, las areniscas bien consolidadas pueden tener de 10% a 15% de porosidad, mientras que las

no consolidadas pueden tener un 30% o ms de porosidad. Finalmente, las lutitas o arcillas pueden


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tener una porosidad mayor de 40% llena de agua, pero estos poros individualmente considerados,

son por lo general tan pequeos, que la roca es impermeable al flujo de los fluidos.

La porosidad depende principalmente de los siguientes factores:

El empaque geomtrico, en condicin ideal, el empaque de los granos esfricos que son todos

del mismo tamao, dan como resultado las siguientes porosidades mximas de acuerdo a los

distintos empaques geomtricos:

Cbico 47.6%

Rmbico 39.5%

Hexagonal 25.9%

El escogimiento, el empaque de granos esfricos de diferente tamaos (mal escogimiento)

reduce la porosidad.

La cementacin, la accin de cementacin por cristalizacin secundaria de cualquier mineral

(cuarzo, calcita, dolomita, etc.) reduce la porosidad.

La angularidad y grados de redondez tienen influencia en la porosidad, los granos con mayor

grado de redondez permiten un mayor porosidad y viceversa.

La granulacin (el proceso por el cual los granos de los minerales se rompen por presin desobrecarga), por lo general, aumenta la porosidad. Sin embargo, la superficie especfica

tambin se incrementa, por lo tanto, se reduce la permeabilidad.

La solucin de minerales a travs de aguas circulantes aumenta la porosidad. En los

sedimentos clsticos esto no tiene mucha importancia. No obstante, constituye un factor

significativo, para el desarrollo de la porosidad en las rocas carbonticas.

2.4.1.- Porosidad Intergranular o primaria

Las porosidades se clasifican de acuerdo a las condiciones fsicas del material que rodea los

poros, as o primaria como segn la distribucin y forma de los poros mismos. En una arena

limpia, la matriz de la roca est compuesta de granos individuales, los cuales son ms o menos

esfricos y se encuentran empacados de alguna forma donde existen poros entre ellos. Esta

porosidad se denomina intergranular o porosidad de matriz.


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2.4.2.- Porosidad Secundaria

Dependiendo de la forma en que fueron depositadas, las calizas y dolomitas tambin pueden tener

porosidad intergranular. Pueden igualmente exhibir una porosidad secundaria la cual se presenta

en forma de cavidades de disolucin o pequeas cavernas. La porosidad secundaria es causada

por la accin de las aguas de formacin o de las fuerzas tectnicas sobre la matriz de la roca

despus de la depositacin. Por el contrario, las aguas que se filtran y que son ricas en minerales

pueden dar lugar a depsitos que sellan parcialmente algunos de los poros o canales de las

formaciones calizas, fenmeno que reduce su porosidad y/o altera la geometra de los poros. Sin

embargo, si las aguas son ricas en sales de magnesio, al filtrarse a travs de la calcita pueden

provocar un reemplazo gradual del calcio por el magnesio. Debido a que este reemplazo ocurre

tomo por tomo y molcula por molcula, y que el volumen de una molcula de dolomita es 12%

menor que la de la calcita, el resultado es un volumen menor de la matriz y un correspondiente

aumento en el volumen poroso. Las tensiones en la formacin tambin pueden causar redes de

fracturas o fisuras, lo cual aumenta el volumen poroso. Por lo general, sin embargo, el volumen real

de las fracturas, es relativamente pequeo; normalmente no incrementan la porosidad de la roca

de manera significativa, aunque si pueden aumentar su permeabilidad.

2.5.- Factor de Resistividad de Formacin

La piedra angular de la interpretacin cuantitativa de los registros es el conjunto de relaciones

propuesto por G.E. Archie en 1941, el cual relaciona la resistividad, la porosidad y la saturacin de

agua de los yacimientos de hidrocarburos. Archie introdujo el concepto de "factor de resistividad de

la formacin", F, o simplemente factor de formacin, por medio del cual se relaciona la resistividad

de una arena saturada de agua Ro, con la resistividad del agua Rw.

Visualice un recipiente cbico abierto en su parte superior, de 1 metro en todas sus dimensiones,

sus lados no son conductores, excepto dos caras opuestas de metal que sirven de electrodos.

Primeramente, el tanque se llena de agua que contiene un 10% de cloruro de sodio, simulando as

el agua tpica de una formacin. Se aplica en los electrodos un voltaje alterno de baja frecuencia, V

y se mide la corriente 1 resultante (ilustracin 1-2a). La razn V / I (voltios/amperes) es Rw, que es

la resistividad del agua de la formacin, en unidades Ohm-m. Esta resistividad es una propiedad

intrnseca del agua y es una funcin de su salinidad y temperatura. Luego, se vierte arena en el

tanque con agua, reemplazando una cantidad de agua que ha sido expelido. Cuando la arena llega

exactamente al borde superior, el resultado es una formacin acufera porosa de un metro cbico.


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Se aplica otra vez el voltaje y se mide la corriente I2. El valorI2ser menor que I1, puesto que hay

menos agua para conducir la electricidad. La razn V/I2 es Ro, que representa la resistividad de

una formacin saturada 100% de agua.

En todo caso Ro es siempre mayor que Rw y la relacin de estas dos resistividades se define

como Factor de Formacin:

F = Ro / Rw

Las investigaciones posteriores llevadas a cabo por Archie, establecieron que F es una funcin de

la porosidad, como lo demuestra el siguiente experimento. Consideremos un bloque de arenisca.

La resistividad del bloque es Ro y la del agua en el bloque es Rw.

Este bloque tiene una porosidad y tiene una saturacin de agua de 100%. La longitud del bloque

es L y su corte transversal tiene un rea Ac. Se aplica una corriente elctrica en la cara izquierda

del bloque y la corriente sale del mismo por la cara derecha.

Como el nico medio conductor en este bloque es el agua, es posible concebir un bloque

equivalente de agua que tenga la misma resistencia que la arenisca. La corriente que fluye a travs

de la arenisca, sigue un paso tortuoso, de modo que la longitud de Le del bloque equivalente es

algo mayor que la longitud real de L.

La cantidad total de agua en la arenisca es AcL. Puesto que esta cantidad tambin debe ser la

misma en el bloque equivalente, entonces el rea de su corte transversal es AcL / Le. Segn la

ecuacin (r = R L / A), la resistencia de la arenisca es:

ro = R0L

Ac

y la resistencia del bloque equivalente de agua es:

rw= RwLe

(Ac L)


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Le

Puesto que estas dos resistencias son iguales, entonces,

R0 = ( Le )2 ( 1 ) = F

Rw L

Lo que demuestra que F es inversamente proporcional a la porosidad y la constante de

proporcionalidad es la tortuosidad (Le / L)2. En una investigacin experimental de un gran numero

de areniscas limpias saturadas de agua, Archie encontr que el factor de formacin F poda

relacionarse con la porosidad a travs de la ecuacin:

F = 1 .

m

El exponente m, llamado factor de cementacin. La ecuacin original de Archie se modific

posteriormente, por la introduccin de una constante emprca "a" en la ecuacin:

F = a .

m

Humble Oil Company ha recomendado usar la siguiente ecuacin:

F = 0.626 [ 1 ] .

2.15

Esta ecuacin fue desarrollada a travs del estudio de un gran nmero de muestras, para

areniscas de alta porosidad (por lo general no consolidadas) tiene el mismo efecto de usar la

ecuacin de Archie con m= 1.8 y para las areniscas bien consolidadas. el de usar con m = 2 , a fin

de eliminar el exponente de cementacin fraccional, la frmula de Humble puede modificarse del

siguiente modo:

-F = 0.81 .


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2

Dentro de los rangos normales de porosidad, ambas expresiones proporcionan resultados

bastantes similares.

Para rocas carbonticas no fracturadas, Shell recomienda usar la relacin:

F = 1 .

m

2.6.- Saturaciones

La fraccin del espacio poroso ocupado por el agua se denomina "saturacin de agua" Sw, la

fraccin restante, contentiva de petrleo o gas, se denomina "saturacin de hidrocarburo" o Sh,

como uno es el complemento del otro, entonces Sh = (1- Sw).

El supuesto general es, que el yacimiento estuvo inicialmente repleto de agua y que a lo largo del

tiempo geolgico, el petrleo o el gas formados en otro lugar, migraron hacia la formacin porosa,

desplazando el agua de los espacios porosos de mayor tamao. Sin embargo, los hidrocarburos

que migran nunca desplazan toda el agua intersticial. En efecto, hay una saturacin de aguairreducible o Swi, representada por el agua retenida por la tensin superficial sobre la superficie de

los granos, en el contacto entre los granos y en los intersticios ms pequeos.

Su valor vara entre 0.05 (5%) en las formaciones de granos muy gruesos, hasta 0.4 (40%) o ms,

en las formaciones de granos muy finos con alta superficie especfica. El agua irreducible no fluir

cuando la formacin se somete al proceso de produccin.

Cuando el petrleo y el gas (que no son conductores de la electricidad) estn presentes en una

roca porosa, conjuntamente con una cierta cantidad de agua salina de formacin, su resistividad Rt

es mayor que Ro (la resistividad de esa misma formacin, si estuviera saturada 100% de agua),debido a que hay un volumen menor de agua disponible para el paso de la corriente elctrica.

La relacin entre estas dos resistividades se denomina ndice de Resistividad I, el cual indica la

proporcin de hidrocarburos presente en la formacin. Cuando I=1 indica que la formacin est

saturada 100% de agua ya que Rt = Ro, el valor de I aumenta a medida que la saturacin de

hidrocarburos aumenta ( o a medida que Sw disminuye).


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La resistividad de una roca parcialmente saturada de agua (Rt), depende no slo del valor de SW,

sino tambin de su distribucin en el interior del espacio poroso. La distribucin de las dos fases

(agua e hidrocarburo) dentro de la roca, depende de la humectabilidad de la misma, de la direccin

en que fue establecida (drenaje o imbibicin) y del tipo de porosidad, ya sea intergranular,

cavernosa o ambas).

Archie, concluy que la relacin entre Sw e I puede expresarse de la siguiente manera:

Snw = 1 = Ro

(I) Rt

Segn la definicin del factor de formacin Ro = FRw y F = a / m entonces:

Snw = (FRw) = a(Rw)

Rt mRt

2.7.- Permeabilidad

Es la medida de la facilidad con que los fluidos se desplazan a travs de una formacin.

La permeabilidad es una propiedad dinmica para una muestra dada de roca y para un fluido

homogneo, siempre que el fluido no interacte con la roca misma. La unidad de permeabilidad es

el "darcy", la cual es bastante grande. Por ello se emplea la milsima parte, o sea, el milidarcy

(md). El smbolo de la permeabilidad es k. Para que sea permeable, la roca debe poseer poros

interconectados o fracturas, por lo tanto, hay una relacin de tipo general entre la porosidad y la

permeabilidad. Una mayor permeabilidad, generalmente se corresponde con una mayor porosidad,

aunque esto no siempre constituye una regla absoluta.

Las lutitas y algunas arenas tienen una alta porosidad, pero los granos son tan pequeos que los

conductos aprovechables para el movimiento del fluido, son bastante restringidos y tortuosos. Por

tal motivo, la permeabilidad puede ser muy baja en tales casos. Otras formaciones, como las

calizas, pueden estar compuestas de roca dura ininterrumpida por fisuras muy pequeas o por

fracturas de gran extensin. La porosidad de tales formaciones puede ser baja, pero la

permeabilidad de una fractura puede ser muy grande. En consecuencia, las calizas fracturadas,


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pueden exhibir una porosidad baja conjuntamente con una permeabilidad extremadamente alta.

El volumen total del espacio poroso interconectado se llama "porosidad efectiva". En las rocas

clsticas, sta generalmente es igual a la porosidad total o absoluta. Es obvio que si los poros de

una roca no estuvieran interconectados, no existia permeabilidad alguna. La siguiente es la

ecuacin de Darcy que expresa la rata del flujo a travs de un medio poroso y permeable con

unidades prcticas:

Q=1.127A (K / ) ( PIL)

Donde:

K =Darcy

Q = Rata de flujo (bbl por da) P = Diferencial de presin (psi)

L = Distancia recorrida por el fluido (pies)

A = rea transversal (pies2)

= Viscosidad (centipoise)

Desde hace mucho tiempo se conoce que existe una correlacin general entre porosidad y

permeabilidad. Esto quiere decir que si se tienen dos rocas compuestas de granos del mismotamao, la que posea mayor cementacin tendr menor porosidad y menor permeabilidad. Por

consiguiente, es de esperar que la permeabilidad de una arenisca pueda ser expresada en

trminos de la saturacin del agua irreducible, la cual es la medida del tamao del grano y de la

porosidad, que a su vez refleja el grado de cementacin.

Schlumberger a partir de estudios de campos sobre la porosidad, la permeabilidad y la saturacin

de agua irreducible, ha desarrollado una ecuacin emprica que relaciona estas tres variables:

K1/2 = 2503

Swi

Donde:

K es en milidarcis, y Sw son fraccinales.


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La debilidad de esta ecuacin surge al considerar que, la permeabilidad depende de la sexta

potencia de la porosidad y de la segunda potencia de la saturacin del agua. Si la porosidad y la

saturacin son determinados a partir de datos de los registros elctricos, pueden contener errores

an sean pequeos, estos pueden elevarse a la sexta potencia y al cuadrado en la determinacin

de la permeabilidad.

Esto no quiere decir que la ecuacin deba ser descartada, sino que los resultados deben ser

considerados slo como indicativo de orden de magnitud. Una correlacin muy bien documentada

es la de Timur, quien efectu cuidadosas mediciones de laboratorio en 155 ncleos de arenisca de

la Costa del Golfo Colorado y California. Las correlaciones que obtuvo entre porosidad, saturacin

de agua irreducible y permeabilidad se expresa en la siguiente ecuacin:

K = ( 93 2.2 )2

( Swi )

3. - CONTROL DE CALIDAD DE LOS PERFILES.

RESUMEN: Anlisis de los criterios de control de calidad de perfiles o LQC (Log Quality

Control), enfatizando la importancia de efectuarlo antes de comenzar cualquier interpretacin.

Existen algunos controles de calidad a ser aplicados al papel como al archivo digitalizado, como

son:

a.- Velocidad del perfilaje.

b.- Seccin repetida.

c.- Correlacin de profundidad.d.- Especificaciones publicadas.

e.- Datos faltantes o equivocados.

f.- Verificacin de los datos grabados.

g.- Puesta en profundidad con los registros del hueco anterior.

h.- Validacin de perfiles utilizando tcnicas de interpretacin.

i.- Escala correcta.


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j.- Otros.

OBJETIVO 4

PRESENTAR LOS DISPOSITIVOS DE PERFILAJE A HOYO DESNUDO Y ANALIZAR LASDIFERENTES APLICACIONES Y LIMITACIONES DE LAS HERRAMIENTAS.

Las herramientas de registros que se bajan al pozo, estn diseadas para medir las propiedades

elctricas, acsticas y radiactivas de la formacin.

4.1.- Caractersticas, propiedades generales, utilidad e importancia de los perfiles.

Como tenemos:

- Registro continuo de parmetros fsicos en los pozos.

- Transmisin de la informacin recibida por el cable de traccin.

- Los registros se graban desde la base hacia arriba y al final d cada fase de perforacin,

(dimetro: 17, 15 , 12 8, 6), o en cualquier momento segn requerimiento geolgico.

- Se registran parmetros fsicos naturales (sp, radiactividad) o inducidos

(velocidad acstica, radiactividad, resistividades, etc).

- Se graban con escalas usuales de 1/100 y l/500 1/2000 y 1/1000.- La calidad de los registros est en funcin de la calidad del pozo perforado y el tipo de lodo.

4.1.1.- Finalidad de los registros :

- Identificar litologa.

- Delimitar estratos de yacimientos.

- Calcular porosidad y saturacin de hidrocarburos.

- Seleccionar estratos a probar.

- Calcular reservas en yacimientos.

- Hacer correlaciones a nivel de campo, semi-regional o regional.


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-

4.1.2.- Electrofacies

Utilizacin cualitativa de los perfiles elctricos que permite establecer una columna litolgica

vertical o identificar secuencias sedimentolgicas y cuerpos arenosos, marcadores o as como

comparar intervalos entre pozos :

Etapas del trabajo:

- Calibracin de perfiles.

- Identificacin de facies.

- Identificacin de la litologa.- Determinacin de secuencias.

- Identificacin de cuerpos sedimentarios.

- Comparacin entre pozos.

- Correlacin entre pozos.

- Dibujo o cartografiado de datos.

- Se utilizan los perfiles que estn mas influenciados por los cambios litolgicos que por los

fluidos.

- Los estudios bsicos se hacen con curvas a escala l / 500, l / 200 en caso de calibracin con

ncleos.

- Las correlaciones se hacen con curvas de l/500 (estudios de yacimiento) de

1/1000 escalas ms reducidas segn el tipo de estudios.

4.1.3.- Perfiles ms utilizados:

- RAYOS GAMMA = GR o NGT (GAMMA-RAY ESPECTRAL).- NEUTRON = CNL o CNT.

- DENSIDAD = FDC, GAMMA-GAMMA /LDT.- SNICO = BHC o LST.- POTENCIAL ESPONTNEO = S.P.- RESISTIVIDAD = INDUCClN (IEL,DIL)

LATEROLOG (DLL).MICROLATEROLOGMICROLOG.ENFOCADO (SFL, MSFL).

-CALIBRE = CAL/SNICO.


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CAL/FDC-CNLBGT.

- BUZAMIENTO = CURVAS HDT.CLUSTERGEODIPSHDT

-OTROS PERFILES CBL/VDL TDTEPT NGTGST HRTGLT FMS

4.2.- PERFIL DE POTENCIAL ESPONTNEO (SP)OBJETIVO: Discutir el origen del potencial espontneo, de la respuesta del perfil, de las

herramientas y la interpretacin.

4.2.1.- Definicin:

Medida de la diferencia de potencial elctrico natural entre la superficie y el subsuelo. La curva

resultante es un registro de la diferencia de potencial elctrico de un electrodo mvil en el pozo y

el potencial elctrico de un electrodo fijo en la superficie.

Este registro se usa normalmente en pozos perforados con fluidos cuya base es agua dulce.

4.2.1.2.- El perfil de SP puede aplicarse para:

Localizar los contactos entre capas y correlacionarlos con los otros perfiles.

Detectar capas permeables.

Determinar la salinidad del agua de formacin.

Estimar el espesor de las capas.

Evaluar la arcillosidad de las capas.

4.2.1.3.-Origen del Potencial Espontneo.

Dentro del pozo se originan potenciales elctricos espontneos en las interfaces entre rocas

permeables e impermeables, as como la interface entre zona virgen y zona lavada; como


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consecuencia se establece la circulacin de corrientes elctricas dentro de la formacin, en la

interface entre capas permeables e impermeables, las cuales atraviesan el lodo dentro del pozo

solamente en las profundidades del contacto de estas capas.

No existe ninguna corriente elctrica dentro del pozo en el centro de una lutita; en consecuencia, la

curva de SP es plana (lnea base de lutitas). Al aproximarse a un contacto entre capas, la

herramienta de SP pasa por la zona de corrientes en el lodo, generada por el potencial

espontneo; en el contacto entre capas, el flujo de corriente es mximo, as como el cambio de

potencial por cm de pozo (denominado dependiente del perfil del SP). Una vez pasado el contacto

entre capas, la intensidad de la corriente en el lodo disminuye hasta desaparecer, con lo que la

curva de SP permanece en un valor constante, generalmente ms negativo en las zonas

permeables que en las lutitas o shales. Al aproximarse al prximo contacto ocurre una situacin

inversa a la anterior, con lo que la curva de SP regresa a la lnea base de lutitas.

El lodo en el pozo debe ser conductivo para permitir la circulacin de las corrientes elctricas

mencionadas Por otro lado, si el lodo es demasiado conductivo, no existira diferencia de potencial

que pueda ser detectada ya que lodo sera un corto circuito.

Generalmente el Rmf es conocido, por lo tanto puede usarse el perfil de SP para estimar el valor

de Rw de la resistividad del agua de formacin.

Si las salinidades (por consecuencias, tambin las resistividades) del filtrado y del agua de

formacin son de valores aproximadamente iguales, la separacin de la lnea-base de lutitas ser

cero o de unos poco mv, dificultado la interpretacin de la curva SP para detectar capas

permeables o para estimar el espesor o arcillosidad de las capas.

4.2.1.4.- Herramientas de perfilaje:

No existe herramienta especfica para obtener el perfil de SP; siendo que apenas se necesita un

electro expuesto al lodo, conectado elctricamente con el equipamiento de superficie, la prctica

comn es incluir ese electrodo en las herramienta de Induccin y en las de Laterolog. Normalmente

el electrodo de SP es el sensor ms profundo y, por esta razn, es el que define la profundidad de

la herramienta en el pozo.


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4.2.1.5.- Interpretacin:

La amplitud del SP depende de:

Potencial de membrana (Em).

Diferencia de salinidad entre los estratos.

Potencial de JUNTION (Ej), diferencia de salinidad entre cada capa y el

filtrado de lodo.

SP = EM + Ej

Em= despreciable.

Ej = importante.

- Escala = milivoltios (relativa)

- El SP representa la actividad inica debida a la diferencia de concentracin en NaCl entre el

lodo y las capas.

En lutitas o capas sin porosidad = Sin actividad lnica, sp=0 (lnea base ).

En capas porosas = Actividad lnica segn la diferencia de salinidad.

- Defleccin positiva = agua ms dulce que el lodo.

- Defleccin negativa = agua mas salada que el lodo.

- No defleccin = agua y lodo con la misma salinidad.

Depende fundamentalmente de la diferencia de salinidad entre el agua de formacin y el filtrado. Si la

salinidad del agua de formacin es mayor la defleccin ser hacia la izquierda, lo contrario, la defleccin

ser hacia la derecha.

1. Con el calculo del SP y ajuste con la temperatura se puede calcular la resistividad (Rw) y la

salinidad del agua intersticial de las capas.

2. En el caso de capas de arenas limpias con agua, la defleccin del SP es funcin de la

permeabilidad y del tamao de grano, el SP permite separar las capas porosas de lascapas sin porosidad y estimar la salinidad del agua intersticial.


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3. No se puede identificar litologa o delimitar correctamente las capas sin apoyo de otrosperfiles.

4.3.- Perfil de Rayos Gamma (GR)

OBJETIVO: Discutir el origen de la radioactividad natural de las rocas, principios de medicin y

respuesta de los perfiles.


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4.3.1.1.- Definicin GR

La curva de Rayos Gamma o GR representa la radiactividad natural de las formaciones y es

presentada en unidades API (American-Petroleum Institute) cada unidad API es definida como

1/200 de la respuesta generada por un calibrador patrn constituido por una formacin artificial que

contiene cantidades bien definidas de uranio, torio y potasio, mantenida por el API en Houston,

Texas. USA.

Generalmente, la curva de GR es presentada en la pista 1, junto a las curvas de SP y de

calibrador, con escalas de 0 a 100 de 0 a 150 API. Al igual que la curva de SP, la de GR tiene su

escala definida de manera tal que ambas curvas indican zonas permeables cuando estn prximas

del extremo inferior de la pista, y ambas indican lutitas o shales cuando estn prximas del

extremos superior de la pista (con el cabezal a la izquierda del observador).

Este perfil es muy til para identificar zonas permeables debido a que los elementos radiactivos

mencionados tienden a concentrarse en la lutitas o shales (impermeables), siendo muy poco

frecuente encontrarlos en areniscas o carbonatos (permeables).

La curva de rayos gamma puede obtenerse en un pozo entubado, lo cual no puede hacerse con la

curva de SP, y ello aumenta su valor como herramienta de correlacin.

4.3.1.2.- Origen de los Rayos Gamma.

La radioactividad natural de las formaciones proviene de los siguientes tres elementos presentes

en las rocas:

Uranio (U), Torio (Th) y Potasio (K).

El decaimiento de estos elementos genera la emisin continua de los rayos gamma naturales, los

que pueden penetrar varias pulgadas de rocas y tambin pueden ser medidos utilizando un

detector adecuado dentro del pozo.


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El perfil puede aplicarse para:

Detectar capas permeables.

Evaluar minerales radioactivos.

Correlacin con perfiles a pozo entubado.

Determinar la arcillosidad de las capas.

Definir los minerales radioactivos.

Correlacin pozo a pozo.

4.3.1.3.- Variaciones Estadsticas.

Las variaciones estadsticas son una caracterstica inherente a todos los perfiles nucleares, los

cuales nunca repiten exactamente (pasando dos veces por el mismo intervalo) debido a pequeas

variaciones u oscilaciones alrededor del verdadero valor de respuesta del perfil. Estas oscilaciones

son variaciones aleatorias y no representan la respuesta de la formacin.

4.3.1.4.- Herramientas de Perfilaje:

Existen dos tipos de herramientas de rayos gamma: la tradicional que mide la radioactividad natural

total de la formacin y la de espectrometra de rayos gamma naturales.

4.3.1.5.- Efectos Ambientales:

La respuesta de la herramienta de dimetro de 3 5/8 est generalmente calibrada en las

condiciones del pozo de 8, conteniendo lodo de densidad 1,2 gr/cc. La misma formacin con la

misma radioactividad, en pozos con dimetro mayor y lodo mas denso ( donde hay mayor

absorcin de rayos gamma en el lodo antes de que alcancen el detector), producir una respuesta

atenuada de la curva GR; por el contrario, en pozos de pequeo dimetro y lodo liviano, la

herramienta producir una respuesta aumentada en la curva de GR.

Existen grficas para estimar la correccin en funcin del dimetro del pozo, peso del lodo y

posicionamiento de la herramienta (centralizada o descentralizada).


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4.3.1.6.- Interpretacin:

- En rocas sedimentarias el rayo gamma permite identificar las Lutitas de los otros tipos de

rocas.

- En secciones Lutticas se puede parcialmente reconocer el tipo de minerales arcillosos

dominantes e identificar lutitas orgnicas o uranferas.

4.3.1.7.- Calibracin del rayo gamma.

- Con ncleos, podemos calibrar a partir de la observacin visual y del estudio petrogrfico.Separar clase de arcillosidad segn requerimento.

- Sin ncleos, buscar respuesta GR Max.*

Buscar respuesta GR Min.

Trazar lneas.

Dividir el intervalo GR Max GR Min. en 10 partes.

Cada divisin = 10% de arcillosidad.

Separar clases de arcillosidad:

Arenas limpias = 0 15 a 25%

Arenas arcillosas = 15 40 a 50%

Lutita > 50 %

Formula base = Vcl = GRL - GR min.

* Eliminar picos de mas alta radiactividad.

4.3.2.- Espectrometra de Rayos Gamma Naturales (Spectral Gamma Ray - NGT)

El "Spectral Gamma Ray" permite leer la radiactividad segn las respuestas de los tres elementosbsicos:

K, U , Th

Permite identificar, las rocas con alto contenido de potasio =Evaporitas.

Arenas micceas.Feldespticas.


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El origen de la alta radiactividad en las lutitas =Materia orgnica (U, Th).Micas (U)Tipo de arcillasCapas de cineritas (U, Th)Capas fosfticas (U)

formula:

GR = A (K) + A' (Th) + A"(U)

Curvas K en %U en ppmTh en ppm.

GRS = A (K) + A' (Th)

Uranio eliminado.

GR - GRS = Contribucin del Uranio.

4.3.3.- Medicin de la Radioactividad Natural de Rayos Gamma

Desintegracin natural de los tomos inestables:

K 40Th 232U 238.

Energa 0.2 a 2.8 Mev.

Rocas Radiactivas:

Potasio (K) Arcillas tipo ILITA.Mica.Feldespatos.Evaporitas tipo Kcl, K2SO4.

Thorio (Th) Rocas Igneas (primario).

Arcillas (absorcin).Minerales pesados.

Uranio (U) Rocas gneas (primario)Micas y Circn.Materia Orgnica (absorcin)

Arcillas (absorcin).


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4.3.4.- Rocas sin Radiactividad. (Puras).

1. Arenas y Areniscas2. Calizas y Dolomitas.3. Carbn.4. Fluidos (excepto lodo de perforacin).5. Sal.6. Yeso y Anhidrita.7. Oxido e Hidrxidos metlicos.

4.3.5.- Interpretacin:

Debido a que los elementos radioactivos estn generalmente concentrados en los minerales

arcillosos, el perfil de GR es muy utilizado en la determinacin de la arcillosidad Vsh (fraccin lutita

de volumen total de la roca) en las formaciones permeables. Bsicamente se efecta unainterpolacin lineal entre las lecturas de GR en formaciones limpias y lutitas o shales

VshGR GRlog - GrminGrmax- GRmin

Donde:

VshGR: Arcillosidad (Volumen de lutita) en la formacin.

GR log: Lectura del perfil de GR en la zona de inters, en unidades API.

GRmin: Lectura del perfil de GR en zonas limpias en unidades API.

GRmax: Lectura de perfil de GR en lutitas o Shales, en unidades API.

El Vsh tiene valores entre o y 1, as se lo debe utilizar en los clculos. En la prctica se multiplica

por 100 para expresar la arcillosidad en porcentaje.


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Este perfil es muy utilizado para la correlacin de perfiles de pozo abierto con los de pozo

entubado. El registro simultneo de las curvas de GR y CCL cuando se efecta el perfilaje a poz

entubado, permite el posicionamiento de los caones de disparos frente a las capas de inters

identificadas en el pozo abierto, como tambin en registros de cementacin.

4.4.- Perfiles de Resistividad.

- Existen 2 tipos de investigaciones y de herramientas:4.1.- Investigacin profunda = Macrodispositivos.

4.2.- Investigacin prxima = Microdispositivos.


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4.4.1.- Macrodispositivos.

1. LATERAL.

2. LATERAL ENFOCADO (LL, DLL).

3. ESFRICO (SFL)

4. INDUCCIN (IEL, DIL)

4.4.1.1.- Lateroperfil:

Utilizan una serie de electrodos mltiples para hacer que la corriente se desplace lateralmente atravs del lodo hasta la formacin.

Ventajas:1. Capacidad para operar en lodos muy salado.2. Excelente definicin de la capa.3. Ideal para capas finas.

Hay dos tipos bsicos de lateroperfiles, uno de ellos es el sistema de 3 electrodos comnmentedenominados "Guard log" o LL3 y el otro sistema de 7 hasta 9 electrodos, denominados LL7, LL8,LLD y LLS. Ambos sistemas operan sobre la base de un mismo principio.

El Doblelateroperfil es de la ltima generacin del Lateroperfil, que consiste en la combinacin dedos dispositivos con diferentes profundidad de investigacin: el LLD de investigacin profunda y el

LLS de investigacin somera.

4.4.1.1.1.- Fundamentos de medicin:

La corriente fluye en serie a travs de la columna de lodo, el revoque, la zona invadida y la zonavirgen, consiguiendo resistencia en cada una de estas zonas. Para determinar Rt (la resistividadde la zona virgen) a partir de las lecturas de este dispositivo, se requiere que las otras resistencias(resistividad) sean sustraidas de la seal, o sea, corregir las lecturas del lateroperfil por cada unode estos factores, pozo, revoque e invasin. Figura.

4.4.1.1.2.- Correccin por Pozo y Revoque.

La profundidad de investigacin de estos sistemas enfocados est representada por la distanciamedida a partir del eje del pozo hasta el punto donde la hoja de corriente comienza a desviarseapreciablemente. Para el LL3 y el LL7 la profundidad de investigacin es aproximadamente 10' y15' respectivamente.


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4.4.1.1.3.- Correccin por el espesor de la capa

El espesor de la hoja de corriente de los lateroperfiles de alrededor de 32 pulgadas, con esta

excelente resolucin vertical las influencias de las capas vecinas sern insignificantes, por tanto no

requiere correccin por este motivo.

4.4.1.2.- Perfil de Induccin:

Este perfil se basa en campos electromagnticos y en corrientes inducidas, utiliza bobinas en vez

de electrodos, su fundamento de medicin es totalmente diferente a sus antecesores, debido a

esto, el induccin puede ser corrido en lodos no conductivos como lodos a base de petrleo,

emulsin invertida o aire donde resulta imposible para los dems dispositivos de resistividad.

Existen dos versiones de este dispositivo, el tradicional induccin sencillo (IEL) y el doble induccin

4.4.1.2.1.- Fundamentos de Medicin:

Se hace pasar una corriente de frecuencia constante por la bobina transmisora, esta corriente

produce un campo electromagntico alterno de la misma frecuencia que se extiende a la formacin

a una distancia considerable alrededor del dispositivo. Este campo genera a su vez, una corriente

inducida en la formacin, de acuerdo con los principios electromagnticos que dice que un campo

alterno induce una corriente en cualquier conductor atravesado por el campo. Esta corriente

inducida en la formacin fluir circularmente alrededor del pozo en un plano perpendicular al eje

del mismo, o sea, la formacin y todo lo que est alrededor del dispositivo, hacen las veces de un

solo conductor.

Esta corriente inducida genera un campo electromagntico secundario que a su vez induce una

corriente en la bobina receptora. El voltaje de esta corriente es proporcional a la conductividad de

la formacin, ya que si la formacin no fuera conductiva, no generara ninguna corriente en la

bobina receptora.

Los valores de este voltaje inducido en la bobina receptora se representa como una curva continua

de conductividad en el perfil de induccin y se representa la curva en forma de resistividad.

Es necesario efectuar correcciones por efectos del pozo, por capas vecinas y por invasin.

- La intensidad de la corriente recibida es funcin de la resistividad de la formacin atravesada.


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- la resistividad de la roca esta en funcin del tipo de matriz mineral, de su porosidad, de la

naturaleza de los fluidos incluidos y de efectos superficiales con la pared del pozo.

El registro de induccin no debe ser recomendado en pozos donde existan las siguientes

condiciones:

1. Lodos salinos

2. Pozos con dimetro mayor que 12

3. Formaciones de inters con espesores muy pequeos (capas finas).

4. Formaciones de muy alta resistividad, mayor que 200 - m

4.4.1.3.- Perfil Esfrico enfocado

Mide la resistividad de la formacin cerca del hoyo y proporciona la investigacin relativamente

superficial, que se requiera para evaluar los efectos de invasin sobre las mediciones ms

profundas de la resistividad. Es el dispositivo de espaciamiento corto que ahora se utiliza en el

sistema DIL-SFL, se ha diseado en sustitucin de la normal de 16" y del LL8.

El SFL es significativamente ms superficial que las curvas de su predecesores, es decir , el LL8 y

la normal 16".

Todas las curvas de resistividad someras tienden a dar lecturas de resistividad bajas cuando el

pozo es muy grande.

4.4.2.- MICRODISPOSITIVOS

1. MICRONORMAL/MICROINVERSO (ML)

2. MICROLATERAL ENFOCADO (MLL)

3. MICROESFRICA (MSFL)

4.4.2.1.- Perfil Microesfrico:

Tiene electrodos de enfoque esfrico ( como los de SFL) montados en una almohadilla y ha

reemplazado al Microlateroperfil y al perfil de proximidad, porque es combinable con otros


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dispositivos de perfilaje, especialmente con el DIL y el DLL, eliminando as la necesidad de hacer

una corrida separada para medir Rxo.

Mediante este sistema, el MSFL tiene la suficiente somera penetracin, para leer directamente la

resistividad Rxo de la zona lavada, an en presencia de revoques de un espesor de hasta 3/4"

pulgadas.

4.4.2.1.1.- Correcciones:

Las mediciones del MSFL debe ser corregidas por los efectos del revoque , la presenta figura

proporciona este tipo de correcciones:

4.4.2.2.- Microperfil

Es un dispositivo que est fuera de uso hace ms de 20 aos. La curva micronormal tiene una

penetracin ms profunda y es menos afectada por los materiales que estn cerca del dispositivo,

especficamente el revoque.

4.4.2.2.1.- Interpretacin

La resistividad de la zona lavada de una formacin es siempre mayor que la resistividad de

revoque, mostrando una separacin entre las dos curvas que se denomina "separacin positiva",

puede tomarse en consecuencia, como una indicacin de que la capa es permeable, diferente

sera frente una capa de lutitas impermeable, donde no ha habido invasin.

4.4.2.3.- Microlateroperfil y perfil de proximidad:

Fueron especialmente diseados para determinar el Rxo con mayor exactitud, actualmente estn

fuera de usos y han sido reemplazados por el MSFL.


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4.5.- PERFILES DE POROSIDAD

4.5.1.- Perfil snico:El perfil snico compensado o BHC ("Bore-Hole-Compensated") mide el tiempo de trnsito,

representado port, de una onda acstica en la formacin, en seg/ft (microsegundos por pie)

generalmente presentado en las pista 2 y 3, en escalas de 40 a 140 seg/ft, con nemnico DT;

para ello un transmisor de la herramienta genera una onda que se propaga por el lodo, alcanza las

paredes del pozo y contina propagndose por ellas. Los efectos de esta propagacin son

detectados por dos receptores en la herramienta de perfilaje, generalmente de 3 a 5 pies del

transmisor; la diferencia de tiempos observada ( medidos desde el momento del disparo del

transmisor) dividida por los dos pies que separa los transmisores, determinan el tiempo de transito

de la formacin.

4.5.1.1.- Principios de la medicin:

Existen dos tipos principales de propagacin de la energa acstica en un medio slido que pueden

ser registrados por la herramienta de perfilaje: las ondas compresionales, tambin denominadas

"ondas P" y las de cizallamiento, tambin denominadas "ondas S" o "Shear waves".

Las ondas compresionales son las propagadas por el movimiento de las partculas del medio

oscilando en direccin de propagacin de la onda; las ondas de cizallamiento son las propagadas

por el movimiento de las partculas del medio oscilando en direccin perpendicular a la de

propagacin de la onda:

Tipo de onda Direccin de propagacin

de la Onda

Direccin de oscilacin de las

partculas del medioCompresional

Cizallamiento

Otros tipos de propagacin de las ondas acsticas son las Ondas Rayleigh y las Ondas Stoneley.

La onda Rayleigh se propaga en la interface lodo-formacin, con una velocidad levemente inferior a

la velocidad de la onda "shear" y se atena rpidamente.


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4.5.1.4.1.- Ecuacin de Wyllie.

Es la ms utilizada y establece una relacin lineal entre el tiempo de trnsito t medido y la

porosidad de la formacin; segn este modelo, el t de la formacin es la suma de los ts de

cada elemento ponderado por sus volmenes en la formacin. En el caso de una formacin limpia

con porosidad y zona lavada de ms de 5 cm de extensin, la ecuacin es:

tlog = .tmf+ Vma. tma

donde:

tlog= Tiempo de trnsito medido por el perfil snico, s/ft.

= Porosidad de la formacin, 0 1.tmf = Tiempo de trnsito del filtrado

Vma = Volumen de matriz en la formacin0 Vma 1tma = Tiempo de trnsito de la matriz, 43 s/ft tma 55 s/ft

En esta ecuacin, la porosidad y el volumen de la matriz constituyen el total de la roca, por lo tanto

se debe cumplir que:

1=+ Vma

Sustituyen la y Vma de las ecuaciones anteriores tengo:

sa = tlog - tma tmf - tma

La ecuacin de Wyllie es vlida en las siguiente condiciones:

Porosidad Intergranular uniforme Formaciones limpias (sin lutitas o "shales") Formaciones acuferas Formaciones compactadas.


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4.5.1.4.2.- Ecuacin de Raymer-Hunt

La Ecuacin de Raymer-Hunt establece una relacin de segundo grado entre el tiempo de trnsito

medido y la porosidad de la formacin, que puede dar mejores resultados en zonas con

porosidades variando entre valores bajos y altos, pero ms difcil de utilizar en clculos manuales.

En el caso de una formacin limpia es :

1 = + Vma tlog tmf tma

En esta ecuacin, la porosidad y el volumen de matriz constituyen el total de la roca, por lo tanto se

debe cumplir que:

1 = + Vma

4.5.1.5.- Efectos ambientales

No existe necesidad de aplicar correcciones por efectos ambientales al perfil snico BHC; sin

embargo, el perfil puede estar afectado por alteracin de la formacin en las proximidades de la

pared del pozo, lo que altera el valor del tiempo de trnsito t medido. Una herramienta de snico

con espaciamiento largo genera un perfil prcticamente libre de este efecto.

4.5.1.6.- Otros factores que influencian la medicin

Compactacin: Generalmente se asume que las propiedades elsticas de las rocas sonindependientes de la compactacin si la roca est sometida a una presin suficientemente alta

(varios miles de psi); si la roca est sometida a presiones menores (por ejemplo formaciones

someras o formaciones con presiones anormales), el valor del tiempo de trnsito medido es mas

alto que lo esperado, indicando valores de porosidad aparente mayores que la verdadera

porosidad. En estos casos puede estimarse la verdadera porosidad dividiendo la porosidad

aparente por un factor de compactacin Cp > 1.


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Arcillosidad: Las lecturas del perfil snico en lutitas o -shales" puede variar entre 70 y 130 s/ft; elefecto de la presencia de lutita en la formacin depende del contraste entre el tiempo de trnsito

medido en las lutitas o "shales" y el de la formacin limpia.

Hidrocarburos: La presencia de hidrocarburos en la roca-reservorio generalmente no afecta la

medicin del tiempo de trnsito en formaciones compactadas; en formaciones no compactadas

existe efecto de hidrocarburos, pero no existe una correccin que pueda ser aplicada.

Fracturas y vgulos: La presencia de fracturas y vgulos en la formacin produce efectos muy

pequeos en el tiempo de trnsito medido por el perfil, por lo que se obtienen valores de porosidadmenores que los reales (se dice que el perfil no ve las fracturas y vgulos). Aprovechando este

efecto puede definirse un 'indicador de porosidad secundaria' o SPI ("Secondary-Porosity-lndex")

como la diferencia entre la porosidad densidad-neutrn y la porosidad snico:

SPI = DN - S(

Efectos del pozo: El pozo debe estar lleno de fluido para que los receptores puedan detectar la

energa de snico; cuando el nivel est bajo, la herramienta deja de registrar al salir por encima del

nivel. Otro efecto, que ocurre en pozos de dimetro grande, es la atenuacin de la intensidad de la

onda, lo que dificulta la deteccin por el transmisor mas lejano y puede originar '"saltos de ciclos"

4.5.2. Perfil de lito-densidad

El perfil de lito-densidad o LDT ("Lito-Density-Tool") mide la densidad media de la formacin ben

gr/cc, as como su factor fotoelctrico Pef en barns/electrn, en las proximidades de la pared del

pozo. Para ello, una fuente radioactiva es colocada en la sonda antes de bajar al pozo. La

radioactividad que la formacin deja llegar a dos detectores ubicados a pocas pulgadas de la

fuente, en la herramienta de perfilaje, permite determinar los parmetros mencionados. La curva de

densidad es presentada en las pistas 2 y 3 en escala coherente la de neutrn, generalmente de

1.95 a 2.95 gr/cc, con nemnico RHOB. El factor fotoelctrico se presenta generalmente en la pista

2 en escala de O a 10 barns/electrn, con nemnico PEF.


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El registro de densidad mide la densidad a partir de la perdida de energa de un flujo de rayos

gamma entre emisor y receptor a travs de la formacin.

La disminucin de la energa del flujo incidente es funcin de los choques y de la absorcin con los

electrones en la matriz de la roca.

La cantidad de electrones es funcin directa de la densidad electrnica, la cual depende

directamente de la masa atmica de los elementos, es decir, su densidad.

DENSDAD DE LAS ROCAS: G/cm3

Cuarzo = 2.65Calcita = 2.71

Dolomita = 2,87 Sal = 2.16Anhidrita = 2.96Yeso = 2.32 Carbn = 1.70Lutita = 1.9 a 2.7 (F =Compactacin)

Agua = 1Petrleo = 0.75 a 0.95 (segn grado API)Gas = 0.1 a 0.3 ( Segn T y P.).

Para una matriz de roca constante, la densidad en el perfil es funcin directa de la porosidad y de los fluidosde relleno.

DENSIDAD (FDC /

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