El Registro de Densidad

INTRODUCCIÓN

El objetivo principal de la mayor parte de los registros de pozos que se toman en las actualidades, es determinar si una formación contiene hidrocarburos así como también las características litológicas de la formación que los contiene, prácticamente la única 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. 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. Por lo tanto, las formaciones subterráneas tienen resistividades mensurables y finitas debido al agua dentro de sus poros o al agua intersticial absorbida por una arcilla .

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4.6 REGISTRO DE DENSIDAD (FDC)

El registro de densidad es parte de casi todas las series de registros de hoyo abierto. Esta funciona igualmente bien en pozos que contengan lodo con base de aceite, lodo con base de agua de cualquier salinidad, o aire. El registro de densidad puede ser usado sólo o en combinación con otra herramienta, tal como el Neutrón (DSN). Algunos intentos han sido hechos para perfilar densidad de formación en pozos entubados, pero los resultados no han sido aceptables. La densidad del volumen de formación es usada como un indicador de porosidad primaria. La densidad es usada con otras mediciones de registros para determinar  litología y tipo de fluido, y con la velocidad del registro sónico en interpretación de datos sísmicos. Mejoras recientes en el perfilaje de densidad han introducido el Factor Fotoeléctrico Pe, un indicador excelente de la litología de la formación. Las herramientas de densidad tienen diferentes nombres: Densidad Compensada (CDL), Densidad Espectral (SDL), Densidad de Formación (FDC) y Densidad de litología (LDT) Principio físico: La herramienta de medida de la Densidad de Formación (SDL)

utiliza una fuente química de radiaciones Gamma y dos detectores Gamma para determinar la densidad de la formación ( b) y el factor fotoeléctrico (Pe). Mientras los rayos Gamma viajan desde la fuente radioactiva (Cs 137) hacia los receptores se produce el efecto Compton que reduce la energía de los rayos gamma cuando interactúan con los átomos de la formación. La atenuación es una función del peso atómico de la formación así como las propiedades de absorción fotoeléctricas, los efectos son predominantemente asociados a la matriz de formación y los fluidos de los poros; igualmente hay efecto del lodo y revoque El análisis en tiempo real de la energía del espectro de los rayos gamma detectados revela la densidad ( b) de la formación y el factor fotoeléctrico (Pe). Las medidas de densidad son usadas para determinar la porosidad de la formación cuando la litología de la formación es conocida. En formaciones de un solo mineral el valor de Pe puede servir como indicador de litología. En formaciones de múltiples minerales b y Pe pueden estar combinadas con información sónica y de neutrón para la determinación de la porosidad y la litología. La información de Densidad y Neutrón pueden también ser combinadas para indicar lutita y determinar el volumen de lutita. El valor de Pe no filtrado puede ser mostrado en los registros en tiempo real y usado para discriminación exacta de las capas para minimizar los efectos del fluido en el hoyo, la fuente y los detectores son aislados y protegidos para que la radiación Gamma que penetra en la formación y que llega a los detectores, sea esparcida de vuelta en dirección de la herramienta. Estas herramientas obtienen medidas confiables en cualquier  fluido de pozo y son comúnmente corridas con GR, Inducción, Laterolog, y Neutrón.

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Aplicaciones:    

Determina la porosidad primaria. Identifica la litología. Indica la presencia de lutitas y determina el volumen de lutitas. Indica la presencia de gas y determina la saturación de gas.

Registro de densidad

El registro de densidad mide la densidad de la formación y la relaciona con la porosidad. Una fuente radioactiva emite radiación gamma hacia la formación, la cual interacciona con los electrones de la formación según el efecto compton, en el cual los rayos son dispersados por el núcleo de la formación de donde se obtienen rayos gamma de Compton que es una radiación secundaria producida en los átomos de la formación y que se originan porque la formación cede energía a los átomos dejándolos en estado excitado. Estos últimos rayos son detectados como una medida de la densidad de la formación. La reducción del flujo de rayos gamma en la formación, es función de la densidad de electrones de la formación. Para cualquier elemento, el número de electrones coincide con el número de protones con número atómico Z. La masa atómica está contenida en el núcleo atómico, esta es la suma del numero de protones y neutrones y está dada por el numero atómico A. En general, el número de protones es aproximadamente el número de electrones, así que la relación Z/A es aproximadamente 0,5. Utilizando esta relación, la medida de la densidad de electrones se puede convertir a una densidad aparente medida en g/cc que es cercana a la densidad de los tipos comunes de rocas.

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Para entrar en detalles de la relación del número de electrones con el bulk density podemos decir que:El número de átomos en un mol de un material es igual al número de Advogadro N. El número de electrones en un mol de un material es por  lo tanto igual a NZ. Z es el numero atómico (numero de protones o electrones por  átomo).Si el número de masa atómica A es el peso de un mol substancia, el número de electrones por gramo es igual a NZ/A. Para obtener el número de electrones por unidad de volumen multiplicamos por el bulk density de la substancia y tenemos la siguiente ecuación:

 Así, el conteo de rayos gamma depende de la densidad del número de electrones, el cual está relacionado al bulk density de una substancia y depende de los sólidos minerales de la cual está compuesta, de su porosidad y de la densidad de fluidos que llenan sus poros, por lo tanto la herramienta de densidad es útil para determinar porosidad, fluidos de baja densidad (gas) y ayuda a la identificación litológica.

Componentes de la Herramienta

Una fuente de rayos gamma, usualmente Cesio 137 que emite fotones. Los rayos gamma tienen carga y masa cero. El cesio 137 es un radioisótopo del cesio con una masa atómica nominal de 137, su número atómico en la tabla periódica es 55. Dos detectores gamma, regularmente ubicados entre 0,15 m y 0,40 m de la fuente. Tanto la fuente como los detectores, deben tener una mínima interacción con las paredes del pozo. Estos detectores cuentan el número de rayos gamma que retornan, para la mayoría de los materiales de interés, la densidad está relacionada al bulk density por medio de una constante. Se registran el número de rayos gamma en dos rangos diferentes de energía.

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Los rayos gamma de más alta energía determinan el bulk density, y por lo tanto la porosidad, mientras que los rayos gamma de más baja energía son usados para determinar la litología de la formación. Estos rayos gamma de baja energía muestran poca dependencia con la porosidad y el tipo de fluido en la formación. Este parámetro es conocido como el efecto de absorción fotoeléctrica.

Usos del Registro de Densidad: • • • •

Determinación de la porosidad Identificación de minerales en depósitos evaporíticos Detección de gas Determinación de la densidad de los hidrocarburos.

En las formaciones de baja densidad (alta porosidad) se leen más conteos de rayos gamma. En la medida que la densidad se incrementa (porosidad decrece), menos conteos de rayos gamma pueden ser detectados. Ejemplo de registro de densidad:

En el ejemplo se pueden apreciar los valores de densidad registrados para la Halita (2,03 g/cc), contrastando con las anhidritas infra yacientes (2,96 g/cc) y con los shales intercalados (2,5 g/cc), la densidad del shale varia con la composición y compactación. Los valores de baja densidad de algún gas residual influenciaran fuertemente la lectura de densidad haciendo ver una aparente alta porosidad.

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En el siguiente gráfico podemos ver un resumen de las respuestas del registro de densidad con diferentes litologias:

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Calibración de la herramienta:

La calibración se hace insertando la herramienta en un bloque de caliza pura saturada con agua fresca de una densidad conocida, luego se hacen calibraciones secundarias insertando la herramienta en grandes bloques de aluminio, sulfuro y magnesio de densidades conocidas. En el pozo se utiliza una fuente de radiación portátil para chequear el estado de los detectores antes que la herramienta sea corrida. La comparación analítica del conteo en los dos detectores es lo que permite una estimación más precisa de la densidad, compensando factores ambientales como la influencia del revoque y la rugosidad del hoyo. Los valores corregidos se muestran en un registro con escalas típicas entre 2 y 3 g/cc. La corrección se muestra en una curva suplementaria donde el valor representa la corrección que se agrega a la densidad desde el detector lejano hasta llegar a la densidad corregida mostrada en el registro.  A continuación vemos un registro con valores de densidad corregidos: La relación entre la densidad de electrones como ya lo vimos en la ecuación es directamente proporcional y los otros parámetros en la ecuación son constantes para un elemento dado (A y Z), y la constante universal N. La tabla a continuación muestra los valores de A y Z para diferentes elementos de la corteza terrestre. Se ha definido un nuevo parámetro llamado número de densidad efectiva:

SI substituimos está en la primera ecuación queda:

Es una ecuación válida para rocas que están compuestas de más de un elemento Efectos adversos:

La absorción del revoque de lodo es una fuente de error. Los detectores duales permiten la correción para el revoque o irregularidades del pozo. El detector  cercano es el más afectado. Por ploteo de las ratas de conteo de los detectores cercano y lejano con otras variables como la densidad del revoque, el % de barita en el revoque, se identifica un factor de corrección. El efecto de pequeñas cantidades de hidrocarburos no se nota si la densidad del fluido de perforación es cercana a la densidad del petróleo. Si existen grandes cantidades de gas y petróleo se reflejara en altas lecturas de porosidad.

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Fíjense en el ejemplo como la presencia del gas influye en una falsa lectura de porosidad:

La densidad de las lutitas se mostrará más alta en el registro. Entre 2.2 y 2.6 g/cc. Esas densidades se incrementaran con la profundidad. Las presiones anormales afectan las lecturas de densidad. Lo normal es que la

densidad aumente con la profundidad, sin embargo en zonas sobrepresurizadas esta tendencia cambia. Por lo general hay un shale impermeable muy denso al tope de una formación sobre presurizada. En el ejemplo se aprecia la lectura del registro en inmediaciones de zonas sobre presurizadas:

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El efecto de la densidad de fluido

Se puede errar en la determinación de la porosidad si no se interpreta bien la densidad del fluido. Regularmente, la densidad de las aguas que contiene el lodo filtrado, frescas o saladas son de 1,0 g/cc y 1,1 g/cc las cuales pueden variar con la temperatura y la composición. Se pueden obtener datos precisos de las muestras de fluido del reservorio. Las densidades del filtrado de lodo regularmente se ajustan en los software de petrofísica. El efecto del gas

Si hay gas en la formación las porosidades pueden ser sobre estimadas, la densidad del gas es muy baja, (aprox 0,0001 g/cc), comparada con los fluidos acuosos El efecto del petróleo

La densidad del petróleo es de aprox 0,7 g/cc, menos que la de los fluidos acuosos. La presencia de formaciones que contienen petróleo raras veces afectan el cálculo de la porosidad porque tanto el petróleo como el agua que contiene la formación donde la herramienta de densidad hace la medida, es reemplazada por  el lodo de perforación que se ha filtrado. El efecto del Shale:

La densidad del shale varía mucho dependiendo de si se muestra intercalado con capas arenosas o arcillosas, en este caso hay que hacer ajustes para llegar a una densidad corregida a determinadas profundidades, determinación de inconformidades. Dentro de un intervalo de shale, si hay un cambio de densidad repentino, la explicación es que las formaciones arriba y abajo del cambio se depositaron en ambientes diferentes, lo que me indica una posible inconformidad. Determinación de inconformidades

Dentro de un intervalo de shale, si hay un cambio de densidad repentino, la explicación es que las formaciones arriba y abajo del cambio se depositaron en ambientes diferentes, lo que me indica una posible inconformidad.

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Detección de sobrepresiones:

Los fluidos sobre presurizados se comportan diferente a un trend normal de compactación por lo que estas zonas tienes porosidades mayores a aquellas normalmente presurizadas. Si existiendo un trend normal de compactación hay un giro inesperado indicando una disminución en la densidad o lo que es lo mismo un aumento en la porosidad y no hay evidencias de un cambio en la litología, es indicio de que se ha entrado en una zona de fluidos presurizados. Ver figura. Reconocimiento de fracturas:

La herramienta para medir la densidad es sensible al registro de porosidad como a las cavidades dejadas por las fracturas. El registro sónico también mide la porosidad pero no permite analizar los espacios dejados por las fracturas, por lo que una comparación de estos dos registros nos podría indicar como se extiende una fractura en un intervalo del reservorio. Registro sónico

En su forma más sencilla, una herramienta sónica consiste de un trasmisor que emite impulsos sónicos y un receptor que capta y registra los impulsos. El registro sónico es simplemente un registro en función del tiempo, t, que requiere una onda sonora para atravesar un pie de formación. Esto es conocido como tiempo de transito, delta t, t es el inverso de la velocidad de la onda sonora. El tiempo de transito para una formación determinada depende de su litología, esta dependencia de la porosidad hace que el registro sónico sea muy útil como registro de porosidad. Los tiempos de transito sónicos integrados también son útiles al interpretar registros sísmicos. El registro sónico puede correrse simultáneamente con otros servicios. El principio consiste en la propagación del sonido en un pozo es un fenómeno complejo que está regido por la propiedades mecánicas de ambientes acústicos diferentes. Estos incluyen la formación, la columna de fluido del pozo y la misma herramienta del registro. El sonido emitido del transmisor choca contra las paredes del agujero. Esto establece ondas de compresión y de cizallamiento dentro de la formación, ondas de superficie a lo largo de la pared del agujero y ondas dirigidas dentro de la columna de fluido. En el caso de los registros de pozos, la pared y la rugosidad del agujero, las capas de la formación y las fracturas pueden representar discontinuidades acústicas significativas.

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Registros de densidad.

Los registros de densidad se usan principalmente como registros de porosidad. Otros usos incluyen identificación de minerales en depósitos de evaporitas, detección de gas, determinación de la densidad de hidrocarburos, evaluación de arenas con arcillas y litologías complejas, determinación de producción de lutitas con contenido de aceite, calculo de presión de sobrecarga y propiedades mecánicas de las rocas. El principio consiste en una fuente radioactiva, que se aplica a la pared del agujero en un cartucho deslizable, emite a la formación rayos gamma de mediana energía. Se puede considerar a estos rayos gamma como partículas de alta velocidad que chocan con los electrones en la formación. Con cada choque, los rayos gamma pierden algo de su energía, aunque no toda, la ceden al electrón y continúan con energía disminuida, esta clase de interacción se conoce como efecto. Los rayos gamma dispersos que llegan al detector, que está a una distancia fija de la fuente, se cuentan para indicar la densidad de la formación. El número de colisiones en el efecto Compton está directamente relacionado con el número de electrones de la formación.

Registros neutrónicos.

Estos registros se utilizan principalmente para delinear las formaciones porosas y para determinar su porosidad. Responden principalmente a la cantidad de hidrogeno en la formación. Por lo tanto, en formaciones limpias cuyos poros estén saturados con agua o aceite el registro de neutrones refleja la cantidad de porosidad saturada de fluido. Las zonas de gas con frecuencia pueden identificarse al comparar el registro de neutrones con otro registro de porosidad o con un análisis de muestras. Una combinación del registro de neutrones con uno o más registros de porosidad e identificación litológica aun más exactos, incluso una evaluación del contenido de arcilla.

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Los neutrones son partículas eléctricamente neutras; cada una tiene una masa casi idéntica a la masa de un átomo de hidrogeno. Una fuente radioactiva en la sonda emite constantemente neutrones de alta energía (rápidos). Estos neutrones chocan con los núcleos de los materiales de la formación en lo que podría considerarse como colisiones elásticas de bolas de billar. Con cada colisión, el neutrón pierde algo de energía. La cantidad de energía perdida por colisión depende de la masa relativa del núcleo con el que choca el neutrón. La mayor pérdida de energía ocurre cuando el neutrón golpea un núcleo con una masa prácticamente igual, es decir un núcleo de hidrogeno. Las colisiones con núcleos pesados no desaceleran mucho al neutrón. Por lo tanto la desaceleración de neutrones depende en gran parte de la cantidad de hidrogeno de la formación.

Un registro de la densidad, o cambios en densidad, de fluidos en una producción o pozo inyector. Desde gas, petróleo y agua, todos tienen diferentes densidades, el registro puede determinar el porcentaje de diferentes fluidos, directamente en el caso de flujo bifásico y en combinación con otras medidas para flujo trifásico. La densidad del fluido es medida por un densímetro de fluido nuclear o un "grado manómetro", y puede también estar generado por la profundidad derivada de un sensor de presión. El registro de densidad compensada mide la densidad de las rocas junto al pozo y se ajusta a las irregularidades en el pozo. La sonda bombardea las rocas con rayos gamma de una fuente de cesio. La dispersión y los rayos gamma que regresan se cuentan en dos detectores a diferentes distancias de la fuente en un patín presionado contra la pared del pozo. La rugosidad del pozo se compensa mediante la dos detectores.

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4.7 REGISTROS ELECTRICOS CONVENCIONALES

La resistividad de la formación es un parámetro clave para determinar la saturación de hidrocarburos. La electricidad puede pasar a través de una formación debido al agua conductiva que contenga dicha formación. Registros eléctricos convencionales

En los primeros 25 años del uso de registros de pozos, los únicos registros de resistividad disponibles fueron los sondeos eléctricos convencionales. Se llevaron a cabo miles de ellos cada año por todo el mundo. Desde entonces, se han desarrollado métodos de medición de resistividad más sofisticados a fin de medir  la resistividad de la zona lavada, Rxo, y la resistividad real de la zona virgen, Rt. El registro eléctrico convencional consiste en medir la resistividad de la formación, ofreciendo de esta manera una herramienta muy importante para el geólogo, geofísico, petrofísico, ingeniero de petróleo y perforador, ya que permite identificar  zonas prospectivas y otras. Por lo general, el perfil eléctrico contiene cuatro curvas: Normal Corta (SN) de 16”, esta mide la resistividad de la zona lavada (Rxo), es

decir la zona que fue invadida por el filtrado de lodo. Normal Larga (NL) de 64”, ésta mide la resistividad la resistividad en la zona

virgen (Rt). Lateral de (18 ’ - 8”), es utilizada para medir la resistividad verdadera de la

formación cuando no es posible obtener un valor preciso de la curva normal larga.

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Potencial espontáneo (SP), es un registro de la diferencia de potencial entre el

potencial eléctrico de un electrodo móvil en el pozo y el potencial eléctrico de electrodo fijo en la superficie en función de la profundidad. Enfrente de lutitas, la curva de SP por lo general, define una línea más o menos recta en el registro, que se llama línea base de lutitas. Enfrente de formaciones permeables, la línea muestra deflexiones con respecto a la línea base de lutitas; en las capas gruesas estas deflexiones tienden a alcanzar  una deflexión esencialmente constante, definiendo así una línea de arenas. Ésta curva de potencial espontáneo es muy útil, ya que permite detectar capas permeables, correlación de capas, determinar la resistividad del agua de formación y una estimación aproximada del contenido de arcillas.

Principio de funcionamiento de los perfiles eléctricos

Se introducen corrientes en la formación, por medio de electrodos de corriente y se miden los voltajes entre los electrodos de medición. Estos voltajes proporcionan la resistividad de cada dispositivo. Se deben utilizar lodos conductivos a base de agua o lodos de emulsión de petróleo. En general, cuanto mayor sea el espaciamiento entre los electrodos, mayor es la investigación dentro de la formación. Así, la curva lateral de 18 pies 8 pulgadas, tiene mayor profundidad de investigación y la normal corta de 16”, las más somera. Estos perfiles miden las propiedades eléctricas, acústicas y radioactivas de las rocas. Los sensores de la resistividad usan electrodos o bobinas, los acústicos usan transductores sónicos y los radioactivos emplean detectores sensibles ala radioactividad. Para tal fin se utilizan distintos instrumentos montados en una sonda que se baja al pozo mediante un cableconductor. Este cable de acero normalmente tiene 7 conductores eléctricos que sirven para alimentar eléctricamente a los equipos de pozo y al mismo tiempo recibir en superficie los datos leídos por las diferentes sondas.

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 A medida que se va recogiendo el cable, la sonda va midiendo y las lecturas que son enviadas a superficie a través del cable, se registran en cintas magnéticas, que posteriormente serán utilizadas para la interpretación de los datos. Las unidades de perfilaje son Laboratorios portátiles que disponen de computadoras para el registro e interpretación de los perfiles de pozo. De la interpretación de estos perfiles se obtienen datos de porosidad, contenido de fluidos, y tipos de litologías. Una correcta evaluación se logra mediante la combinación de los datos obtenidos en los distintos perfil es realizados en el pozo. Se han desarrollado métodos de medición de resistividad más sofisticados a fin de medir la resistividad de la zonalavada, Rxo, y la resistividad real de la zona virgen, Rt. El registro eléctrico convencional consiste en medir la resistividad de la formación, ofreciendo de esta manera una herramienta muy importante para el geólogo, geofísico, petrofísico, ingeniero de petróleo y perforador, ya que permite identificar  zonas prospectivas y otras. Aplicaciones: El perfil de SP es utilizado para:

Detectar estratos permeables-hacer correlación de capas-determinar valores de del agua de formación (Rw)-dar una idea cualitativa del contenido de arcilla en cuerpos rocosos permeables La curva de potencial espontáneo puede presentar ruidos provocados por acoples magnéticos instrumentales, perturbaciones eléctricas vecinas, interferencias del cable de la herramienta y corrientes telúricas. Como en todos los demás perfiles de pozo, la resolución vertical tiene limitaciones, que para el SP se presentan en el modelo de la izquierda.

La resistividad de la formación es un parámetro clave para determinar la saturación de hidrocarburos. La electricidad puede pasar a través de una formación debido al agua conductiva que contenga dicha formación. Un registro geofísico de pozo es toda aquella presentación gráfica de una característica de las formaciones atravesadas por un pozo en función de la profundidad.

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CONCLUSION

El registro de densidad se basa en la medición de la densidad de la formación, por  medio de la atenuación de rayos gamma entre una fuente y un receptor. Una fuente radioactiva emite radiación gamma hacia la formación, la cual interacciona con los electrones de la formación según el efecto, en el cual los rayos son dispersados por el núcleo de la formación de donde se obtienen rayos gamma. En su forma más sencilla, una herramienta sónica consiste de un trasmisor que emite impulsos sónicos y un receptor que capta y registra los impulsos; Los registros de densidad se usan principalmente como registros de porosidad. Otros usos incluyen identificación de minerales en depósitos de evaporitas, detección de gas, determinación de la densidad de hidrocarburos, evaluación de arenas con arcillas y litologías complejas. Los registros eléctricos convencionales estos perfiles miden las propiedades eléctricas, acústicas y radioactivas de las rocas. Los sensores de la resistividad usan electrodos o bobinas, los acústicos usan transductores sónicos y los radioactivos emplean detectores sensibles ala radioactividad.

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