LIBRO CARMARGO.pdf

INTRODUCCIÓN A LA INTERPRETACIÓN DE PERFILES DE POZO ABIERTO

JORGE ARTURO CAMARGO PUERTO ING. GEÓLOGO

UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA PROGRAMA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

NEIVA, 2005

TABLA DE CONTENIDO 1. EVALUACIÓN DE FORMACIONES MEDIANTE PERFILAJE DE POZOS 1.1 INTRODUCCIÓN 1.2 OBJETIVOS DE LA EVALUACIÓN CUANTITATIVA DE FORMACIONES 1.3 IMPORTANCIA DEL PERFILAJE 1.4 TIPOS DE HERRAMIENTAS DE PERFILAJE 1.4.1 Perfiles MWD 1.5 LIMITACIÓN DE LOS PERFILES 1.6 PRESENTACIÓN DE LOS PERFILES 1.6.1 Encabezado 1.6.2 Grillas 1.6.3 Escalas de profundidad 2. FUNDAMENTOS DE LA INTERPRETACIÓN DE PERFILES 2.1 INTRODUCCIÓN 2.2 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LOS RESERVORIOS 2.2.1 Porosidad 2.2.2 Permeabilidad 2.2.3 Saturación de agua 2.2.4 Resistividad de formación 2.3 CONDUCTIVIDAD DE MINERALES Y ROCAS 2.4 EFECTO DE LA SALINIDAD Y LA TEMPERATURA SOBRE LA RESISTIVIDAD 2.5 DETERMINACIÓN DE LA RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN 2.6 FACTORES QUE AFECTAN LA RESISTIVIDAD DE FORMACIÓN 2.6.1 Efecto de la porosidad 2.6.2 Efecto de la resistividad del agua de formación 2.6.3 Efecto de la estructura interna de la roca 2.6.4 Efecto del contenido de shale 2.6.5 Efecto de la presencia de hidrocarburo 2.6.6 Efecto de la saturación de agua 2.7 PROPIEDADES DEL LODO 2.7.1 Resistividad del lodo 2.7.2 Perfil de temperatura 2.7.3 Gradiente geotérmico 2.7.4 Invasión del filtrado del lodo 2.7.5 Profundidad de invasión 2.7.6 Factores que afectan la profundidad de invasión 2.7.7 Efecto de la segregación gravitacional 2.8 INVASIÓN Y PERFILES DE RESISTIVIDAD 2.8.1 Perfil neto de invasión 2.8.2 Perfil de invasión de transición 2.8.3 Perfil de invasión con anulo 2.9 PERFILES DE RESISTIVIDAD EN RESERVORIOS ACUÍFEROS

2.9.1 Reservorios acuíferos perforados con lodo dulce 2.9.2 Reservorios acuíferos perforados con lodo salado 2.10 PERFILES DE RESISTIVIDAD EN RESERVORIOS PETROLÍFEROS 2.10.1 Reservorios petrolíferos perforados con lodo dulce 2.10.2 Reservorios petrolíferos perforados con lodo salado 3. POTENCIAL ESPONTÁNEO 3.1 INTRODUCCIÓN 3.2 USOS DEL POTENCIAL ESPONTÁNEO SP 3.3 MEDICIÓN DEL POTENCIAL ESPONTÁNEO SP 3.4 FUNDAMENTOS TEÓRICOS 3.4.1 Potencial electroquímico (Ec) 3.4.2 Potencial electrocinético (Ek) 3.5 FACTORES QUE AFECTAN EL SP 3.6 DISTRIBUCIÓN DE LA CORRIENTE DEL SP 3.7 AMPLITUD DE LA DEFLEXIÓN DEL SP 3.7.1 Relación Rmf/Rw 3.7.2 Espesor capa h 3.7.3 Reservorios arcillosos 3.7.4 Reservorios con hidrocarburos 3.7.5 Diámetro del pozo 3.7.6 Profundidad de invasión 3.8 INTERPRETACIÓN DEL PERFIL SP 3.9 INDICADOR DEL VOLUMEN DE SHALE 3.10 AMBIENTE DEPOSICIONAL DEL SP 3.11 CONTROL DE CALIDAD DEL SP 3.12 DETERMINACIÓN DEL Rw A PARTIR DEL SP 4 PERFIL DE RAYOS GAMMA 4.1 INTRODUCCIÓN 4.2 USOS DEL PERFIL DE RAYOS GAMMA 4.3 FUNDAMENTO TEÓRICO 4.4 PROPIEDADES DE LOS RAYOS GAMMA 4.5 INTERACCIONES DE LOS RAYOS GAMMA 4.6 EQUIPO DE MEDICIÓN DE RAYOS GAMMA 4.6.1 Contadores de Centelleo 4.6.2 Constante de Tiempo 4.7 CALIBRACIÓN DE LAS HERRAMIENTAS 4.8 FACTORES QUE AFECTAN EL PERFIL DE RAYOS GAMMA 4.9 INTERPRETACIÓN DEL PERFIL DE RAYOS GAMMA 4.10 ESTIMACIÓN DEL VOLUMEN DE SHALE (VSH) 4.11 LIMITACIÓN DEL PERFIL DE RAYOS GAMMA 4.12 ESPECTROSCOPIA DE RAYOS GAMMA. 5. PERFILES DE RESISTIVIDAD 5.1 INTRODUCCIÓN 5.2 USO DE LOS PERFILES ELÉCTRICOS 5.3 CONCEPTO BÁSICO 5.4 MEDICIÓN DE LA RESISTIVIDAD EN UN POZO

5.5 PERFILES ELÉCTRICOS CONVENCIONALES 5.5.1 Sonda Normal 5.5.2 Sonda Lateral o Inversa 5.5.3 Correcciones ambientales a los perfiles 5.5.4 Limitaciones de los perfiles eléctricos convencionales 5.6 PERFILES ELÉCTRICOS DE ENFOCAMIENTO 5.6.1 Lateroperfil 7 5.6.2 Lateroperfil 3 5.6.3 Perfil de Enfoque Esférico 5.6.4 Doble Lateroperfil 5.7 PERFILES DE MICRORESISTIVIDAD 5.7.1 Microperfil 5.7.2 Perfil Microesférico Enfocado 6. PERFILES DE INDUCCIÓN ELECTROMAGNÉTICA 6.1 INTRODUCCIÓN 6.2 USOS 6.3 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO 6.4 EQUIPO DE INDUCCIÓN 6.5 VENTAJAS DE LA HERRAMIENTA DE INDUCCIÓN 6.6 FACTOR GEOMÉTRICO 6.7 EFECTO “SKIN” 6.8 EFECTO AMBIENTALES 6.9 EFECTO DE INVASIÓN 6.10 PERFIL DE DOBLE INDUCCIÓN DIL 6.10.1 Ventajas 6.10.2 Limitaciones 6.11 PRESENTACIÓN DE L PERFIL DE INDUCCIÓN 7 PERFIL SÓNICO 7.1 INTRODUCCIÓN 7.2 USOS DEL PERFIL SONICO 7.3 FUNDAMENTO TEÓRICO 7.4 PROPAGACIÓN DE ONDAS EN UN POZO LLENO CON LODO 7.5 PRINCIPIO DE OPERACIÓN 7.6 SALTO DE CICLO 7.7 DETERMINACIÓN DE POROSIDAD 7.7.1 Ecuación de Wyllie (WTA) 7.7.2 Ecuación de Raymer-Hunt-Gardener (RHG) 7.8 ROCAS CALCÁREAS. POROSIDAD SECUNDARIA 7.9 FACTORES QUE AFECTAN EL PERFIL SONICO 7.9.1 Efecto de baja consolidación 7.9.2 Efecto de la presencia de hidrocarburo 7.9.3 Efecto de la arcillocidad 7.9.4 Efectos ambientales 7.10 CONTROL DE CALIDAD Y CALIBRACIÓN. 7.11 PRESENTACIÓN DEL PERFIL SONICO 7.12 OTRAS HERRAMIENTAS SÓNICAS

7.12.1 Sonico de onda completa 7.12.2 Sonico de espaciamiento largo 7.12.4 Símica de pozo 7.13 CONCLUSIONES SOBRE LA HERRAMIENTA SONICA COMPENSADA 8 PERFIL DE DENSIDAD 8.1 INTRODUCCIÓN. 8.2 USOS 8.3 FUNDAMENTO TEÓRICO 8.4 FUENTES DE RAYOS GAMA 8.5 INTERACCIONES DE LOS RAYOS GAMMA 8.5.1 Producción de par 8.5.2 Efecto Compton de Dispersión 8.5.2 Efecto Fotoeléctrico 8.6 PRINCIPIOS DE OPERACIÓN 8.7 EQUIPO DE MEDICIÓN 8.8 CALIBRACIÓN 8.9 FACTORES QUE AFECTAN LA MEDICIÓN 8.10 DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD 8.11 EFECTO DE LOS HIDROCARBUROS 8.12 EFECTO DEL SHALE 8.13 EFECTO DEL GAS 8.14 PRESENTACIÓN DEL PERFIL DE DENSIDAD 9. PERFIL NEUTRÓNICO 9.1 INTRODUCCIÓN 9.2 USOS DEL PERFIL NEUTRÓNICO 9.3 FUNDAMENTO TEÓRICO 9.4 PRINCIPIOS DE OPERACIÓN 9.5 EQUIPO DE MEDICIÓN 9-6 CALIBRACIÓN DE LA HERRAMIENTA 9.7 EFECTOS AMBIENTALES 9.8 EFECTO DE LA LITOLOGÍA 9.9 EFECTO DE LOS HIDROCARBUROS 9.10 EFECTO DEL SHALE 10 MÉTODOS DE EVALUACIÓN DE FORMACIONES LIMPIAS 10.1 INTRODUCCIÓN 10.2 MÉTODOS RÁPIDOS 10.2.1 Método del Perfil Rxo/Rt 10.2.2 Método del Perfil Ro 10.2.3 Método del Perfil Rwa 10.3 MÉTODOS CONVENCIONALES DE EVALUACIÓN 10.3.1 Método de Archie 10.3.2 Método de la Razón 10.3.3 Índice de Aceite Máximo Producible 10.4 MÉTODOS DE INTERRELACIÓN 10.4.1 Método Hingle 10.4.2 Método de Picket

ANEXO 1. RESPUESTA DE LOS MINERALES COMUNES A LAS SONDAS DE PERFILAJE ANEXO 2. TÉRMINOS Y ABREVIATURAS USADAS EN PERFILAJE Referencias bibliográficas

1

EVALUACION DE FORMACIONES MEDIANTE PERFILAJE DE POZOS

1.1 INTRODUCCIÓN De los diferentes métodos que se utilizan en el proceso de evaluación de formaciones petrolíferas, la evaluación mediante perfilaje de pozos, es el único método que provee un registro continuo versus profundidad, de diferentes las propiedades de las formaciones atravesadas por un pozo. Cuando termina la perforación de un pozo, se recurre al perfilaje para cumplir con el objetivo de la perforación, cual es verificar la existencia y cuantificar la cantidad de hidrocarburo presente en los poros de las rocas reservorio. El perfilaje de pozos consiste en bajar una serie de herramientas al fondo del pozo suspendidas de un cable conductor, que las mantiene conectadas a un equipo de cómputo en superficie, el cual procesa la información registrada por los sensores de las herramientas y genera en tiempo real el perfil de las propiedades medidas a lo largo del pozo (Figura 1.1).

Roldana

Equipo de superficie

Herramienta

Figura 1.1 Esquema del perfilaje de un pozo

Las herramientas registran la información desplazándose del fondo del pozo hacia superficie, a velocidades promedio de 0.5 pies/seg. y frecuencias de muestreo que van desde 3 hasta 13 muestras por pie en función del diseño de las herramientas y en función de las propiedades de las formaciones y del parámetro medido. En la actualidad, mediante el perfilaje de pozos se mide una apreciable cantidad de parámetros físicos relacionados con las propiedades geológicas y petrofísicas de los reservorios, que convierten al perfilaje en el método más útil e importante con que cuentan geólogos, geofísicos e ingenieros de petróleos en la tarea de evaluar formaciones, gracias al desarrollo de herramientas de alta precisión y de métodos confiables de interpretación de perfiles. La evaluación de formaciones mediante el perfilaje de pozos tiene dos aspectos, uno cualitativo y otro cuantitativo: La evaluación cualitativa consiste en correlacionar al detalle los niveles estratigráficos de una secuencia sedimentaria, entre pozos de un mismo campo o entre pozos de campos o incluso cuencas diferentes e interpretar la información de los perfiles en términos de ambientes deposicionales y estratigrafía de secuencias. Toda esta información se plasma en mapas de litofacies del subsuelo y en modelos geológicos que sirven para optimizar la localización de nuevos pozos exploratorios y de nuevos pozos de desarrollo. La evaluación cuantitativa consiste en definir las características físicas de las rocas reservorio, tales como resistividad, porosidad, permeabilidad, saturación de agua y litología. Esta información permite distinguir los reservorios saturados con hidrocarburos, determinar su espesor y estimar las reservas de aceite y/o gas que contienen. 1.2 OBJETIVOS DE LA EVALUACIÓN CUANTITATIVA DE FORMACIONES La evaluación cuantitativa de formaciones mediante perfiles de pozo abierto tiene dos objetivos básicos: evaluar las reservas de hidrocarburos y pronosticar producción de los pozos. Para estimar las reservas de hidrocarburos in situ es necesario determinar los siguientes parámetros: porosidad efectiva, volumen total de roca saturada y saturación de agua. Para pronosticar producción en un pozo, además de la porosidad efectiva φe y de la saturación de agua Sw es necesario estimar el índice de movilidad de los hidrocarburos IM, dividiendo la saturación de agua de la zona virgen Sw por la saturación de agua de la zona lavada Sxo. Cuando el IM es igual a 1 significa que no hubo invasión del filtrado y en consecuencia, los hidrocarburos no son móviles y por tanto no habrá producción. Sw IM = Ec. 1.1 Sxo Se considera que los hidrocarburos tienen buena movilidad cuando el índice de movilidad IM < 0,6 - 0.7.

1-2

1.3 IMPORTANCIA DEL PERFILAJE La importancia de los perfiles de pozo abierto radica en que la información que se obtiene de su analisis e interpretación, responde a muchas preguntas que se plantean especialistas de diferentes disciplinas que participan en la prospección y desarrollo de los yacimientos de petróleo y gas. Tabla 1.1 Algunas preguntas a responder por diferentes especialistas ESPECIALISTA Geofísico / Geólogo

Ingeniero de Yacimientos

Ingeniero de Perforación

Ingeniero de Producción

TEMAS DE INTERES • Profundidad de los topes de las formaciones • Topes de las rocas reservorio • Tipo y volumen de hidrocarburo en la trampa • Comercialidad de las reservas • Espesor de la zona productora • Homogeneidad de la zona productora • Porosidad y permeabilidad de la zona productora • Volumen del hueco a cementar • Estabilidad de las paredes del pozo • Sitio para iniciar desviación • Sitios para sentar empaques de pruebas • Profundidad de la zona a completar • Rata de producción esperada • Tipo de fluidos a producir • Volumen de agua a producir • Aislamiento hidráulico de la zona de producción

En la evaluación de formaciones la información geológica superficial debe ser complementada con la información del subsuelo, mediante el estudio de las muestras de núcleos se sección completa y de pared y de los ripios o cortes de perforación. La perforación con recobro de núcleos o corazones de roca de sección completa, permite evaluar en el laboratorio las propiedades petrofísicas de las rocas reservorios tales como porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos, pero debido al alto costo de este procedimiento, solo se obtienen núcleos de sección completa en raras ocasiones, principalmente durante la perforación de pozos exploratorios, cuando las propiedades petrofísicas de las rocas reservorio no son aún bien conocidas. La obtención de núcleos de pared que es un sistema alternativo de muestreo, menos costoso que el sistema anterior, no lo sustituye porque aunque proporciona los mismos parámetros petrofísicos que los núcleos de sección completa, tiene la desventaja que se su información es puntual y discontinua. Los ripios son de lejos la principal fuente de información litológica del subsuelo, pero debido a que llegan mezclados e incompletos a superficie, no es posible reconstruir con exactitud la columna estratigráfica de un pozo, en términos de la composición litológica y profundidad de los topes de las diferentes unidades. 1-3

En contraste con lo anterior, los perfiles de pozo abierto determinan con precisión topes y bases y registran de forma continua a lo largo del pozo valores aproximados de diferentes parámetros petrofísicos. Desde 1927, cuando los hermanos Marcelo y Conrad Schlumberger registraron en Pechelbronn (Francia) los primeros perfiles eléctricos, el perfilaje se convirtió en una técnica de uso generalizado en la industria del petróleo de todo el mundo. 1.4 TIPOS DE HERRAMIENTAS DE PERFILAJE Treinta años atrás un arreglo completo de perfilaje para estudiar en detalle un pozo podía consistir a lo sumo de cinco herramientas: resistividad, porosidad de densidad, porosidad neutrónica, porosidad sónica y medidor de buzamientos. En la actualidad, además de las citadas se puede correr las siguientes herramientas; dieléctrica, rayos gama espectral, sónica dipolar, sónica de onda completa, resonancia magnética, sísmica de pozo, imágenes de microresistividad e imágenes de ultrasonido. La información que se obtiene con las herramientas de perfilaje es muy amplia: desde tipo de fluidos porales, propiedades petrofísicas hasta posición estructural de las capas. En la tabla 1.2 se incluye un listado de algunas herramientas de pozo abierto, con su respectiva abreviatura y tipo de información que proporcionan. Tabla 1.2 Información que proporcionan algunas de las herramientas de cable TIPO DE HALLIBURTON INFORMACIÓN SCHLUMBERGER HERRAMIENTAS Inducción IES, ISF, DIL, DIT-E ISF, HRI, DISF Doble lateroperfil DLL, LL3, LL7, LL8 DLT ML, SFL, MSFL ML, MSFL Indicación sobre Microresistividad fluidos porales Dieléctrica HFD, LFD EPT, DPT HFD, LFD Relación carbono/oxigeno RST C/0 Resonancia magnética MRIL NMR Sónica CSL, LSS, FWS, BHC BCS, LSS, FWS Densidad FDC CDL, SDL Indicación sobre Litodensidad LTD SDLT porosidad y Neutrónica SNP, CNL, DSN, CNS, DSN, DSNT, litología TDT CNT-K, DSNT-X Rayos Gamma GR, SGR GR, CSNG Indicación sobre Medidor de buzamiento DIP, HDD, SED DIP, SED, HDD posición de las Sísmica de pozo VSP VSP capas Cañón tomamuestras de SWC SWC Toma de pared muestras de núcleos y de Cañon tomamuestras de RSTC RSCT fluidos de pared por rotación formación Probador de formaciones MTD, RFT FT, SFT Imágenes de Imágenes micro resistivas FMU EMIT pared del pozo Imágenes ultrasónicas UBI CAST-V Imágenes de lodo OBM OBNI OMI 1-4

1.4.1 Perfiles MWD A este grupo pertenecen todos de perfiles adquiridos mediante la nueva técnica de perfilaje conocida por el acrónimo de MWD. Esta técnica consiste en medir en tiempo real las propiedades petrofísicas de las rocas, simultáneamente con la perforación de un pozo, utilizando herramientas que van dispuestas en los collares de la sarta de perforación. En la última década, la técnica MWD se ha desarrollado mucho gracias a la utilización de sofisticados sensores y a la incorporación de tecnologías de guía aeroespacial para aumentar la precisión de los pozos direccionales. Además de controlar el direccionamiento de las perforaciones, las mediciones con herramientas MWD dan indicación respecto a los fluidos porales y a las propiedades petrofísicas de los reservorios. En la actualidad esta técnica mide un número considerable de parámetros con suficiente precisión, comparable a la precisión obtenida con herramientas bajadas al pozo con la ayuda de cable. La tendencia a futuro es adquirir con alta precisión, mediante la técnica MWD, todos los diferentes tipos de perfiles que en la actualidad se registran en hueco abierto con cable, para evitar el efecto de la invasión del filtrado sobre las mediciones de las herramientas y para reducir costos y tiempo de taladro de perforación. 1.5 FORTALEZAS Y LIMITACIONES DE LOS PERFILES Entre las fortalezas que poseen los perfiles, se destacan las siguientes: • Representan la mayor fuente de información de los yacimientos • Suministran valores aproximados de las propiedades geológicas y petrofísicas del yacimiento • Permiten evaluar cambios laterales y verticales de las propiedades geológicas y petrofísicas de los yacimientos • Presentan mediciones estandarizadas Aunque el perfilaje de pozos es la herramienta más valiosa en la investigación del subsuelo, no es la única disponible y se debe utilizar conjuntamente con los otros métodos de evaluación para realizar evaluaciones integrales de formaciones. Entre las limitaciones de los perfiles, se debe mencionar que las mediciones de las propiedades petrofísicas que se obtienen con las herramientas de perfilaje son indirectas y aproximadas, porque están afectadas por la invasión del filtrado de lodo y por factores ambientales del entorno que rodean a las herramientas y que influyen en las mediciones. Las mediciones obtenidas dentro del pozo requieren ser corregidas e interpretadas convenientemente, teniendo en cuenta el principio de funcionamiento de las herramientas y los factores ambientales. 1.6 MEDICIONES REGISTRADAS EN POZO ABIERTO De acuerdo al principio físico de operación, las herramientas de perfilaje se pueden dividir en dos grupos: 1-5

Herramientas pasivas: son aquellas que miden alguna propiedad de las rocas aledañas a la pared del pozo, que se manifiesta de manera natural, sin introducir en ellas algún tipo de energía. A este grupo pertenecen la herramienta de radioactividad de rayos gamma natural y el dispositivo utilizado para medir potencial espontáneo. Herramientas activas: son aquellas que introducen algún forma de energía a las rocas aledañas a la pared del pozo y miden algún parámetro relacionado con la respuesta de la roca al estimulo aplicado. A este grupo pertenecen las siguientes herramientas: sónica, eléctrica, de densidad, neutrónica, resonancia magnética, etc. 1.7 CALIBRACIÓN DE LAS HERRAMIENTAS La calibración de las herramientas garantiza que las mediciones que con ellas se realicen proporcionen resultados confiables. Existen 3 formas de calibraciones: • Calibración en el taller de la compañía de perfilaje • Calibración en campo previa al servicio • Calibración en campo posterior al servicio Las herramientas neutrónicas y de densidad deben ser calibradas en el taller con la ayuda de un tanque de agua y de un bloque de aluminio respectivamente. Además, ambas herramientas deben ser calibradas en campo con calibradores portátiles y los resultados deben ser muy similares a los obtenidos en las calibraciones del taller. La herramienta sónica debe ser calibrada en el taller en un tanque de agua y a diferencia de las anteriores herramientas, no resulta practico calibrarla en campo. La herramienta de inducción tampoco se calibra en campo, porque requiere de un ambiente no conductivo, que se consigue en el taller, colocando la herramienta sobre un andamio de madera para alejarla de cualquier objeto metálico. Luego se utiliza un aro de material no conductivo de resistividad conocida y se activa la herramienta para leer la resistividad. La herramienta de rayos gamma debe ser calibrada en campo mediante el uso de una fuente radioactiva portátil de intensidad conocida (en unidades API) que se coloca a una determinada distancia y se toma la lectura de la herramienta. La lectura debe coincidir con la intensidad de la fuente. Después se retira la fuente lejos del sensor de la herramienta y se mide la radiación rayos gama de fondo. La forma más efectiva de verificar la calibración de todo el equipo de registro consiste en comparar una sección de 200 pies, denominada sección repetida, con la sección principal del registro. 1.8 CONTROL DE CALIDAD DE LOS PERFILES El resultado final del analisis de los perfiles será bueno, en la medida que la calidad de la información analizada sea buena. De la anterior consideración se desprende que es muy importante controlar la calidad de los perfiles desde su adquisición. 1-6

COSTOS DE LOS PERFILES ARREGLOS Tipo de pozo Tipo de medida Tiempo, localización, procedimientos Otros factores En la actualidad, en promedio, el costo de los perfiles representa entre 5% y el 8% del costo total de un pozo. 1.9 PRESENTACIÓN DE LOS PERFILES 1.9.1 Encabezado El Instituto Americano del Petróleo ha estandarizado un formato de encabezado aplicable a todos los perfiles de pozo abierto (API RP 31A). El formato prevé espacio para la siguiente información: compañía de servicio, identificación del pozo, localización del pozo, referencias de profundidad, fecha de registro, profundidad del pozo, profundidad del revestimiento, diámetro y tipo del revestimiento, diámetro de la broca, intervalo registrado, información del lodo (tipo, propiedades, resistividades), temperatura máxima en el pozo e información sobre otros herramientas corridas en el mismo pozo. (Figura 1.2) 1.9.2

Pistas

Las pistas de los registros se distinguen de izquierda a derecha de la siguiente forma: la pista 1 es la del borde izquierdo del registro, después sigue la pista de profundidad, luego, a la derecha de la pista de profundidades, siguen las pistas 2 y 3. Eventualmente se grafica la pista 4 que combina a las pistas 2 y 3 en una sola. La anchura del registro tiene 8 pulgadas distribuidas así: las pistas 1, 2 y 3 tienen de 2,5 pulgadas cada una y la pista de profundidad tiene 0,5 pulgadas.

1-7

Figura 1.2 Información del encabezado de un perfil USIT. 1.9.3 Grillas Se utilizan tres tipos de grillas para mostrar las escalas de las pistas de los perfiles: grilla lineal, grilla logarítmica y grilla mixta o hibrida (Figura 1.3). La pista 1 siempre se divide con grilla lineal de 10 de divisiones; las pistas 2 y 3 se dividen con grilla ya sea logarítmica de 4 ciclos o grilla mixta, en cuyo caso la pista 2 se divide en grilla logarítmica y la pista 3 en grilla lineal.

1-8

Figura 1.3 Tipos de grillas usadas en los perfiles (Tomado de Schlumberger, 198 1.9.4

Escalas de profundidad

Usualmente un mismo perfil de un pozo se presenta en dos escalas de profundidad diferentes, para ser utilizado en estudios de correlación y en estudios de interpretación detallada. En Norte América, en estudios de correlación, lo más común es representar en 1 ó 2 pulgadas de perfil 100 pies de pozo, que corresponde a escalas de 1:1200 y de 1:600 respectivamente. En estudios de detalle, la escala más usada es 5 pulgadas de perfil por cada 100 pies de pozo, que corresponde a escala 1:240. En la mayoría de los países se usan escalas decimales expresadas en pies o en metros, entre las cuales las más utilizadas son: 1:1000, 1:500, 1:200, 1:40 y 1:20.

1-9

2. FUNDAMENTOS DE LA INTERPRETACIÓN DE PERFILES 2.1

INTRODUCCIÓN

Un pozo en perforación es un sistema dinámico, en el sentido que el lodo de perforación utilizado en la perforación de un pozo, invade las rocas porosas permeables en las inmediaciones de las paredes del hueco y en consecuencia afecta en algún grado las mediciones de todas las herramientas que se bajan al pozo, y a su vez, las propiedades de las rocas interceptadas afectan el movimiento y las propiedades del lodo de perforación dentro del pozo. 2.2

PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LOS RESERVORIOS

Las propiedades petrofísicas que se relacionan directa o indirectamente con las mediciones realizadas con las herramientas de perfilaje son las siguientes: • Porosidad • Permeabilidad • Saturación de agua • Resistividad 2.2.1 Porosidad La porosidad Φ se define como la capacidad de una roca reservorio de contener fluidos y se expresa mediante la siguiente relación:

φ (%)=

Volumen de poros Volumen total de roca

(100)

Ec. 2.1

En las rocas sedimentarias la porosidad depende de la textura de la roca, la cual a su vez, es función de varios factores como forma, orientación, grado de selección y tipo de empaque de los granos. La porosidad es controlada además por el grado de compactación y el tipo de distribución del cemento de la roca. Desde el punto de vista genético se distinguen dos tipos de porosidad: • •

Porosidad primaria o singenética constituida por los espacios vacíos que quedan entre los granos durante la depositación de los sedimentos; ejemplo típico es la porosidad intergranular de los reservorios arenosos. Porosidad secundaria o epigenética formada después de la depositación, como consecuencia de fracturación y disolución calcárea; ejemplo típico es la porosidad vugular de las rocas calcáreas. La fracturación es otro factor que genera porosidad por si mismo o que aumenta la porosidad interganular de las areniscas y vugular de las calizas y dolomías.

Desde el punto de vista de la contribución de la porosidad a la producción de fluidos, en reservorios arenosos con contenido de shale mayor al 10%, es necesario diferenciar la porosidad efectiva de la porosidad total del reservorio: Porosidad Efectiva φe: incluye sólo los poros intergranulares comunicados entre sí, que

garantizan permeabilidad y se excluyen los poros del shale, que debido a su tamaño subcapilar, mantienen inmóvil agua connata y no ofrecen permeabilidad alguna. Porosidad Total φT: incluye tanto los poros intergranulares de la arenisca como los poros subcapilares del shale. En términos cualitativos la porosidad en reservorios detríticos se clasifica de la siguiente manera: Tabla 2.1 Porosidad en reservorios detríticos según Levorsen (1956) CLASIFICACION

Ф(%) 0–5 5 – 10 10 – 15 15 – 20 > 20

Despreciable a baja Regular Buena Muy buena Excelente

La práctica mundial ha demostrado que para que un reservorio arenoso tenga producción comercial, su porosidad debe ser mayor o igual a 9%. No obstante, existen areniscas con producción comercial, por debajo de este límite, debido a que están fracturadas, es decir, que poseen porosidad secundaria adicional a la porosidad primaria. De otro lado, existen reservorios carbonatados con buena producción comercial con porosidad de tan solo 6%. 2.2.2 Permeabilidad La permeabilidad K es la habilidad de una roca reservorio de permitir el paso de fluidos; la permeabilidad es controlada por la distribución espacial y el tamaño de los poros. En 1965 Henry D’Arcy propuso la siguiente ecuación para estimar la permeabilidad:

K=

Qμ A( ΔP / L )

Ec.2.2

Donde: Q= flujo por unidad de tiempo (seg) μ = viscosidad del fluido (centiposie) A= área seccional del medio poroso (cm2) L= longitud del medio poroso (cm) ΔP= presión diferencial (atmósfera) La unidad de la permeabilidad es el Darci (D) que es igual a 1.000 milidarcis (mD). La permeabilidad de las rocas petroliferas varía en un amplio rango, desde unos cuantos milidarcis hasta unos 3-4 darcis. Cualitativamente la permeabilidad de los reservorios de petróleo y gas se clasifica de la siguiente forma:

Tabla 2.2 Permeabilidad en reservorios de petróleo y gas (Dresser Atlas, 1982) 2 -2

K(mD) 1 – 15 15 – 50 50 – 250 250 – 1.000 >1.000

CLASIFICACION Mala a regular Moderada Buena Muy buena Excelente

Comúnmente la permeabilidad aumenta con la porosidad, sin embargo, existen rocas poco porosas con alta permeabilidad y viceversa rocas de alta porosidad, como es el caso de las rocas arcillosas, que son impermeables. Algunas rocas reservorio de composición calcárea, poseen alta permeabilidad, hasta 3-4 darcys, debido a que adicional a permeabilidad de la matriz, poseen fracturas naturales o cavernas y canales originados por fenómenos de disolución calcárea. En un reservorio las fracturas incrementan la porosidad primaria en tan sólo 0.5-1.5%, pero incrementan la permeabilidad al punto que pueden controlar completamente el flujo de fluidos en cercanía de las fracturas; por ejemplo, una fractura de 0.01” de ancho (0.25 mm) controla el 90% del flujo de un pozo a lo largo de la misma. Se distinguen tres tipos de permeabilidad: permeabilidad absoluta Ka, permeabilidad efectiva Ke y permeabilidad relativa Kr, •

Permeabilidad Absoluta Ka: se define como la habilidad de transmitir un fluido cuando la roca está 100% saturada de ese fluido; esta es una propiedad de la roca independiente del fluido que fluye a través de ella.

•

Permeabilidad Efectiva Ke: se define como la habilidad de una roca de transmitir un fluido cuando la roca esta saturada por dos o más fluidos no miscibles como son el agua y el aceite. La permeabilidad efectiva Ke siempre es menor que la permeabilidad absoluta Ka porque el agua de formación adsorbida a la superficie de los granos reduce el espacio libre de los poros, hecho que dificulta la transmisión del segundo fluido, el aceite.

•

Permeabilidad Relativa Kr: se define como la razón entre la permeabilidad efectiva de un fluido a saturación parcial Ke y la permeabilidad absoluta de dicho fluido Ka: Kr =

Ke Ka

Ec. 2.3

Cuando la permeabilidad relativa del agua de un reservorio es cero Krw=0, un pozo produce gas o aceite secos, es decir, hidrocarburos libres de agua; esto equivale a decir que en este caso, la permeabilidad relativa del aceite es igual al ciento por ciento Kro=100%. En la medida que aumenta la permeabilidad relativa del agua Krw aumenta la cantidad de agua que produce un reservorio y consecuentemente disminuye la producción de aceite Kro. La figura 2.1 ilustra la variación de las permeabilidades relativas Krw y Kro en función de las saturaciones de los fluidos porales, aceite y agua. 2 -3

1.0

1.0

Permeabilidad total

A

0

B

0%

50% Saturación de fluido mojante

0 100%

Figura 2.1 Curvas típicas de permeabilidades relativas 2.2.3 Saturación de Agua La saturación de agua Sw se define como el porcentaje del volumen poral ocupado por agua. Sw (%) =

Volumen del agua en los poros (100 ) Volumen total de los poros

Ec 2.4

Cuando solamente hay agua en los poros, es decir cuando Sw =100%, sólo existe permeabilidad absoluta del agua Ka. La Sw es uno de los parámetros más importantes en la interpretación de registros, porque permite estimar las reservas de hidrocarburo en las rocas reservorio. Un caso especial de saturación de agua es la saturación irreducible Swirr, que no es otra cosa, que el agua adsorbida por la superficie de los granos o mantenida fija en las gargantas capilares, por 2 -4

efecto de la tensión superficial y presión capilar respectivamente. En condición de Swirr el agua poral permanece estática, es decir, la permeabilidad relativa del agua es cero y por tanto un reservorio producirá sólo aceite. En areniscas, cuando la saturación de agua es igual a 60%, se considera que la saturación de agua ha alcanzado el límite crítico de saturación, es decir, que por encima de este límite, la cantidad de agua que produce un reservorio hace antieconómica la explotación. En rocas carbonatadas, la saturación de agua igual a 50% es considerada el límite crítico, sin embargo, algunas calizas producen aceite incluso con Sw=70% y otras producen agua con tan sólo 30% de saturación de agua. Cuando una arenisca tiene contenido de shale mayor a 10%, distribuido en forma dispersa entre los granos de la matriz, los cálculos de porosidad y de saturación de agua, deben ser corregidos por contenido de shale. 2.2.4 Resistividad de Formación La resistividad R es la resistencia que ofrece un material al flujo de la corriente eléctrica, la cual es una propiedad inherente a todos los materiales, independientemente de su forma y tamaño. En un conductor eléctrico la resistencia r es proporcional a la longitud del mismo e inversamente proporcional a su área seccional porque las líneas de corriente se distribuyen de forma homogénea en toda su sección. (Figura 2.2). La anterior relación se expresa matemáticamente así: r = L ⎡ m ⎤ = Ω ohmios Ec. 2.5 A ⎢⎣ m 2 ⎥⎦ I A

i

I

L

Figura 2.2 Distribución de las líneas de corriente en un conductor metálico Según la Ley de Ohm, el producto de la resistencia por la intensidad de la corriente es igual a la caída de potencial; esto significa que conociendo el voltaje y la corriente se puede calcular la resistencia r=

V [Voltios ] = ohm (Ω) I [Amperios]

Ec. 2.6

Debido a que la resistencia de un material depende de las dimensiones del conductor, como se ilustra en la figura 2.3, el concepto de resistencia tiene poca utilidad en la práctica.

2 -5

I

r1

V

r1

DC A

V

I

r2

r1 < r2

DC A

V I

r3

r3 < r1 y r3 < r2

DC A

Figura 2.3 Influencia de la longitud y el área seccional de un conductor en la resistencia (el material de las resistencias r1, r2 y r3 es el mismo) Con el propósito de eliminar la influencia del tamaño del conductor sobre la resistencia, se utiliza la resistencia específica ó resistividad R, que es la resistencia que ofrece un volumen unitario del conductor. En perfilaje, se mide la resistividad que ofrece un cubo de roca de 1 metro de lado al paso de la corriente, cuando la corriente fluye en dirección perpendicular a una de las caras. Si el cubo de roca tiene un metro de lado, la resistividad es igual a un ohmio.metro (1 Ω.m), si el cubo de roca tiene un pie de lado, entonces la resistividad es igual a un ohmio.pie (1 Ω.pie). La resistividad R es una propiedad análoga al peso específico, en el sentido, que ambas reflejan una propiedad que es referida por conveniencia a la unidad volumétrica del material. La resistividad R es una constante para cada material, que se relaciona con la resistencia mediante la siguiente ecuación:

r = R·

L ( m) A [Ω·m 2 ] ∴ = R r A (m 2 ) L [m]

Ec. 2.7

En perfilaje, la resistividad R es el parámetro que se pretende medir con las herramientas o dispositivos que se corren en pozo abierto. La resistividad de las rocas reservorio es la propiedad petrofísica más importante, sobre la cual esta basada la interpretación de perfiles, debido fundamentalmente a dos razones: •

Las herramientas o sondas que miden resistividad, tienen suficiente profundidad de investigación, para medir la resistividad más allá de la zona afectada por la invasión del 2 -6

filtrado del lodo en los reservorios. Las herramientas sónicas y nucleares, por el contrario, tienen una profundidad de investigación muy somera, no mayor a un pie. •

La alta resistividad de los hidrocarburos hace que las sondas eléctricas sean muy sensibles a su presencia, incluso ante bajas saturaciones de hidrocarburos.

La resistividad de las materiales de la corteza terrestre varía en un amplio rango: desde milésimas de ohmio en los metales nativos (Au, Ag y Pt) hasta millones de ohmios en los materiales aislantes como cuarzo, feldespato y micas. Cuando la resistividad es menor a 1 Ω.m, es más fácil pensar en términos de conductividad C, la propiedad reciproca de la resistividad.

C=

1 ⎛ mhos ⎞ ⎜ ⎟ R ⎝ metro ⎠

Ec. 2.8

En la práctica del perfilaje de pozos, para evitar expresar C en fracción de mhos/metro, se acostumbra expresar C en milimhos/metro o milisiemens/metro: C=

1000 milimhos ⎛ mmhos ⎞ milisiemen s ⎛ ms ⎞ = ⎟ ⎜ ⎟= ⎜ R metro ⎝ m metro ⎝ m ⎠ ⎠

Ec 2.9

De acuerdo a la anterior igualdad, una resistividad de 1 Ω.m corresponde una conductividad de 1.000 mmhos/m, una resistividad de 100 Ω.m corresponde una conductividad de 10 mmhos/m y una resistividad de 1.000 Ω.m corresponde una conductividad de 1 mmhos/m. 2.3

CONDUCTIVIDAD DE MINERALES Y ROCAS

La conductividad de las rocas sedimentarias se diferencia de la conductividad de los metales y de ciertas menas metálicas (sulfuros y óxidos) por el hecho, que en las rocas sedimentarias la conductividad se debe a movimiento de iones, mientras que en los metales se debe al movimiento de electrones. En el primer caso la conductividad es electrolítica mientras que en el segundo es electrónica. La conductividad de los mejores conductores electrolíticos es una millonésima parte de la conductividad de un buen conductor metálico. La resistividad R de las formaciones sedimentarias varía normalmente entre 0.5 y 1.000 Ω.m, aunque algunas evaporitas alcanzan resistividades de varios miles de ohmios.metro. La matriz de las rocas sedimentarias está constituida por materiales no conductivos de la electricidad en estado seco (cuarzo, silicatos, micas, arcillas). En las rocas sedimentarias la corriente fluye a través del agua poral o intersticial, a condición de que esta contenga sales disueltas, las cuales se disocian en cationes y aniones cuando son sometidas a un potencial eléctrico. Lo anterior explica por qué el agua químicamente pura, libre de iones, no es conductiva y el agua salada sÍ. La tabla 2.2 muestra valores de resistividad de distintos materiales: petróleo, gas y aire, diferentes tipos de agua, algunos sedimentos consolidados y no consolidados y algunos minerales. 2 -7

Tabla 2.3 Resistividad de algunos fluidos, rocas y minerales MATERIALES

RESISTIVIDAD (Ω·m)

Petróleo, gas y aire Hielo Agua destilada Agua lluvia Agua del mar SEDIMENTOS NO CONSOLIDADOS Arcillas Arenas (varía con la composición) SEDIMENTOS CONSOLIDADOS Shale Areniscas Calizas Rocas ígneas y metamórficas MINERALES CONDUCTIVOS Metales nativos: Au, Ag, Pt Sulfuros: galenita, pirita, calcopirita, arsenopirita Óxidos: casiterita, bornita, magnetita y grafito Otros: anhidrita y bauxita MINERALES NO CONDUCTORES Cuarzo, feldespato, micas, sal gema, petróleo

∝ 105 – 108 2·105 30-1000 0.2 2 – 30 100 – 5000 200 – 500 50 – 1000 100 – 50000 10 – 10000 10-5 10-5 - 1 10-5 - 1 1 - 105 105 1012

En perfilaje de pozos se utilizan diferentes símbolos y términos para designar la resistividad de las diferentes zonas que se forman alrededor de un pozo (Figura 2.4).

2 -8

Resistividad de la zona Resistividad del agua Saturación de agua Lodo Rm

Capa adyacente Rs

hmc Rmc

Zona virgen Zona lavada

Zona de transición

Rt

dh Torta h Espesor de capa

Rw Rxo

Sw

Rmf S xo Rs

di dj

Capa adyacente (Diámetros de invasión) Drj dh Diámetro de hueco ' Schlumberger

Figura 2.4 Diferentes símbolos y términos utilizados para designar la resistividad de las diferentes zonas de invasión en un pozo (Tomado de Schlumberger, 2000) Rt = resistividad de la zona no invadida por los fluidos de perforación. Ro= resistividad de la zona virgen 100% saturada de agua de formación Rs= resistividad de la capa adyacente Rw= resistividad del agua de formación. Rm= resistividad del lodo de perforación Rxo= resistividad de la zona lavada Rmf= resistividad del filtrado del lodo Rmc= resistividad de la torta de lodo 2.4

EFECTO DE LA SALINIDAD Y LA TEMPERATURA SOBRE LA RESISTIVIDAD

Los iones resultantes de la disociación de sales en agua, bajo el efecto de un potencial 2 -9

eléctrico, conducen la electricidad; cada ión es capaz de transportar sólo una cantidad determinada de carga eléctrica y en consecuencia, a mayor concentración de iones y mayor velocidad de desplazamiento, resulta mayor la cantidad de carga que pueden transportar los iones y por tanto, mayor conductividad del agua de formación. De la anterior observación se sacan dos conclusiones: •

La conductividad electrolítica es proporcional a la concentración de iones en solución; a mayor concentración de iones mayor conductividad.

•

La conductividad electrolítica aumenta con el incremento de la temperatura, toda vez que con el aumento de temperatura disminuye la viscosidad del agua y en consecuencia, los iones, que pueden ser considerados pequeñas esferas metálicas cargadas eléctricamente, se desplazan a mayor velocidad.

En resumen, a mayor concentración de iones y a mayor temperatura, aumenta la conductividad del agua de formación, lo que equivale a decir que disminuye su resistividad. 2.5

DETERMINACIÓN DE LA RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN

La resistividad del agua de formación Rw puede ser determinada de diferentes maneras: •

Medición directa sobre una muestra de agua representativa. Esta medición realiza directamente en el laboratorio a una temperatura estándar de 68º F (20º C) mediante una pila de inmersión que mide simultáneamente resistividad y temperatura.

•

Determinación de la resistividad por catálogo de muestras de agua o por interpolación a partir de mapas de isosalinidad, construidos para una formación y cuenca determinada.

•

Calculo de la resistividad mediante análisis químico. Cuando no se pueden realizar mediciones directas de resistividad sobre muestras representativas, se recurre a los análisis químicos disponibles de muestras de agua, porque conociendo la concentración de los iones presentes en una muestra se determina su resistividad con alta precisión. Si la salinidad del agua de formación es causada por NaCl, la resistividad puede ser determinada utilizando nomogramas como el de la figura 2.5.

2 -10

Figura 2.5 Nomograma para determinar resistividades de soluciones de NaCl. Este nomograma permite convertir la resistividad de una solución de una temperatura t1 a otra temperatura t2. Esta conversión se realiza mediante la formula de Arps. Además permite conocer la concentración de NaCl para una determinada resistividad y viceversa. 2 -11

⎛ t + 6.77 ⎞ ⎟⎟ t1 y t2 en °F Rw2 = Rw1 ·⎜⎜ 1 ⎝ t 2 + 6.77 ⎠ ⎛ t + 21.5 ⎞ ⎟⎟ t1 y t2 en °C Rw2 = Rw1 ·⎜⎜ 1 ⎝ t 2 + 21.5 ⎠

Ec. 2.10

Ec. 2.11

Donde: Rw1 = resistividad a la temperatura t1. Rw2 = resistividad a la temperatura t2. El nomograma anterior no es aplicable cuando las aguas de formación contienen iones diferentes a Na+ y Cl-, especialmente si se trata de iones de bicarbonato, carbonato, sulfato y magnesio, porque estos iones poseen diferente capacidad de transporte de carga eléctrica y diferente movilidad que las de los iones de Na+ y Cl-, En este caso, la composición química de la muestra analizada se debe convertir a una composición química equivalente de cloruro de sodio, multiplicando la concentración de cada ión (en ppm) por el respectivo factor de conversión de Dunlap y luego sumando los productos así obtenidos. Con la salinidad total equivalente, se ingresa al nomograma de la figura 2.5 y se determina la resistividad del agua de formación a una temperatura dada, como si se tratará de salinidad causada por presencia iones de Na+ y Cl-.. Tabla 2.4 Factores de corrección de Dunlap ION

FACTOR

Na+ K+ Ca+2 Mg+2 SO4-2 ClHCO3CO3-2

1.0 1.0 0.95 2.0 0.5 1.0 0.27 1.26

Un método más exacto que el anterior utiliza el nomograma de la figura 2.6, en el cual los valores de los factores de conversión no son constantes sino que disminuyen con el aumento de la concentración total de iones en el electrolito, debido a que con el incremento de la concentración estos pierden movilidad a través del electrolito. En la figura anterior se observa que el factor de conversión de los iones de Ca y Mg por encima de 70.000 ppm disminuye hasta -0.5. De manera excepcional, el ión K incrementa su valor sensiblemente en concentraciones superiores a 40.000 ppm. Después de leer del nomograma los factores de conversión y de determinar la concentración equivalente en ppm de NaCl se ingresa a la carta Gen-9 (Figura 2.5) y se continúa el procedimiento como si se tratara de soluciones de cloruro de sodio

2 -12

Li (2.5)

OH (5.5)

2.0

2.0 NH4 (1.9)

1.0

1.0

Na & Cl (1.0)

NO3 (0.55) Br (0.44) I (0.28)

0

0

-1.0

10

20

50

100

200

500

1k

2k

5k

10k 20k

50k 100k

-1.0 300k

Concentración total de sólidos, ppm o mg/kg Los multiplicadores que no varían de manera apreciable para bajas concentraciones (menores a 10000 ppm) se muestran en el margen izquierdo de la carta.

Figura 2.6. Nomograma para convertir concentraciones de soluciones iónicas a salinidad equivalente de NaCl 2.6

FACTORES QUE AFECTAN LA RESISTIVIDAD DE FORMACIÓN

Los factores que afectan el valor de la resistividad de formación son los siguientes: • Porosidad de la formación • Resistividad del agua de formación • Estructura interna de la roca • Contenido de shale • Presencia de hidrocarburos (petróleo y/o gas) : • Saturación de agua 2.6.1 Efecto de la Porosidad El efecto de la porosidad sobre la resistividad de un reservorio, es evidente si se tiene en 2 -13

cuenta, como se señaló en el numeral 2.3, que en las rocas sedimentarias la corriente eléctrica fluye a través del agua poral o intersticial, a condición de que el agua contenga sales disueltas y no a través de la parte sólida o matriz de la roca, que está constituida por materiales no conductivos. Se deduce que la resistividad Rt es inversamente proporcional a la porosidad de la roca reservorio, de donde se concluye que de dos muestras de rocas de diferente porosidad que contengan idénticas soluciones salinas a la misma temperatura, la roca de menor porosidad será la más resistiva. Cuando la porosidad desaparece la resistividad de la roca se hace infinita. 2.6.2 Efecto de la Resistividad del Agua de Formación De la anterior observación se deduce también que la resistividad Rt de una roca reservorio es directamente proporcional a la resistividad Rw del agua connata que contenga en sus poros, lo que significa que de dos muestras de roca de idéntica porosidad, una saturada con agua dulce, resistiva (pocos iones en solución) y otra saturada con agua salada, conductiva (muchos iones en solución), la muestra saturada con agua dulce tendrá mayor resistividad. 2.6.3 Efecto de la Estructura Interna de la Roca Con el propósito de entender el efecto de la estructura interna de la roca sobre la resistividad, es indispensable introducir el concepto de factor de resistividad de formación o simplemente factor de formación, que se designa como F ó FR. El factor de formación F relaciona la resistividad de una roca almacén saturada 100% de agua con la resistividad del agua de formación que satura a la roca.

F=

Ro Rw

Ec. 2.12

Donde: Ro = resistividad de la roca almacén 100% saturada de agua de formación. Rw = resistividad del agua de formación. El factor F es una constante para una roca dada, no importa cual sea la resistividad del fluido que satura la roca (agua potable, filtrado de lodo dulce o salado, etc.), es decir, que no depende de Rw. Este hecho permite calcular el factor F comparando también la resistividad de la zona lavada y la resistividad del filtrado del lodo:

F=

Rxo Rmf

Ec. 2.13

Donde: Rxo = resistividad de la zona lavada. Rmf = resistividad del filtrado del lodo. En términos generales, para reservorios acuíferos, el factor F se puede expresar así: Ro Rxo Ri Ec. 2.14 F= = = Rw Rw Rz Donde: Ri = resistividad de la zona de transición 2 -14

Rz = resistividad de la mezcla filtrado y agua de formación. En realidad, F es un factor de proporcionalidad adimensional, establecido de forma empírica por Gustavo E Archie en 1942. Su valor varía en un amplio rango, de 1 a 10.000 y eventualmente puede ser incluso menor a 1. El valor de F para una formación en particular depende de la estructura interna de la roca, la cual a su vez depende de los siguientes factores: • Porosidad de la formación • Tamaño de poros y de las gargantas entre los poros • Distribución espacial de poros (empaque) • Tortuosidad • Litología Si se mide la resistividad que ofrece un cubo de roca de 1 metro de lado, que contiene poros idealmente constituidos por tubos capilares rectos y paralelos a la dirección de flujo de la corriente, entonces la longitud recorrida por los iones es de 1 metro (Figura 2.7) En las rocas reales, los capilares no son rectos, sino que los iones se desplazan a lo largo de poros comunicados de manera tortuosa y en consecuencia la longitud recorrida por los iones resulta mayor que la distancia entre las caras del cubo (Figura 2.6). La tortuosidad se expresa mediante la relación:

a =

Le L

Ec. 2.15

Donde: Le = longitud real recorrida por los iones a lo largo de poros tortuosos L = longitud recorrida por los iones a lo largo de un capilar recto. El factor F es una expresión numérica de la tortuosidad de una roca reservorio. Se puede dar el caso que dos rocas con igual valor de porosidad tengan diferente factor de formación, porque su tortuosidad es diferente. La relación entre factor F y la porosidad Φ de un reservorio se aprecia con facilidad si se considera un cubo de agua salada de 1 metro de lado. La resistencia del cubo de agua y la resistividad del agua salada están relacionadas mediante la siguiente ecuación: L Ec.2.16 r = R· A Donde: r = resistencia del cubo de agua salada R = resistividad del agua salada L = longitud del cubo (recorrido iónico) A = área del cubo expuesta a la corriente eléctrica Si la resistividad del agua salada es de 0.05 Ω.m, entonces sustituyendo en la ecuación 2.15 se obtiene: r = 0.05 Ωm

1m = 0.05 Ω; entonces r = R 1 m2

2 -15

Ec. 2.17

Área porosa conductiva: 0.5 m2

Capilares rectos llenos de agua con Rw = 0.05 Ω.m

Figura 2.7 Efecto de la estructura interna de la roca sobre el factor de formación F. El resultado anterior confirma que para cualquier material, la resistencia r de un volumen unitario es igual a la resistividad o resistencia específica R de dicho material. Si se sustituye el cubo de agua salada por un cubo de roca, con poros compuestos “idealmente” por tubos capilares rectos y horizontales, entonces el recorrido iónico L del cubo no cambiaría y se mantendría igual a 1 m. Como la matriz de la roca es aislante, el 2 -16

área conductiva de la corriente depende del área porosa total o acumulada de todos los capilares; suponiendo que el área conductiva fuera 0.5 m2 y sustituyendo este valor en la ecuación 2.15 se obtiene: 1m r = 0.05Ωm = 0. 1 Ω 0 .5 m 2 Se observa que al reducirse el área conductiva, la resistencia del conjunto aumentó de 0.05 a 0.1 Ω, hecho que confirma que la resistencia es inversamente proporcional a la sección transversal (Figura 2.6). Como el área conductiva es proporcional a la porosidad, entonces se puede escribir: L r=R Ec. 2.18

φ

Debido a que las rocas reales no poseen tubos capilares rectos, sino capilares sinuosos y tortuosos de manera que el recorrido iónico Le es mayor que la longitud del cubo L, entonces resulta correcto escribir: Le r=R Ec 2.19

φ

De la anterior ecuación es evidente que existe una relación entre resistividad y porosidad, es decir, que se puede expresar la resistividad en términos de la porosidad y viceversa y por tanto, es posible introducir un factor de conversión que permita hacer esto y este factor es precisamente el factor de formación F. Factor F =

resistivid ad de la roca saturada 100% con agua Ro = resistivid ad del agua saturante Rw

Ec. 2.20

Donde: Ro = resistividad de la roca saturada con agua. Rw = resistividad del agua que satura, que equivale al cubo de agua La resistividad Ro equivale a la resistividad del cubo de roca Rw equivale a la resistividad del cubo de agua r = R resistividades en la ecuación 2.20 se obtiene: Le R A · Le φ F = = ; si el área A = 1m 2 entonces L φ ·L R A Entonces:

F=

a

r=R

Le

φ

y la resistividad

L . Reemplazando las anteriores A

F =

Le L ·φ

y si a =

Le L

Ec. 2.21

φm

Donde: a = constante que refleja la tortuosidad de una roca reservorio m = constante que refleja el grado de cementación de una roca reservorio La ecuación 2.21 que relaciona de forma empírica el factor de formación F con la porosidad de formaciones limpias, fue propuesta en 1942 y se conoce como la primera ecuación de Archie, la cual pronto se convirtió en una de las ecuaciones más importantes 2 -17

en la interpretación de perfiles eléctricos. De la ecuación 2.21 se sacan dos conclusiones: •

F relaciona la porosidad y la estructura de la roca mediante el cociente

Le = a que es L

una expresión de la tortuosidad. •

F no depende del fluido saturante, ya que en la expresión final la resistividad R del fluido se cancela. De esta conclusión se desprende que para reservorios acuíferos, donde no existe otro fluido que agua, en términos más generales el factor F se puede expresar así: F =

Ro Rxo Ri = = Rw Rmf Rz

Ec. 2.22

Donde: Ro= resistividad zona virgen saturada con agua Rw= resistividad del agua de formación Rxo= resistividad de la zona lavada Rmf= resistividad del filtrado de lodo en zona lavada Ri= resistividad de la zona de transición Rz= resistividad de la mezcla filtrado y agua de formación El Factor de formación F tiene tres aplicaciones: •

Determinar Ro cuando se conoce F y Rw; en este caso Ro puede ser comparado con Rt para detectar la presencia de hidrocarburos.

•

Determinar F cuando se conoce Ro y Rw; en este caso F se pude utilizar para determinar porosidad.

•

Determinar Rw cuando se conoce F y Ro; en este caso Rw se puede utilizar para determinar la salinidad del agua de formación.

En la primera ecuación de Archie a y m son constantes que caracterizan la estructura interna de la roca y que dependen de la litología y del grado de consolidación. La tabla 2.4 muestra diferentes valores de a y m utilizados para calcular F, establecidos mediante numerosas pruebas de laboratorio realizadas sobre núcleos de rocas de diferente litología y grado de consolidación, procedentes de distintas cuencas. Aunque los valores distinguidos con asterisco dan buenos resultados y de hecho son los más utilizados, en el estudio de un reservorio en particular, se recomienda determinar estos parámetros en laboratorio. Tabla 2.5 Constantes a y m para diferentes litologías (Asquith, 1982) LITOLOGÍA

EXPRESIÓN MATEMÁTICA

Calizas y dolomitas (para rocas duras)

*F = 1 φ

2-18

2

Areniscas no consolidadas (rocas blandas) Formula de Humble Oil Cia. Areniscas consolidadas

* F = 0.62

φ 2.15

* F = 0.81 φ2

Areniscas en general (Carothers 1958) Areniscas arcillosas (Carothers 1958)

F= F=

Carbonatos (Carothers 1958)

F=

Areniscas del Plioceno del sur de California. (Carothers 1958)

F=

Areniscas del Mioceno de Texas, Louisiana y Costa del Golfo (Carothers y Porter 1970)

F=

Rocas detríticas limpias (Sethi 1979)

F=

φ

1.45 1.54

φ

1.65 1.33

φ

0.85 2.15

φ

2.45 1.08

φ

1.97 1.29

φ

1 ( 2.05−φ )

2.6.4 Efecto del Contenido de Shale sobre la Resistividad El efecto del contenido de shale sobre la resistividad de una roca reservorio depende de la cantidad y forma de distribución del shale. Como se ilustra en la figura 2.6, se distinguen 3 formas de distribución del shale: laminar, dispersa y estructural. El shale laminar reduce la resistividad de una roca reservorio, si esta propiedad se mide en dirección paralela a las láminas de shale. La presencia de shale estructural prácticamente no altera la resistividad de los reservorios, independientemente de la dirección en que se mida la resistividad. En contraste, el shale disperso altera la resistividad de una roca reservorio porque actúa como un conductor independiente y su efecto se suma a la conductividad electrolítica del fluido poral de la roca. El shale disperso, además de afectar la resistividad, es el único de los tres tipos de shale, que reduce el espacio poral (Figura 2.8) y en consecuencia disminuye sensiblemente tanto la porosidad efectiva como la permeabilidad de las rocas reservorio. La conductividad de una shale disperso se puede considerar constante, porque la salinidad de su agua poral no es afectada por la invasión del filtrado. Es necesario subrayar, que el efecto neto del shale disperso sobre una roca, es poco importante cuando la roca contiene agua de alta salinidad, porque su aporte a la conductividad pasa desapercibido, pero es muy importante cuando la roca contiene agua de baja salinidad. En consecuencia con lo anterior, para areniscas sucias (Vsh>10%) se utiliza el concepto de factor de formación aparente Fa:

2 -19

Fa =

Resistividad arenisca sucia 100% saturada con agua Ro = Resistividad del agua saturante Rw

Ec.

2.23

En una arenisca sucia, el factor de formación aparente puede llegar a ser menor a 1, porque el agua de formación puede ser dulce y su resistividad puede exceder la resistividad Ro, debido a la presencia de shale conductivo en la arenisca. Formas de distribución

Modelos de afectación

A. Arena limpia

φe

Matriz

φT = φe B. Shale laminar

φe

Matriz

φT = φe

+ Vsh.φsh

C. Shale Estructural

φe

Matriz

φT = φe D. Shale disperso

φe

Matriz

φT = φe

+ Vsh

Figura 2.8 Formas de distribución del shale en reservorios arenosos. (Tomado de Halliburton, 1991)

2 -20

2.6.5 Efecto de la Presencia de Hidrocarburo En las trampas, el aceite y el gas desplazan al agua, pero por fenómenos de tensión superficial, una pequeña parte del agua connata, que es el fluido mojante en la gran mayoría de los reservorios, no es desplazada y permanece adsorbida a la fase sólida o matriz constituida por sustancias aislantes. En perfilaje de pozos, el término matriz incluye los granos más el cemento, pero excluye el shale disperso que envuelve a los granos o rellena los poros y que por si mismo puede conducir electricidad. Como el aceite y el gas son sustancias infinitamente resistivas, queda claro que la resistividad de una roca, parcialmente saturada con hidrocarburo es proporcional a la saturación de hidrocarburo. El agua salina no desplazada por el hidrocarburo produce relativa conductividad aún en yacimientos con alta saturación de hidrocarburo y por tanto, se puede concluir que el efecto sobre la resistividad de la saturación de hidrocarburo es relativo; es decir, la presencia de aceite y/o gas en un reservorio aumentan la resistividad Rt del reservorio, en comparación con la resistividad Ro que tenía esa misma roca reservorio cuando estaba saturada sólo con agua. La presencia de hidrocarburo en un reservorio se establece por comparación utilizando el Índice de resistividad IR, el cual se expresa de la siguiente manera:

IR =

Rt Resistivid ad de la roca que contiene petróleo y/o gas Ec. 2.24 = Ro Resistivid ad de la misma roca que contiene solo agua (Sw = 100%)

A mayor índice de resistividad, mayor saturación de hidrocarburo y en consecuencia menor saturación de agua. Para que la saturación de agua en los reservorios sea menor a la saturación crítica, el índice de resistividad debe ser mayor a 2,7 en reservorios de arenisca y mayor a 3.3 en reservorios de caliza. Ro Ec. 2.25 Sw = Rt Existen herramientas de resistividad diseñadas para medir Rt con precisión, más allá de la zona de invasión para reconocer la presencia de hidrocarburos. Sin embargo estas herramientas no pueden diferenciar entre aceite y gas. 2.6.6 Efecto de la Saturación de Agua La resistividad de una formación que contiene aceite o gas (ambos aislantes eléctricos) es una función que depende no solamente de F y Rw sino también de la saturación de agua Sw. Archie en 1942 determinó experimentalmente que la saturación de agua Sw de una roca reservorio limpia (Vsh=0), puede ser expresada en términos de su resistividad verdadera Rt, mediante la siguiente ecuación:

2 -21

Ro Rt

Swn =

Ec. 2.26

Donde: n= exponente de saturación de agua, el cual para rocas humectadas por agua usualmente es igual a 2. Despejando el valor de Ro de la ecuación 2.12 y reemplazándolo en la ecuación 2.26 se obtiene:

Sw n =

F .Rw Rt

Ec. 2.27

Ahora, reemplazando el valor del factor de formación F de la ecuación 2.21 en la ecuación anterior, se obtiene la ecuación de la saturación de agua para la zona virgen, conocida como la segunda ecuación de Archie:

Sw

n

(a . Rw )

=

(φ

m

. Rt

)

Ec. 2.28

De manera análoga se llega a la ecuación de la saturación de agua para zona lavada:

Sxo n =

(a.Rmf )

(φ

m

.Rxo )

Ec. 2.29.

En estudios petrofísicos detallados, los valores de a, m y n deben ser determinados de manera precisa a partir de mediciones realizadas en laboratorio sobre núcleos de roca. La ecuación de Archie para la zona lavada tiene cuatro aplicaciones: • • •

2.1

Calcular Sw cuando se conoce: el factor F y las resistividades Rw y Rt. Calcular Φ frente a zonas acuíferas (Sw=100%); cuando se conoce: Rt, Rw y la litología de la zona de interés (constantes a y m). Calcular Rw frente a zonas acuíferas (Sw=100%), conociendo Ro y la litología de la zona de interés (constantes a y m) PROPIEDADES DEL LODO

Los principales factores que influyen en las mediciones realizadas en un pozo con las herramientas de resistividad son: • Resistividad del lodo • Invasión del filtrado frente a zonas porosas 2.1.1 Resistividad del Lodo Desde el punto de vista de la resistividad del lodo Rm, los lodos se dividen en dos grupos: • Lodos conductivos base agua WBM. • Lodos no conductivos base aceite OBM.

2 -22

Los lodos base agua son los más comunes y con ellos se utilizan herramientas eléctricas que miden resistividad. La conductividad de estos lodos depende de la salinidad del agua; usualmente se preparan lodos poco conductivos en agua dulce de baja salinidad y con densidad cercana a 1 g/cc, lodos salados muy conductivos con salinidad de 30.000 ppm y densidad de 1.02 g/cc y ocasionalmente se preparan lodos en agua saturada en sal, con salinidad de 250.000 ppm y densidad de 1.2 g/cc. Los lodos base aceite OBM se utilizan para minimizar el daño a la formación y con ellos se corren herramientas de inducción electromagnética que miden conductividad; a este grupo de lodos no conductivos pertenecen también los lodos sintéticos SBM y los lodos base aire. La resistividad de los lodos varía en forma inversa con la temperatura, a mayor temperatura menor resistividad. Para convertir la resistividad de un lodo de una temperatura t1 a otra temperatura t2., se utiliza la formula de Arps o el nomograma de la figura 2.5. Esto significa que se asume que el lodo se comporta como una solución de NaCl, hecho que conlleva a un pequeño error, ya que no todos los lodos son soluciones de NaCl; algunos lodos contienen iones de Ca, Mg, K, bicarbonato, carbonato, sulfato, etc. La resistividad del lodo se mide sobre muestra de lodo tomada de la línea de retorno o de la piscina de lodo, con la ayuda de una celda de resistividad de 4 electrodos, la cual mide simultáneamente la resistividad y la temperatura del lodo. En el encabezado de cualquier perfil de pozo abierto, además del tipo, densidad, viscosidad y ph del lodo se incluye la temperatura máxima registrada en el fondo del pozo BHT, la resistividad del lodo Rm , la resistividad del filtrado Rmf y la resistividad del revoque o torta del lodo Rmc. La Resistividad del filtrado Rmf y de la torta Rmc se mide sobre muestras de filtrado y de torta, obtenidos en el sitio del pozo mediante una filtroprensa. Puede ocurrir que la muestra de lodo tomada en la línea de retorno no sea representativa del lodo que había en el pozo frente a una formación en particular. Estas anomalías se advierten si diariamente se mide la resistividad del filtrado y la de la torta del lodo. Cuando en el encabezado no aparece la resistividad del filtrado o la resistividad de la torta, estos parámetros se pueden estimar con la ayuda del nomograma de la figura 2.8, si se conoce el peso del lodo.

2 -23

4

DENSIDAD DEL LODO

(kg/m3) 2037 1678 1588 1438 1318 1198

2

1.0

(lb/gal) 17 14 13 12 11 10

0.8 0.6 0.4

0.2

0.1

DENSIDAD DEL LODO (kg/m3) (lb/gal) 10 1198 11 1318 12 1438 13 1588 14 1678 17 2037

0.08 0.06 0.04

0.02

0.01 .04

Rmc Rmf .06

.08

0.1

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

2

4

6

Figura 2.9 Nomograma para estimar Rmf y Rmc a partir de Rm Cuando no se dispone del peso del lodo, Rmf y Rmc se pueden estimar con base en la siguiente aproximación estadística para lodos con salinidad ocasionada principalmente por NaCl: Rmc = 1.5Rm y Rmf = 0.75 Rm

Ec. 2.30

2.7.2 Perfil de Temperatura La temperatura en un pozo se registra de dos formas diferentes: • Registro puntual de temperatura: usualmente cada herramienta o dispositivo que se baja al pozo lleva anexo un termómetro que registra la temperatura máxima, que se asume corresponde a la del fondo del pozo (BHT). • Registro continúo de temperatura: mediante sonda provista de un termómetro hecho de un metal resistivo cuya resistividad cambia con la temperatura, se mide la temperatura descendiendo y con la circulación suspendida.

2 -24

En el fondo de un pozo en perforación, la temperatura de fondo (BHT) esta disminuida por el efecto refrigerante del lodo y por el contrario, hacia la boca del pozo, la temperatura Ts esta aumentada por el lodo caliente que sube del fondo del pozo (Figura 2.10) Temperatura en el pozo Efecto de calentamiento por el lodo

GG: Gradiente Geotérmico de la formación Perfil continuo de temperatura del pozo

Efecto refrigerante del lodo

TD

ΔT = 50 - 68°F

Figura 2.10 Efecto refrigerante del lodo en el fondo y de calentamiento en la boca del pozo. Después de 72 horas a una semana de detenida la circulación, la temperatura del lodo se aproxima a la temperatura de la roca, es decir, se aproxima al gradiente geotérmico. 2.7.3 Gradiente Geotérmico El gradiente geotérmico G.G varía de acuerdo con la localización geográfica y la conductividad termal de las rocas; el G.G generalmente es bajo en rocas de alta conductividad termal como la sal y anhidrita y es alto en cuencas que contienen gruesas secuencias de shale, debido a que estos tienen baja conductividad térmica. En el encabezado de los perfiles de pozo abierto se indican los siguientes parámetros: FT BHT TD Ts

Temperatura de la línea de flujo Temperatura de fondo del pozo Profundidad total del pozo Temperatura media de superficie

Con estos datos se calcula el gradiente geotérmico G.G del pozo en ºF/100’ GG ( °F / 100 ' ) =

(BHT

− Ts ) TD 100 '

Ec. 2.31

Conociendo el gradiente geotérmico se puede calcular la temperatura de formación a

2 -25

cualquier profundidad de interés en un pozo, mediante la siguiente ecuación:

Tf ( °F ) = Ts +

(BHT

− Ts ) (Pr ofun .) TD 100 '

Ec. 2.32

Para convertir temperaturas dadas en grados Fahrenheit a grados centígrados y viceversa se utilizan los siguientes factores de conversión: 1º F ºC = 1.823 100' 100m Ec. 2.33 1º C ºF = 0.5486 100 m 100' Ec. 2.34 La temperatura de formación se puede estimar gráficamente utilizando un nomograma como el de la figura 2.11, si se conoce el gradiente geotérmico y la temperatura media de superficie Ts. Temperatura media de superficie 27° 16°

Temperatura (°C)

50

75

25

50

100 75

125 100

150 125

175 150

175

1 5 2 B 0.6

10

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6°F/100ft

Gradiente Geotérmico

3

A

1.09

1.46

1.82

2.19

2.55

4

2.92°C/100m

15 5

6

20

7

25 8

80 60°

100

150 100

Temperatura media de superficie

200 150

250 200

300 250

350 300

350

Temperatura (°F)

Figura 2.11 Nomograma para estimar la temperatura de formación a partir del gradiente geotérmico.

2 -26

La temperatura media de superficie Ts se mide en un pozo aproximadamente a unos 70100 pies por debajo de la superficie del terreno, con el fin de eliminar las variaciones estaciónales. En la tabla 2.5 se citan las temperaturas medias de superficie de algunas regiones petrolíferas del mundo. Tabla 2.6 Temperatura media de superficie de algunas regiones (Halliburton, 1991) REGIÓN Alaska Norte, EEUU Alaska Sur, EEUU Ankara, Turquía Asuan, Egipto Aberdeen, Escocia Bogotá, Colombia Calgary, Alberta California, EEUU Caracas, Venezuela Colorado, EEUU Costa del Golfo, EEUU Changai, China Gabón, África Golfo de México, Lima, Perú Mendoza, Argentina Montañas Rocosas, EEUU Natal, Brasil Oklahoma, EEUU Río de Janeiro, Brasil Santa Cruz, Bolivia Siberia Occidental, Rusia Texas Occidental, EEUU Yakarta, Indonesia Wyoming, EEUU

TEMPERATURA Ts (ºF) 10 35 44 80 48 58 41 60 70 40 70 65 80 60 68 60 60 73 50 73 60 25 60 80 60

2.7.4 Invasión del Filtrado de Lodo La pérdida de filtrado del lodo por invasión del espacio poroso frente a las formaciones permeables, representa el principal problema en la interpretación de registros eléctricos, por cuanto el filtrado que invade la formación cambia la resistividad de la misma en las inmediaciones del pozo. Como resultado de la invasión del filtrado en las formaciones permeables, se forman 4 zonas de forma cilíndrica (Figura 2. 4), que se describen a continuación, en dirección de la pared del pozo hacia la formación: • Revoque o torta: zona de relativa alta resistividad y baja permeabilidad (5-10 milidarcis), cuyo espesor varia entre 1/8” – 3/4". La resistividad de esta zona se designa Rmc.

2 -27

• Zona lavada: zona que contiene filtrado del lodo Rmf) y en algunos casos hidrocarburo residual que no fue desplazado por le filtrado. El espesor de esta zona varia entre 3” - 4”. La resistividad de esta zona se designa Rxo y la saturación de agua Sxo. • Zona de transición: zona en la cual el fluido saturante es una mezcla de filtrado y de agua de formación. El espesor de esta zona es muy variable, incluso puede no existir; la resistividad de esta zona se designa Ri. • Zona Virgen: zona no invadida por el filtrado del lodo y en consecuencia su resistividad corresponde a la resistividad verdadera del conjunto roca fluido original. La resistividad y la saturación de agua de esta zona se designan Rt y Sw respectivamente.

2.7.5 Profundidad de Invasión La zona de invasión incluye la zona lavada y la zona de transición cuando esta existe. El diámetro de invasión dj se mide desde la pared del pozo hasta la interfase con la zona virgen. La profundidad de invasión con el tiempo tiende a disminuir bien porque los fluidos de la formación tienden a reinvadir la zona lavada o porque el filtrado desaparece por difusión. Usualmente el diámetro de invasión se expresa en pulgadas o por medio de la razón dj/dh, donde dh es el diámetro del pozo. El diámetro de invasión es función de la porosidad o capacidad de almacenamiento de las formaciones permeables para almacenar el filtrado que ingresa; a mayor porosidad menor profundidad de invasión. La combinación de perfiles de resistividad de diferente profundidad de investigación es posible permite establecer de forma aproximada la profundidad de invasión. En ha estimado que la profundidad de invasión expresada en diámetros de pozo, en función de la porosidad es la siguiente: dj = 2dh dj = 5dh dj = 5dh

invasión somera para rocas con porosidad alta. invasión media para rocas con porosidad mediana. invasión profunda para rocas con porosidad baja.

2.7.6 Factores que afectan la profundidad de invasión • Presión diferencial entre la columna de lodo y la formación: la cantidad de filtrado de lodo que ingresa a la formación es proporcional al diferencial de presión, el cual normalmente es de 100 psi. • Composición del lodo: la cantidad de filtrado de lodo que se infiltra es función del tiempo que tarda en formarse el revoque, el cual a su vez depende de la composición del lodo y de los aditivos que contiene. Una vez formado el revoque, cesa la invasión porque el revoque es prácticamente impermeable (5-10 milidarcis) • Porosidad: este factor es determinante porque antes que se forme el revoque, se infiltran iguales volúmenes de filtrado frente a capas de baja y de alta porosidad. La profundidad de invasión es mayor frente a rocas de baja porosidad porque poseen menor capacidad

2 -28

de almacenamiento. • Permeabilidad: para que haya invasión es necesario que la formación sea porosa y a la vez permeable; sin embargo, la magnitud de la permeabilidad no influye en la profundidad de la invasión, sino en el tiempo que tomará el filtrado para desplazarse por efecto de segregación gravitacional dentro de la formación. 2.7.7 Efecto de la segregación gravitacional Debido al efecto de la gravedad, después de unas horas el filtrado del lodo almacenado en la zona invadida tiende a ser segregado y a ascender, alterando con el tiempo la forma de la zona de invasión. Esta segregación ocurre cuando el filtrado es menos denso (menos salino) que el agua de formación. Como resultado de esta segregación puede ocurrir que: • El filtrado se acumule hacia le tope de una formación acuífera y hace más profunda la invasión en el tope, causando asimetría en las curvas de resistividad. • En el caso de una formación saturada de petróleo en el tope y de agua salada en la base, el efecto de segregación se manifiesta por invasión profunda en la zona del contacto agua-petróleo. El tiempo que tarda en producirse este fenómeno depende del contraste de densidades entre el filtrado del lodo y los fluidos porales y la permeabilidad vertical de la roca reservorio. 2.8 INVASIÓN Y PERFILES DE RESISTIVIDAD La distribución del filtrado dentro de la formación da lugar a tres perfiles de resistividad que difieren en la distribución radial de la resistividad a partir de la cara del pozo hacia la zona no invadida. Para identificar estos modelos de invasión en un pozo se requiere disponer de herramientas de resistividad provistas de dispositivos de lectura somera, intermedia y profunda para medir las correspondientes resistividades Rxo, Ri y Rt, En la actualidad existen en el mercado dos combinaciones de herramientas que miden simultáneamente estas tres resistividades: • •

Herramienta de Doble Inducción DIL combinada con el Laterolog-8 o con la sonda Esférica Enfocada SFL. Herramienta Doble Lateroperfil DLL combinada con la sonda Micro esférica Enfocada MSFL.

2.8.1 Perfil neto de invasión. En este perfil de invasión, la zona lavada Rxo está en contacto directo con la zona virgen Rt, es decir, que no existe zona de transición y por consiguiente el diámetro de invasión es igual a di (Figura 2.4). En el caso hipotético de la figura 2.12, la resistividad Rxo es alta porque se utilizó lodo dulce y Ro es baja porque la invasión ocurre frente a una zona 100% saturada de agua salada de baja resistividad. Se asume que el perfil de resistividad fue registrado poco después de terminada la perforación.

2 -29

Resistivity

Borehole Wall

Rxo

Ro* dj

Distance

Figura 2.12 Perfil neto de invasión frente a zona acuífera.

2.8.2 Perfil de invasión con zona de transición

Resistivity

El perfil de transición es más realístico que el anterior y consiste de una zona lavada Rxo y de una zona de transición Ri en contacto con la zona virgen Rt; la invasión del filtrado disminuye gradualmente hacia la zona virgen. En este caso el diámetro de invasión es igual a dj (Figura 2.4). El ancho de la zona de transición depende principalmente del tipo de formación y de la rata de invasión. Como en el caso anterior la invasión ocurre frente a zona 100% saturada de agua salada de baja resistividad. (Figura 2.13). Borehole Wall

Rxo Ri

Ro* dj Distance . Figura 2.13 Perfil de invasión con zona de transición frente a zona acuífera

2.8.3 Perfil de invasión con anulo. Este perfil se detecta ocasionalmente, porque el efecto que lo genera desaparece con el tiempo (Figura 2.14) y para detectarlo es necesario correr las herramientas eléctricas tan pronto como se detiene la perforación. Desde el punto de vista del análisis de perfiles, es muy importante porque sólo ocurre en formaciones petrolíferas, debido a que el filtrado primero desplaza a los hidrocarburos y después al agua de formación, la cual forma un anillo circular alrededor de la zona invadida. Dicho anillo está saturado principalmente por agua de formación, de relativa baja resistividad, en comparación con la resistividad de la zona virgen Rt que contiene hidrocarburo.

2 -30

Resistivity

Borehole Wall

Rxo

Ri

Rt Ran

Ro dj

Distance

Figura 2.14 Perfil de invasión con anulo. Los perfiles de resistividad son diferentes para las zonas acuíferas y para las zonas potencialmente productoras de petróleo. De otro lado, los perfiles de resistividad también difieren dependiendo de si el lodo de perforación utilizado es más resistivo (Rmf>Rw) o menos resistivo (RmfRi>>Rt. (Figura 2.15) 2.9.2 Reservorios acuíferos perforados con lodo salado Cuando se emplea lodo salado cuya resistividad es aproximadamente igual que la resistividad del agua de formación Rw, las resistividades leídas por las herramientas de investigación somera (Rxo), mediana (Ri) y profunda (Rt) son bajas y además son aproximadamente iguales Rxo=Ri=Rt (Figura 2.14)

2 -31

ÁNULO SECCIÓN HORIZONTAL A TRAVÉS DE UN RESERVORIO ACUÍFERO

ZONA INVADIDA

ZONA LAVADA POZO

ZONA VIRGEN Rt

Rm Rxo

Rt

DISTRIBUCIÓN RADIAL DE RESISTIVIDADES

Sw >> 60%

Rxo

Rmf >> Rw LODO DULCE

Ro

Ro

TORTA

ZONA INVADIDA ZONA LAVADA

ZONA VIRGEN DISTANCIA

Rmf ≈ Rw LODO SALADO

Ro

Rxo = Ro

ZONA INVADIDA

ZONA VIRGEN

ZONA LAVADA

Figura 2.15. Distribución radial de las resistividades frente a zonas acuíferas. (Tomado de Asquith, 1982) 2.10 PERFILES DE RESISTIVIDAD EN RESERVORIOS PETROLÍFEROS En reservorios petrolíferos la resistividad de la zona virgen se designa como Rt, porque allí la formación tiene saturación de agua menor a 60%. De acuerdo a la resistividad del lodo utilizado en la perforación se distinguen dos perfiles de resistividad: 2.10.1 Reservorios petrolíferos perforados con lodo dulce Cuando la resistividad del lodo Rm es mayor que la resistividad del agua de formación Rw,

2 -32

las resistividades de las zonas lavada Rxo, de transición Ri y virgen Rt son altas comparativamente con las que se observan frente a zonas acuíferas. La resistividad de la zona lavada Rxo es alta porque contienen filtrado de lodo dulce e hidrocarburo residual. Las resistividades disminuyen progresivamente con la profundidad de invasión de acuerdo a la siguiente relación Rxo>Ri>Rt. Si existe perfil con anulo, la resistividad de la zona de transición resulta algo menor que la resistividad de la zona virgen: Rxo>RiRw), condición que prevalece en la mayoría de los casos, la curva del SP deflecta hacia la izquierda y se considera que el potencial espontáneo es negativo. Cuando la salinidad del lodo es mayor que la salinidad 3-2

del agua de formación (Rmf0.1 Ωm a 75° F (lodo dulce) entonces: (Rmf)e=0.85(Rmf) Si Rmf 0.1 Ω-m (lodo dulce) entonces: (Rmf)e = 0.85Rmf ; (Rmf a 75º F) Si la Rmf a 75º F es < 0.1 Ω-m (lodo salado) entonces: (Rmf )e = (146 Rmf − 5 ) ; (Rmf a 75º F) (377 Rmf + 77 ) 3. Determinar (Rw)e de la ecuación del SSP 4. Convertir (Rw)e en Rw a 75° F Si Rwe a 75º F > 0.12 Ω-m, se aplica:

Rw = − 0 . 58 − 10 (0 .69 Rwe − 0 .24 )

Si Rwe a 75º F < 0.12 Ω-m, entonces se aplica:

Rw =

77 (Rw )e + 5 146 − 377 (Rw )e

5. Convertir Rw a 75º F en Rw a temperatura de formación Tf. Usar Arps. 3.12.4 Método Grafico de Schlumberger 1. Llevar Rmf a 75º F. Usar carta Gen-9 2. Convertir Rmf en (Rmf)e Si la Rmf a 75º F es > 0.1 Ω-m entonces: (Rmf)e = 0.85Rmf Si la Rmf a 75º F es < 0.1 Ω-m entonces usar la carta SP-2 para obtener (Rmf)e 3. Determinar la relación (Rmf)e /(Rw)e. Usar la carta SP-1 de la figura 3.16. 4. Determinar (Rw)e con la carta SP-1, utilizando la relación(Rmf)e /(Rw)e 5. Convertir (Rw)e a 75º F en Rw a Tf. Usar carta SP-2 de la Figura 3.17. 3.12.5 Método Gráfico Silva y Bassiouni 1. Determinar Tf. 2. Determinar valor del SP en el registro. Convertir SP en SSP 3. Ingresar a la carta de la figura 3.18 con el valor Rmf, interceptar la curva de temperatura Tf y leer en el eje de las ordenadas el valor del SP. 4. Restar al SSP el valor SP obtenido en la carta en el paso anterior. 5. Reingresar a la carta por el eje de las ordenadas con el resultado anterior, interceptar la curva de Tf y leer en el eje de las abscisas el valor buscado de Rw a Tf 3-21

DETERMINACIÓN DE Rweq DEL SSP (FORMACIONES LIMPIAS)

Rweq Para lodos predominantemente de cloruro de sodio, determine el Rmfeq así:

.001

a. Si Rmf a 75°F (24°C) es mayor que 0.1 Ω.m, corrija Rmf a la temperatura de formación usando la carta Gen-9, y calcule Rmfeq = 0.85 Rmf. b. Si Rmf a 75°F (24°C) es menor que 0.1 Ω.m, use la carta SP-2 para obtener el valor de Rmfeq a temperatura de formación.

Rmfeq / Rweq SP ESTÁTICO

.4 .005

mV -200

.6 .8

-180

1

Rmfeq .01

.01

.02 -160 2

.04

.02

.06 -140

.1 4

-120 6 -100

-40

-20

0

.6

10

1

20

4

0.2

6 10 40 60

20

60

100

100

ESSP = -Kc log

1.0

(3)

Rmf Rw

Kc = 61 + 133 T(°F) Kc = 65 + 0.24 T(°C)

Figura 3.16 Carta SP-1 (Tomada de Schlumberger, 1972)

3-22

0.5

40

80

+20

(1)

0.1

2

(2)

+40

.05

.4

8

-80

-60

.2

2.0

(4)

Gamma Ray and Spontaneous Potential

Estimación de Rw a partir de Rwe 0.001 400°F (204°C) 300°F (149 °C)

0.002

200°F (93 °C)

SP

150°F (66 °C)

0.005

100°F (38 °C) 75°F (24 °C)

0.01

Rweq o R m feq

(O hm- m)

Saturación 0.02

0.05

0.1

0.2 50 0° F 4 00° F 3 00 °F 200 ° F 150 °F 1 00 75 ° F °F

0.5

Na Cl

1.0

a 75 °F

2.0 0.005

0.01

0.02 0.03

0.05

0.1

0.2

0.3

0.5

Rw o R mf (ohm-m)

-

Figura 3.17 Carta SP-2 (Tomada de Schlumberger, 1972)

3-23

1.0

2

3

4 5

ESTIMACIÓN DEL Rw DEL SSP 250 Shale Perfecto Arena Limpia

200

150

100

50

0

.006 .008.01

.02

.04

.06 .08 .1

.2

.4

.6

.8 1.0

Rw, Resistividad del Agua (Ohm.m) Rmf, Resistividad del Filtrado (Ohm.m)

Figura 3.18 Carta de interpretación de un paso, propuesta por Silva y Bassiouni

2.0

4.0

3.13 EJERCICIOS Ejercicio 3.1 El perfil de inducción de la figura 3.19 corresponde a una secuencia no consolidada de arenisca-shale. Del cabezal del perfil se obtuvo la siguiente información: Rm=0.7Ωm a 78° F, Rmf=0.64 a 78° F y BHT=190° F a 10.500 pies. Asumir Ts=80° F. 1. Determinar Rw del SP para el tramo 8.920-8.950 pies. Usar el método de Dresser Atlas. 2. Asumir que la zona de interés es acuífera y calcular su porosidad. 3. Determinar Rw del SP utilizando los siguientes métodos: • Método Analítico de Schlumberger • Método Grafico de Schlumberger • Método de Silva-Bassiouni 4. Comparar los resultados obtenidos en cada método. Ejercicio 3.2 Diseñar en Excel una hoja electrónica para determinar el Rw del SSP por el método analítico de Schlumberger. Tabular los datos del ejercicio anterior. Ejercicio 3.3 Las 8 zonas reservorio señaladas en el perfil de inducción de la figura 3.20 consisten de arenisca limpia. Asumir que Ts= 80° F 1. Estimar el Rw del SP por el método de Dresser Atlas 2. Explicar las diferencias en el Rw 3. Elegir el Rw más representativo. Fundamentar la elección. 2. Diseñar hoja electrónica en Excel para el método de Dresser Atlas. Ejercicio 3.4 El perfil de inducción de la figura 3.21 fue registrado en areniscas del Cretaceo. Del cabezal del pozo se conoce que Rmf=2.21 a 90° F, BHT=123° F a 3.300 pies y Ts= 60° F. Se sabe que la porosidad de la zona A es de 32% y que se mantiene uniforme en el tramo estudiado. Asumir que la zona B es acuífera. 1. Estimar el Rw del SP 2. Determinar Sw para la zona A por la ecuación de Archie 3. Determinar tipo de hidrocarburo en la zona A 4. Determinar Sw para la zona A, utilizando el índice de resistividad de la arenisca. Ejercicio 3.5 Llenar los espacios en blanco de la siguiente tabla: SSP -150 -75 +50

Tf (° F) 200 180 100

Rmf 1.1 0.6 0.05

Rmfe

Rwe

Rw

POTENCIAL ESPONTÁNEO

PROF.

Milivoltios

RESISTIVIDAD

CONDUCTIVIDAD

Ohms.m2/m

Milimhos/m

CONDUCTIVIDAD DE INDUCCIÓN

NORMAL DE 16"

-

0

2

0

10

0

100

Espaciamiento de 40"

+ 20

4000

0

8000

4000

RESISTIVIDAD DE INDUCCIÓN

Rmf = 0.64 @ 78°F

0

Espaciamiento de 40"

10

BHT = 190°F @ 10500 ft 0

100

SP CONDUCTIVIDAD DE INDUCCIÓN 4000 - 8000

RESISTIVIDAD DE INDUCCIÓN 0 - 10 Ω.m

NORMAL CORTA 0 - 10

NORMAL CORTA 0-2

CONDUCTIVIDAD DE INDUCCIÓN 0 - 4000

Figura 3.19 Perfil de inducción para el ejercicio 3.1 (Tomado de Dresser Atlas, 1982) 3-2

SP

CONDUCTIVIDAD

PROF.

(Milimhos/m)

4000

CONDUCTIVIDAD DE INDUCCIÓN Espaciamiento de 40" 2000

8000

6000

(Milivoltios)

20 -

0 4000

+

RESISTIVIDAD (Ohms.m2/m) 0

Rm = 2.6 @ 75°F

NORMAL DE 16"

0

Rmf = 1.95 @ 75°F Tf = 140

0 5" = 100'

10 100

RESISTIVIDAD DE INDUCCIÓN Espaciamiento de 40"

0

10 100

5500 Zonas

8

7 6

5

4 3 5600

2

1

5700

Figura 3.20. Perfil de inducción para el ejercicio 3.3 (Tomado de Hilchie, 1982) 3-3

MILIVOTIOS DE POTENCIAL

RESISTIVIDAD EN OHMS.M2/M

20

Rmf

1.58

a

0

123

GUARDA 0 SOMERA AMP. 4 2000

°F

GAMMA 20

CONDUCTIVIDAD 0 20 1000

GUARDA SOMERA

0

Unidades API para Rayos Gamma 120

INDUCCIÓN

0

1000

20 200

SP GUARDA SOMERA AMPLIFICADA

A

CONDUCTIVIDAD 135

GUARDA SOMERA

GAMMA

-100

INDUCCIÓN B

1370

Perfil de Inducción Figura 3.21. Perfil de inducción para el ejercicio 3.4 (Tomado de Bassiouni, 1994) 3-4

4 4.1

PERFIL DE RAYOS GAMMA

INTRODUCCION

La radioactividad es un fenómeno de desintegración espontánea de núcleos atómicos de isótopos radioactivos. Los isótopos químicamente inestables se convierten en isótopos estables mediante la emisión de calor y de partículas subatómicas conocidas como rayos alfa, rayos beta y rayos gamma. Los rayos gamma fueron descubiertos por Ulrich Villard en el año 1900 y llamados así por Ernest Rutherford en 1903. Los rayos gamma pueden ser considerados como partículas o como ondas de energía electromagnética que viajan a la velocidad de la luz. El perfil de rayos gamma fue introducido al mercado en 1940 por la compañía Well Surveys Inc. 4.2

USOS DEL PERFIL DE RAYOS GAMMA

El Perfil de rayos gamma GR se utiliza principalmente, al igual que el SP, para diferenciar las litologías porosas permeables potencialmente almacenadoras de hidrocarburos, de las litologías arcillosas improductivas. El Perfil de rayos gama es particularmente útil en pozos en los que no se puede correr el perfil SP (pozos con lodo base aceite y pozos revestidos) o en pozos en los cuales el Perfil SP no ofrece buenos resultados porque no existe contraste entre las resistividades del lodo y del agua de formación (Rmf≈Rw). El perfil GR siempre se grafica en la pista 1 junto al perfil SP. El perfil de rayos gamma GR tiene además otras aplicaciones que lo hacen muy versátil: • • • • • • •

4.3

Determinar límites de formaciones y hacer correlaciones litológicas entre pozos Estimar el contenido de shale en los reservorios y delimitar la calidad de la roca reservorio en los yacimientos. Definir cambios en los ambientes deposicionales de las facies sedimentarias a partir de la tendencia y forma del perfil. Ubicar a profundidad con exactitud las herramientas de muestreo y de cañoneo en pozos revestidos, cuando se corre en combinación con el detector de cuellos CCL. Ubicar a profundidad los corazones recobrados, cuando el porcentaje de recobro es bajo, comparando el perfil de rayos gama del pozo con un perfil de rayos gamma corrido sobre la sección de corazones recobrados. Prospectar depósitos de minerales radioactivos de potasio y uranio Prospectar minerales que se caracterizan por presentar baja radioactividad como carbón, anhidrita y sal gema. FUNDAMENTO TEÓRICO

Todas las rocas presentan algún grado de radiactividad; las rocas ígneas ácidas como el granito y la granodiorita presentan mayor concentración de material radiactivo que las rocas básicas como el gabro y la peridotita. Las rocas sedimentarias también son radiactivas, porque son el resultado de la acumulación de partículas provenientes de la destrucción de las rocas ígneas. La concentración de material radiactivo es muy desigual en los tres tipos de rocas sedimentarias más comunes: areniscas, calizas y shales. En las 4-1

areniscas y calizas limpias (desprovistas de shale), la radiación gamma es baja, mientras que en los shales, que son las rocas sedimentarias más abundantes en la corteza, la radiación gamma es alta. La abundancia de los shales se explica porque están constituidos por minerales de arcilla que son partículas muy finas de forma laminar, producto final de la meteorización química de los feldespatos que es el grupo mineral más abundante de la corteza: la alta radiactividad de los shale se explica porque las partículas de arcilla, su principal componente, tienden a concentrar elementos radiactivos en su estructura cristalina durante el transporte, desde las zonas de meteorización a los sitios de acumulación. La radiación natural de rayos gamma de las rocas proviene casi exclusivamente del potasio y en menor proporción de los isótopos radioactivos de las series del uranio y del torio, que son los tres elementos radiactivos más abundantes en la corteza. Los isótopos uranio U235, uranio U238 y torio Th232 decaen a un isótopo estable de plomo Pb206, de menor peso atómico, mediante una larga cadena de productos hijo, mientras que el isótopo de potasio K40 decae a argón Ar40. Es importante aclarar que los isótopos radiactivos del potasio, de las series del torio y de la serie del uranio-radio emiten rayos gamma en cantidades y niveles de energía específicos. El potasio K40 emite rayos gamma a 1,46 MeV, en tanto que las series del Th y U-Ra emiten rayos gamma en un amplio espectro de energía. Gracias a esta diferencia en el espectro de emisión de rayos gamma, las herramientas modernas, pueden discriminar del total de rayos gamma que llegan al sensor de la herramienta, que cantidad de rayos gamma proviene del torio (Th232), del uranio (U238) y del potasio (K40), que son los elementos radioactivos mas abundantes en las rocas de corteza terrestre. La figura 4.1 muestra la relación entre la energía de los rayos gamma y la frecuencia de ocurrencia para el elemento K y para las series del Th y del U-Ra

Figura 4.1 Espectro de emisión de rayos gamma para el potasio y para las series del torio y del uranio-radio. 4-2

No existe una radiación “estándar” de rayos gamma para identificar a los shale, primero porque el shale es una mezcla de minerales de arcilla, que contiene además de arcilla arena y limo en diferente proporción y segundo porque la radiactividad de los tres principales grupos de minerales de arcilla, varía enormemente debido a diferencias en su composición química, así por ejemplo la caolinita, no contiene potasio, la montmorillonita tiene menos de 1% de potasio en tanto que la illita contiene entre 4% y 8% de potasio. Algunas areniscas limpias, desprovistas de shale, pueden presentar alta radiación de rayos gamma, si entre sus granos hay alguno o varios de los siguientes minerales que contienen potasio: ortoclasa (feldespato potásico), micas (moscovita y biotita) y glauconita o bien si contienen sales de uranio o potasio disueltas en el agua de formación. Cuando se sabe o se sospecha que las rocas almacén de interés, contienen alguno de los minerales antes citados, en lugar del perfil de rayos gamma convencional, se corre un perfil de rayos gamma espectral, el cual discrimina la radiación de rayos gamma emitidos por el torio Th232, el uranio U238 y el potasio K40. 4.4

PROPIEDADES DE LOS RAYOS GAMMA

Los rayos gamma son propiamente fotones o cuantos de energía radiante, que poseen frecuencia muy alta (f =1019-21 ciclos/seg) y longitud de onda muy corta (λ = 10-9 a 10-11 cm). La energía de emisión de los rayos gamma, se encuentra en la parte más alta del espectro electromagnético, por encima de la energía de emisión de los rayos X. (Figura. 4.2) En el estudio de la radioactividad natural en un pozo, sólo los rayos gamma ofrecen interés, porque esta radiación tiene alto poder de penetración, suficiente para pasar a través de la roca, atravesar el revestimiento, cruzar la columna de lodo y alcanzar el detector de la herramienta. Este hecho explica porqué el perfil de rayos gamma se registra en pozos abiertos y en pozos revestidos. En contraste, los rayos alfa son detenidos por una hoja de papel común mientras que los rayos beta son detenidos por una lámina de aluminio de menos de 1 cm de espesor.

4-3

Figura 4.2 Energía de emisión de los rayos gamma 4.5 INTERACCIONES DE LOS RAYOS GAMMA Los rayos gamma que se generan de forma natural y espontánea dentro de la formación colisionan sucesivamente con los átomos de la misma formación, perdiendo energía en cada colisión y dispersándose dentro de su interior (Efecto Compton de Dispersión). Los rayos gamma dispersos, finalmente son absorbidos por átomos de la formación, los cuales en respuesta emiten electrones (Efecto Fotoeléctrico). De dos formaciones con la misma cantidad de material radiactivo por unidad de volumen, pero de diferente densidad, la más porosa (menos densa) se verá en el perfil de rayos gamma como más radioactiva, porque deja pasar mayor cantidad de rayos gamma de la formación al sensor. En formaciones sedimentarias la penetración de los rayos gamma varía de 6–15 pulg., dependiendo de su densidad.

4.6

EQUIPO DE MEDICIÓN DE RAYOS GAMMA

En la actualidad las herramientas de rayos gamma utilizan contadores de centelleo para medir la radiación, que son más eficientes que los contadores de cámara de ionización y los contadores Geiger-Müller que se usaban en el pasado. La resolución vertical de los equipos modernos de rayos gamma varía de 0.5-2 pies y su profundidad de investigación varia de 0,5-1 pie, en función de la densidad de la formación. 4-4

El perfil de rayos gamma se puede registrar simultáneamente con muchos otros perfiles como el neutrónico, el sónico, el de densidad, el de doble inducción, el doble lateroperfil y el detector de juntas o collares. 4.6.1 Contadores de Centelleo Los contadores de centelleo o centelleometros funcionan con base en la capacidad de los rayos gamma de producir pequeños destellos de luz (fotones) cuando atraviesan ciertas sustancias, llamadas fósforos de centelleo. Este fenómeno fue descubierto por Rutherford quien observó que el mineral pechblenda (oxido de uranio) hacia destellar los cristales de esfalerita. Este principio fue utilizado en la industria sólo cuando se encontraron fósforos de centelleo eficientes y cuando se pudo amplificar la luz producida por los destellos mediante tubos fotomultiplicadores. En 1947 aparecieron los primeros contadores de centelleo, que reemplazaron el método de contar los destellos de luz de manera visual.

Figura 4.3 Contador de centelleo de rayos gamma. El centelleómetro consiste de un cristal transparente, que hace las veces de fósforo de centelleo, que emite un fotón cuando un rayo gamma choca contra él y de un tubo fotomultiplicador que convierte ese centelleo de luz en un impulso eléctrico (figura 4.3). Cuando el fotón colisiona con una superficie fotosensible, denominado cátodo primario, se desprende un electrón que es acelerado por un campo eléctrico para que colisione sucesivamente con otros cátodos, ocasionando así una lluvia de electrones que genera un pulso eléctrico que es enviado a superficie. Cada rayo gamma detectado produce un solo pulso eléctrico. Una ventaja de los centelleometros sobre otros contadores, consiste en que pueden registrar muchos rayos gamma que lleguen al contador casi simultáneamente, sin riesgo a que se saturen. Otra ventaja del centelleómetro consiste en su alta resolución vertical que les permite discriminar capas delgadas, debido que la longitud del contador es de unas pocas pulgadas (4”, 8” y ocasionalmente 12”) Los fósforos de centelleo son compuestos orgánicos o inorgánicos en estado sólido o líquido que deben ser estables a los cambios de temperatura y deben ser sustancias muy transparentes para permitir el paso de los fotones de luz a través de la ventana del tubo fotomultiplicador. 4-5

Tabla 4.1 Sensitividad de los fósforos de centelleo con respecto al antraceno. TIPO Cristales Orgánicos Cristales Inorgánicos Soluciones

SUSTANCIA Antraceno Naftalina Yoduro potásico y sódico Tungstato de calcio Tungstato de cadmio Antraceno en Tolueno

COEFICIENTE DE SENSITIVIDAD 1.0 0.25 2.0 1.0 2.0 0.5

4.6.2 Constante de Tiempo El número de cuentas o rayos gamma que llega al contador de centelleo, varía en el tiempo, aún cuando la sonda permanezca inmóvil a una misma profundidad dentro del pozo, debido a que la emisión de rayos gamma es un fenómeno aleatorio sujeto a variaciones estadísticas. Para obtener una medición representativa y reproducible del valor de la intensidad de la radiación de una formación, se debe contar y promediar el número de cuentas para un intervalo de tiempo. Las variaciones estadísticas son grandes para cortos intervalos de tiempo y se minimizan para intervalos de tiempo suficientemente largos. Por ejemplo, si en un intervalo de varias horas de medición, se determinó que una fuente radioactiva produce en promedio 100 cuentas en 10 segundos, entonces es de suponer que la fuente emite 10 cuentas/seg. Como se observa en la figura 4.4, si se lee el número de cuentas que llegó al sensor en un segundo en particular, es posible que la lectura sea 7 ó 11 cuentas; de otro lado, si el promedio de cuentas por segundo se calcula para los cinco segundos iniciales del registro, se obtiene un promedio de 9.8 cuentas/seg. Esto permite confirmar, que cuando se mide el número de cuentas en una ventana larga de tiempo la medición es más representativa que cuando se mide el número de cuentas en una ventana corta. En perfilaje de pozos, las ventanas largas de tiempo significan bajas velocidades de perfilaje a expensas de alto costo de tiempo de taladro. Una ventana corta, de 1 segundo por ejemplo, produce un perfil de rayos gamma extremadamente “ruidoso”, es decir, con variaciones estadísticas muy severas; por el contrario, una ventana muy larga, de 10 segundos por ejemplo, produce un perfil de rayos gamma tan suavizado, que no permite distinguir los límites entre litologías de diferente radiactividad, que es el objetivo del perfil de rayos gamma (Figura 4.4).

4-6

Figura 4.4 Efecto de la duración de la constante de tiempo sobre la medición de la radiación de rayos gamma. La constante de tiempo CT se debe seleccionar en función del nivel de radiación gamma de cada secuencia sedimentaria en particular (a menor nivel de radiación se requiere de una constante de tiempo más larga, de 3-4 seg.). De otro lado, la velocidad de registro y la constante de tiempo están interrelacionados y se acostumbra a seleccionar la constante de tiempo de forma que el producto de estas variables se mantenga igual a un pie. Como normalmente los perfiles se corren a velocidad de 0.5 pies/seg., entonces la constante de tiempo se escoge igual a 2 segundos, que es un lapso suficiente para suavizar las variaciones estadísticas. 4.7

CALIBRACIÓN DE LAS HERRAMIENTAS

En el pasado reciente, los contadores de rayos gamma fabricados por las diferentes compañías diferían en diseño, en forma y tamaño y además usaban diferentes unidades de medición y en consecuencia la radiación gamma medida en un mismo pozo con herramientas de diferente fabricante no resultaba comparable. El Instituto Americano del Petróleo API estandarizó desde el formato del perfil hasta las unidades de medición. En la actualidad las herramientas son calibradas en unidades API de rayos gamma, usando un patrón primario, consistente de un pozo construido en la Universidad de Houston, que contiene un “shale artificial”, en el cual se introducen las sondas para su calibración. (Figura 4.5). El pozo patrón tiene 24 pies de longitud y 4 pies de diámetro y está revestido en tubería de acero J-55 de 5 ½” de diámetro. El espacio anular está relleno con concreto Pórtland. El pozo esta dividido en 3 secciones de 8 pies de longitud y la sección central, a diferencia de las otras dos, contiene una mezcla radiactiva de 13 ppm de uranio, 24 ppm de torio y 4% de potasio, distribuida de forma homogénea en el concreto. 4-7

La calibración de una herramienta se realiza colocándola frente a la zona radiactiva y leyendo el número de cuentas gamma; luego la herramienta se coloca frente a cualquiera de las zonas no radiactivas y se registra el número de cuentas gamma. La diferencia de cuentas es convertida por un factor de ganancia para que represente 200 unidades API. Entonces una unidad API de radiación gamma se define como una 1/200 parte de la diferencia en la lectura del registro entre la zona radiactiva y una de las zonas no radiactivas. Además de este patrón primario, para calibrar las herramientas en campo se utilizan fuentes radiactivas portátiles que contienen pequeñas cantidades de Ra226 y Th232 y que producen un conocido incremento en unidades API en la radiación de fondo de una localidad.

Figura 4.5 Diagrama de pozo patrón utilizado para calibrar las herramientas de rayos gamma 4.8 FACTORES QUE AFECTAN EL PERFIL DE RAYOS GAMMA La cantidad de rayos gamma que llegan al contador es influenciada, además de la radioactividad y densidad de las formaciones, por los siguientes factores: • • • • •

Posición de la sonda dentro del pozo (centrada/descentrada) Peso del lodo Diámetro del pozo Diámetro y peso del revestimiento Espesor del cemento detrás del revestimiento

Debido a que existen muchas combinaciones posibles de diámetro de pozo, peso del lodo y posición de la herramienta, las compañías de servicio han convenido denominar pozo 4-8

estándar a un pozo sin entubar de 8”, lleno con lodo de 10 lb/gal y registrado con una herramienta de 3 5/8 de diámetro, centrada dentro del pozo. De conformidad con lo anterior, han diseñado cartas de corrección que permiten convertir lecturas obtenidas con sus herramientas de rayos gama, en un pozo perforado bajo determinadas condiciones, a lecturas a condiciones de pozo estandar. La sonda de rayos gamma se corre descentrada cuando acompaña a la herramienta neutrónica y a la de densidad y se corre centrada cuando acompaña al lateroperfil. 4.9 INTERPRETACIÓN DEL PERFIL DE RAYOS GAMMA En el perfil de rayos gamma, el límite entre dos litologías de diferente radiactividad se localiza en el punto medio entre la desviación máxima y mínima. (Figura 4.7) La profundidad a la que aparece este punto en el perfil depende de la velocidad de registro y de la constante de tiempo. A mayor velocidad de registro y a mayor constante de tiempo, mayor será el desplazamiento de la profundidad aparente de los límites litológicos, en dirección hacia la cabeza del pozo. Este desplazamiento se calcula así: Desplazamiento (en pies)= Velocidad (pies/seg) x constante de tiempo (seg.)

Ec. 4.1

Si la constante de tiempo es de 2 segundos y la velocidad de registro es de 0.5 pies/seg., entonces el desplazamiento es de 1 pie. A fin de corregir el desplazamiento de los límites litológicos en dirección hacia la cabeza del pozo, el punto dinámico de medición del contador de centelleo se coloca en un lugar ubicado por debajo del punto medio del contador a una distancia igual al desplazamiento. Esto posiciona los límites litológicos a la profundidad correcta en el perfil de rayos gamma. La velocidad límite de registro de las versiones antiguas de la herramienta de rayos gamma es de 0.5 pies/seg a diferencia de las versiones modernas que admiten hasta 1 pie/seg. La radiación de rayos gamma de litologías limpias como areniscas, calizas y evaporitas (sal, yeso y anhidrita) es tan sólo de unas pocas unidades API, en tanto que la radiación de los shales y de las cenizas volcánicas puede alcanzar 200 unidades API (Figura 4.6). 0

50

100 unidades API

Arenisca arcillosa Shale Arenisca muy arcillosa Caliza limpia Dolomita Shale Arenisca limpia Carbón Arenisca arcillosa Anhidrita Sal Ceniza volcánica Yeso

Figura 4.6 Respuesta de las litologías más comunes en el perfil de rayos gamma. 4-9

En la prospección de depósitos de minerales radioactivos de potasio y uranio, la radiación de rayos gamma se puede relacionar proporcionalmente con la concentración de K20, a razón de 15 unidades API por 1% de K20, debido a que el K40 emite rayos gamma monoenergéticos de 1.46 MeV. En el caso de los depósitos de uranio no existe una simple proporcionalidad entre la radiación gamma y la concentración de uranio en el depósito, debido a que el U238 emite rayos gamma de diferentes niveles de energía. 4.10 ESTIMACIÓN DEL VOLUMEN DE SHALE El perfil de rayos gamma es muy útil para estimar el volumen de shale Vsh que contiene una roca reservorio, que no es otra cosa que la fracción de la roca reservorio, constituida por shale. Este parámetro se utiliza para convertir las porosidades aparentes obtenidas con las herramientas sónica, neutrónica y de densidad en porosidades efectivas. El volumen de shale se calcula comparando en el perfil de rayos gamma la radioactividad de la roca reservorio de interés con la de un shale típico y con la respuesta de una roca reservorio limpia, cercana a la zona de interés. Para ello se calcula primero el índice de rayos gamma IGR del pozo con la siguiente ecuación:

IGR =

GR log − GR min GR max − GR min

Donde: GR log = lectura puntual tomada frente a la roca reservorio de interés. GR min = lectura tomada frente a roca reservorio limpia en el pozo GR máx = lectura tomada frente a una zona potente de shale típico.

Figura 4.7 Perfil de rayos gamma GR. 4-10

Ec. 4.2

Por ejemplo, el IGR de la arenisca arcillosa de la figura anterior es: IGR

=

48 90

− 18 − 18

= 0 , 42

Luego, conocido el índice de rayos gamma IGR se estima el volumen de shale, aplicando según el grado de consolidación de la roca, alguna de las siguientes ecuaciones empíricas propuestas por Dresser Atlas (1979): Para rocas jóvenes, de bajo grado de consolidación de edad Terciaria:

V sh = 0 .083 [2 3 . 7 (IGR ) − 1]

Ec. 4.3

Para rocas antiguas, consolidadas de edad pre-Terciaria:

V sh = 0 . 33 [2

2 ( IGR

)

− 1]

Ec. 4.4

Donde: Vsh = volumen de shale IGR = índice de rayos gamma Si en el ejemplo de la figura 4.7 se asume que la arenisca arcillosa es de bajo grado de consolidación, entonces el volumen de shale Vsh=17%.

[

]

Vsh = 0 . 083 2 3 . 7 (0 . 42 ) − 1 = 17 % Si se asume que la arenisca arcillosa es consolidada, entonces el volumen de shale es igual a 26%. En lugar de las ecuaciones anteriores, el volumen de shale Vsh se puede estimar de forma rápida y precisa utilizando el nomograma de la Figura 4.8.

4-11

Figura 4.8. Nomograma para convertir el IGR en volumen de shale Vsh 4.11 LIMITACION DEL PERFIL DE RAYOS GAMMA

El perfil convencional de rayos gamma no permite estimar el volumen de shale en areniscas que poseen componentes radioactivos no arcillosos, como sales de uranio o potasio disueltas en el agua poral o granos de minerales que contienen potasio como ortoclasa, micas y glauconita, porque no es posible conocer si las lecturas altas son causadas por shale en la arenisca o por presencia de los componentes radiactivos no arcillosos, toda vez que el perfil GR convencional lee únicamente la cantidad total de radiación gamma que proviene de una roca, sin discriminar la cantidad relativa de radiación producida individualmente por cada uno de los tres elementos radioactivos presentes en las rocas sedimentarias: U, Th y K. 4.12 ESPECTROSCOPIA DE RAYOS GAMMA.

En el perfil de espectroscopia de rayos gamma SGR, el centelleómetro registra tanto el número de cuentas o rayos gamma, como el nivel de energía de los rayos gamma que llegan al contador, Si de una formación se grafica en el eje Y el número de cuentas en millares y en el eje X la energía de los rayos gamma en millones de electrón voltio MeV, se 4-12

obtiene un espectro de rayos gamma de dicha formación, como el que se ilustra en la figura 4.9, en el cual la energía varia de 0 hasta aproximadamente 3 MeV y ha sido dividido en 256 canales de energía. 5

Th

K

U

4 Th 3

2

1 0

256 Número de Canal

Figura 4.9 Espectro de energía de la radiación gamma. Este espectro puede ser visto como el espectro resultante de la fusión de los tres espectros individuales: torio, potasio y uranio, en una única combinación de estos tres isótopos. El problema consiste en averiguar cual es la proporción de cada isótopo en esta combinación. Los procesadores modernos pueden rápidamente encontrar la combinación que mejor reproduce la curva del espectro y graficar simultáneamente el perfil de espectroscopía de rayos gamma (SGR) y graficar 3 perfiles adicionales con la concentración de cada uno de los isótopos: Potasio K40,41 en porcentaje, Torio Th232 en ppm y Uranio U238 en ppm. El perfil de espectroscopía incluye además una quinta curva de radiación gamma ray sin uranio (CGR), muy útil en la interpretación. En el perfil de espectroscopia de rayos gamma las curvas SGR y CGR se grafican en la pista 1 y las curvas de los isótopos U, Th y K se grafican en las pistas 2 y 3. (Figura 4.10)

4-13

CGR

URANIO TORIO SGR

POTASIO

CGR (GAPI) 0

SGR (GAPI)

0

200

0

200

-10

TORIO (PPM)

POTASIO (%) 0 URANIO (PPM)

0.1 30

Figura 4.10 Perfil de espectroscopia de rayos gamma SGR. 4.13 EJERCICIOS Ejercicio 4.1 Determinar el volumen de shale Vsh para cada de las 8 zonas de la secuencia areniscashale de edad Terciario que se señalan en el perfil de la figura 4.11. Asuma GRmin= 25 API y GRmax= 80 API.

4-14

GR & CALIBRADOR

DENSIDAD TOTAL GRAMOS/CC

PROF.

GAMMA RAY CORRECCIÓN

(Unidades API)

0

CORRECCIÓN -0.5

100

0

+0.5

DIÁMETRO DE POZO (Pulgadas)

6

2.0

16

2.5

3.0

5" = 100' ZONAS

8

7

6

5

4 3 5600

2

1

5700

Figura 4.11 Perfil de rayos gamma para el ejercicio 4.1 (Perfil tomado de Dresser Atlas, 1982)

4-15

5. PERFILES DE RESISTIVIDAD 5.1 INTRODUCCIÓN Los perfiles eléctricos convencionales y el perfil del potencial espontáneo fueron los únicos que existieron durante el primer cuarto del siglo pasado, periodo durante el cual se corrieron en miles de pozos en todo el mundo. Desde 1927, cuando los hermanos Marcelo y Conrad Schlumberger registraron por primera un perfil eléctrico en un pozo, la tecnología evolucionó y dio lugar a nuevos dispositivos cada vez más sofisticados y más exactos que fueron apareciendo en el mercado en el siguiente orden: perfiles eléctricos convencionales, perfiles de inducción, lateroperfiles, perfiles de microresistividad, perfiles dieléctricos y perfiles de imágenes de resistividad. El perfil eléctrico convencional, el lateroperfil, el perfil de microresistividad y el perfil de imagen de resistividad, pertenecen al grupo de herramientas eléctricas, los cuales mediante electrodos inyectan corriente eléctrica y miden la resistividad de la formación. Los perfiles de inducción forman un grupo de herramientas que mediante bobinas generan campos electromagnéticos y miden conductividad. Los perfiles dieléctricos forman un tercer grupo que consiste de herramientas que utilizan microondas para medir la constante dieléctrica de la formación. El presente capitulo cubre los perfiles eléctricos convencionales, los lateroperfiles y los perfiles de microresistividad. El siguiente capitulo está dedicado a los perfiles de inducción electromagnética. 5.2 USO DE LOS PERFILES ELÉCTRICOS Los perfiles eléctricos se utilizan de manera exclusiva en pozos con lodos conductivos, para los siguientes propósitos. • • • •

Diferenciar zonas con hidrocarburos de zonas acuíferas Determinar zonas permeables Determinar porosidad Medir Rt y Rxo

5.3 CONCEPTO BÁSICO Según la Ley de Ohm, el producto de la resistencia por la intensidad de la corriente es igual a la caída de potencial; esto significa que conociendo el voltaje V y la corriente I se puede calcular la resistencia r: V [Voltios ] r= = ohm (Ω) Ec. 5.1 I [Amperios ] Debido a que la resistencia de un material depende de las dimensiones del conductor, el concepto de resistencia tiene poca utilidad en la práctica. A fin de eliminar la influencia de las dimensiones del conductor sobre la resistencia, en perfilaje se utiliza la resistencia específica ó resistividad R, que es la resistencia al paso de la corriente que ofrece un cubo unitario de roca, de un metro de lado, cuando la corriente fluye en dirección perpendicular a una de las caras.

La resistividad es una propiedad análoga al peso específico, en el sentido, que ambos reflejan una propiedad que es referida por conveniencia a la unidad volumétrica del material.

Figura 2.1 Medición de la resistividad R a un cubo unitario de roca. La unidad de resistividad es el ohmio.metro2/metro que se expresa mediante los símbolos Ω.m2/m. En lenguaje coloquial se utilizan las expresiones ohmio/metro Ω.m o simplemente ohmio Ω queriendo significar Ω.m2/m. Cuando la unidad lineal no es un metro sino un pie o un centímetro, la resistividad se expresa en Ω.pie o en Ω.cm respectivamente; la siguiente relación permite convertir la resistividad de una unidad lineal a otra.

1Ω.cm =

1 1 Ω.m = Ω. pie 100 30.5

Ec. 5.2

La resistividad R es una constante para cada material que se relaciona con la resistencia mediante la siguiente ecuación:

L ( m) A [Ω·m 2 ] ∴R = r r = R· A (m 2 ) L [m]

Ec. 5.3

La resistividad de las rocas sedimentarias varía entre 0.5 Ω.m y 1.000 Ω.m; las areniscas y los shales presentan resistividades de 0.5 Ω.m a 50 Ω.m, en tanto que las calizas y dolomías presentan resistividades de 10 Ω.m a 1.000 Ω.m. Algunas evaporitas como la sal y la anhidrita exhiben resistividades del orden de varios miles de ohmios.metro. Cuando la resistividad es menor a 1 Ω.m, se prefiere usar la conductividad C que es la propiedad reciproca de la resistividad. La unidad de la conductividad es el mho/metro, pero en la práctica, para evitar expresar conductividades en fracción se acostumbra a expresar la conductividad en milimho/metro: C =

1000 ⎡ mmho ⎤ ⎥⎦ R ⎢⎣ m

5-2

Ec. 5.4

La figura 5.2 ilustra el esquema de un antiguo método utilizado para medir en superficie anomalías de resistividad, causadas por concentraciones de metales en el subsuelo, conocido con el nombre de sondeo eléctrico vertical VES. En el método VES se utilizan dos circuitos independientes, uno de corriente y otro de potencial; mediante un generador se introduce corriente alterna AC a la formación, a través de los electrodos de corriente A y B y se mide la diferencia de potencial entre los electrodos de potencial MN.

Figura 5.2. Arreglo de electrodos en el sondeo eléctrico vertical SEV (Tomado de Halliburton, 1991) 5.4 MEDICIÓN DE LA RESISTIVIDAD EN UN POZO El primer dispositivo para medir resistividad en un pozo resultó de una modificación del arreglo de electrodos del sondeo eléctrico vertical SEV, que consistió en introducir en el pozo los electrodos A y M (Figura 5.3). En una formación homogénea e isotrópica y de extensión infinita, alrededor de un electrodo esférico A, la corriente se distribuye radialmente formando superficies esféricas concéntricas de igual potencial. La caída de potencial, medida entre dos superficies esféricas concéntricas con radio l y l + dl respectivamente, se puede determinar de la siguiente forma:

dV = Idr Donde: dV = caída de potencial I = corriente dr = resistencia entre dos esferas

5-3

Ec. 5.4

Figura 5.3. Esquema de medición de la resistividad en un pozo (modificar radio) La caída de potencial es una noción diferencial en términos de su tasa de cambio con

dV ). Si la resistividad del medio es R, entonces: dl Rdl dr = Ec. 5.5 4πl 2 IRdl dV = Luego Ec. 5.6 4πl 2 Integrando esta ecuación de l = A a l = M , el potencial en el punto M (el voltaje la distancia (

medido entre el electrodo de retorno B en el infinito y el punto M en la formación) es igual:

VM =

IR 4π AM

Ec. 5.7

La resistividad que se mide en un pozo no corresponde exactamente a la resistividad verdadera de la formación (zona virgen) debido a dos razones:

•

El medio no es homogéneo debido al efecto del lodo de perforación en el hueco y debido a la zona de invasión de filtrado en la formación.

•

El medio no es infinito, porque la formación en cuestión está delimitada hacia el tope y hacia la base por capas adyacentes de diferente resistividad.

Las herramientas que se bajan al pozo miden una resistividad aparente Ra que es relacionada con la resistividad verdadera Rt. La resistividad Ra es afectada por las resistividades y dimensiones geométricas de todos los medios que rodean la sonda (pozo, zona invadida, zona virgen y rocas adyacentes). Para obtener la resistividad verdadera, es necesario corregir la resistividad aparente por cada uno de los factores citados. En las herramientas eléctricas, la corriente fluye radialmente del pozo hacia la formación y atraviesa zonas de diferente resistividad (Rm, Rxo y Rt) que actúan en 5-4

serie y en consecuencia las superficies de equipotencial dejan de ser esféricas y se alargan en la dirección del pozo, porque el lodo es el medio menos resistivo (Figura 5.3).

Rt

Rxo

Rm

Figura 5.4 Flujo radial de corriente y medición de resistividades de diferentes medios en serie. 5.5 PERFILES ELÉCTRICOS CONVENCIONALES Diferencias en el arreglo y en el espaciamiento de los electrodos de la herramienta convencional de resistividad, dieron origen a la sonda normal y a la sonda lateral o inversa. El perfil eléctrico convencional ES mide las siguientes tres curvas de resistividad: • Curva normal corta de 16 pulg. o curva normal larga de 64 pulg. • Curva lateral de 18 pies y 8 pulg. • Curva SP 5.5.1 Sonda Normal En la sonda normal la corriente AC circula entre los electrodos A y B y se mide la diferencia de potencial entre los electrodos M y N. Los electrodos A y M están ubicados en la sonda en el fondo del pozo y los electrodos B y N están situados en superficie, teóricamente a una distancia infinita (Figura 5.5). La resistividad de la formación se determina midiendo la diferencia de potencial entre el electrodo M, situado a una distancia AM y el electrodo N situado en el infinito. La distancia AM se denomina espaciamiento de la sonda; cuando AM es igual a 16’ la curva que se obtiene se denomina normal corta y cuando AM es igual a 64’ la curva que se obtiene se denomina normal larga. En las sondas normales la profundidad de investigación aproximada es igual a dos veces la distancia AM y la medición de la resistividad se asigna al punto 0 (punto de registro) que es equidistante entre A y M.

5-5

Figura 5.5 Disposición de electrodos en la sonda normal La interpretación de los perfiles eléctricos convencionales ES exige conocer muy bien algunas curvas típicas de respuesta. Las figuras 5.6 y 5.7 ilustran de forma esquemática como se afecta la resistividad aparente Ra que mide la sonda normal, en función del espesor h de la capa de interés con relación al espaciamiento AM de la sonda y en función del valor de su resistividad verdadera Rt, con relación a la resistividad Rs de las formaciones adyacentes (zonas achuradas).

Figura 5.6 Curvas típicas de respuesta de la sonda normal frente a capas de mayor resistividad que los shale adyacentes (Tomado de Sclumberger, 1972).

5-6

Figura 5.7 Curvas típicas de respuesta de la sonda normal frente a capas de menor resistividad que los shale adyacentes (Tomado de Sclumberger, 1972). Se observa que frente a capas de moderada resistividad las curvas normales son simétricas, respecto al punto medio de la capa de interés y que la resistividad aparente Ra leída por la sonda se aproxima a la resistividad verdadera Rt, únicamente en capas de espesor potente (mayor a 13 pies) y que por el contrario, en capas de espesor delgado la resistividad aparente Ra que mide la sonda se diferencia mucho de la resistividad verdadera Rt debido al efecto de la resistividad de los shale adyacentes (zonas achuradas). 5.5.2 Sonda Lateral o Inversa La corriente AC circula entre los electrodos A y B y se mide la diferencia de potencial entre los electrodos M y N situados sobre dos superficies esféricas concéntricas con centro en A. La tensión así medida, es proporcional al gradiente entre M y N; el punto de registro es O y esta situado en la mitad entre A y B.

Figura 5.8 Disposición de electrodos en la sonda lateral o inversa. 5-7

El espaciamiento de la sonda lateral AO es igual a 18’ 8”. En general, a mayor longitud de espaciamiento corresponde mayor profundidad de investigación. En esta sonda la profundidad de investigación es igual al espaciamiento AO. Las figuras 5.9 y 5.10 ilustran de forma esquemática como se afecta la resistividad aparente Ra que mide la sonda lateral, en función del espesor h de la capa de interés con relación al espaciamiento AO de la sonda y en función del valor de su resistividad verdadera Rt, con relación a la resistividad Rs de las formaciones adyacentes.

Figura 5.9 Curvas típicas de respuesta de la sonda lateral frente a capas de mayor resistividad que los shale adyacentes (Tomado de Sclumberger, 1972).

Figura 5.10 Curvas típicas de respuesta de la sonda lateral frente a capas de menor resistividad que los shale adyacentes achuradas (Tomado de Sclumberger, 1972).

5-8

Se observa que frente a capas de moderada resistividad, las curvas laterales son asimétricas y que en ambos casos anteriores esta anomalía se extiende por debajo de la capa a una distancia mayor que AO. En conclusión, la resistividad aparente Ra, leída por la alguna vez admirada sonda lateral 18’ 8”, se aproxima a la resistividad verdadera Rt únicamente en capas de espesor potente (mayor a 50 pies). Por el contrario, en capas de espesor delgado, la resistividad aparente Ra que mide la sonda, difiere mucho de la resistividad real Rt y además la curva forma un pico agudo en la base de la capa, causado por la asimetría en el arreglo de electrodos. No obstante que en la actualidad existen nuevas herramientas de perfilaje, que miden los parámetros buscados Rxo y Rt de manera más exacta, los perfiles convencionales aún hoy son utilizados en algunos países y muchos de estos perfiles son reinterpretados con la asistencia de procesadores, en busca de zonas potencialmente productoras que hayan pasado desapercibidas. 5.5.3 CORRECCIONES AMBIENTALES A LOS PERFILES Como se mencionó en el numeral 5.4 la resistividad aparente Ra que miden las sondas convencionales ES esta influenciada por varios factores ambientales como la resistividad del lodo, el diámetro de pozo, la resistividad de la torta, el espesor de torta, la resistividad de la zona lavada, el diámetro de invasión, la resistividad de la zona virgen y el espesor y la resistividad de la formación adyacente. Ra = f (Rm, dh, Rmc, hmc, Rxo, di, Rt, h, Rs)

Ec. 5.8

Para convertir la resistividad aparente Ra en resistividad verdadera Rt, es necesario corregir Ra por los factores ambientales.

•

Corrección por Efecto del Pozo

La curva normal de 16” requiere ser corregida por los efectos del pozo y del espesor de capa. Cuando la sonda normal se acompaña de un dispositivo de inducción de penetración profunda como el perfil IES, las lecturas de la curva normal se corrigen por efectos del pozo con la carta Rcor-8 (Figura 5.11). Cuando se usa un dispositivo ES, las lecturas de las curvas normal 16” y lateral 18’ se corrigen por efectos del pozo con las cartas Rcor-9 y Rcor-10 respectivamente.

5-9

1000 Diámetro del hueco dh 500

150

8

200

10

250

200

300 350 400

100

6

12 14 16 (pulg.)

(mm)

50

R16 Rm 20

10

5

2

1 1

2

5

10

20

50

100

200

500

1000

R16correg Rm

Figura 5.11 Carta Rcor-8 para corregir por efecto de pozo las lecturas tomadas con sondas IES.

•

Corrección por Espesor de Capa

Las cartas Rcor-11 y Rcor-12 corrigen las lecturas por espesor de capa de la sonda normal 16, para capas invadidas y no invadidas respectivamente. Estas cartas son para pozos de 8” de diámetro; para otros diámetros las lecturas deben ser previamente normalizadas a un pozo de 8” usando la carta Rcor-8 o Rcor-9 según se trate de sondas IES o sondas ES respectivamente. 5.5.4 Limitaciones de los Perfiles Eléctricos Convencionales La interpretación de las curvas convencionales se complica demasiado frente a capas de alta resistividad porque las curvas normales se vuelven asimétricas y las curvas laterales dan una respuesta muy asimétrica de forma triangular. La complejidad es aún mayor frente a capas delgadas (de menor espesor que el espaciamiento de las sondas) cuando están intercaladas con shale. 5. 6 PERFILES ELÉCTRICOS DE ENFOCAMIENTO Las sondas eléctricas convencionales, frente a capas resistivas y cuando la resistividad del lodo y la resistividad de las capas adyacentes es baja, miden la resistividad Rt con 5-10

muy poca precisión, porque la corriente tiende a fluir por el medio menos resistivo, en este caso el lodo y las capas adyacentes y evita penetrar la capa resistiva de interés, como se ilustra en la figura 5.12.

Figura 5.12 Comparación en la distribución de las líneas de corriente de investigación, frente a una capa resistiva, registrada con una herramientas no enfocada (Normal corta) y con una herramienta con enfocamiento (Lateroperfil 7). En repuesta a la anterior limitación, se desarrollaron las herramientas con electrodos de enfocamiento, a fin de medir con precisión las resistividades Rt y Rxo, aún en pozos perforados con lodos muy salados. El uso de estas herramientas es indispensable en condiciones de alto contraste entre Rt y Rm (lodos salados y/o capas de alta resistividad) y en condiciones de alto contraste de resistividad con las capas adyacentes (Rt/Rs ó Rs/Rt) En el grupo de herramientas con sistema de electrodos de enfocamiento existen herramientas con profundidad de investigación somera, mediana y muy profunda. La tabla 5.1 incluye las herramientas de este grupo y define el parámetro objetivo de medición de acuerdo a la profundidad de investigación de cada una de ellas. Tabla 5.1 Grupo de herramientas con electrodos de enfocamiento NOMBRE ABREVIATURA OBJETIVO Lateroperfil 7 * Lateroperfil 3 * Perfil LLd del Doble lateroperfil *

LL 7 LL 3 LLd

Perfil LLs del Doble lateroperfil *

LLs

Perfil esférico enfocado *

SFL

* Marca registrada de Schlumberger. 5-11

Rt

Ri Rxo

El sistema de electrodos de enfocamiento introduce corrientes eléctricas de enfoque que controlan la dirección del flujo de las corrientes de investigación y las obligan a ingresar a la formación hasta alcanzar determinada profundidad de investigación, minimizando así los efectos del pozo y de las capas adyacentes (Figura 5.13).

(a) (b) (c) Figura 5.13 Herramientas con sistema electrodos de enfocamiento: (a) Lateroperfil 7 (b) Lateroperfil 3 (c) Perfil de Enfoque Esférico SFL (Schlumberger, 1972) 5.6.1 Lateroperfil 7 El lateroperfil LL7 consiste de un electrodo central de corriente Ao y de 3 pares de electrodos M1-M2, M1’-M2’ y A1-A2, dispuestos simétricamente con respecto a Ao, del cual fluye una corriente de investigación Io de intensidad constante; a través de A1 y A2 se envía corriente de la misma polaridad que Io pero de intensidad automáticamente ajustable, de tal forma, que el potencial entre M1-M1’ y M2-M2’ se mantenga igual a cero, asegurando así que no haya flujo de corriente a través del lodo, entre Ao y los pares M1-M1’ y M2-M2’ (Figuras 5.13 y 5.14). Se mide la diferencia de potencial entre uno de los electrodos M y el electrodo N de superficie; como Io es constante, entonces la caída de potencial entre M y N es proporcional a la resistividad de la formación. La corriente que fluye de Ao es forzada a penetrar horizontalmente en las formaciones, formando un disco de corriente Io de 32” de espesor constante, con profundidad de investigación de unos 10 pies, que garantiza la medición de Rt más allá de la zona de invasión. En el perfil esquemático de la Figura 10.14 se comparan las mediciones obtenidas experimentalmente con el LL 7 y con las herramientas convencionales (N 16”, N 64” y lateral 18’ 8”). Se concluye que las sondas convencionales dan un resultado muy pobre, en tanto que el Lateroperfil 7 tiene buena resolución vertical y mide una resistividad Ra muy cercana a Rt, a pesar del alto el contraste entre Rt/Rm, en este caso igual a 5.000. 5-12

Figura 5.14 Comparación de la respuesta del Lateroperfil 7 y de la sonda eléctrica convencional ES, frente a una capa delgada muy resistiva, no invadida, perforada con lodo muy salado. 5.6.2 Lateroperfil 3 El Lateroperfil LL3 usa un arreglo de electrodos muy similar al arreglo del Lateroperfil 7, para enfocar un disco de corriente de investigación de 12” de espesor y hasta de 15’ de profundidad de investigación. Como se puede observar en la Figura 5.13 usa dos electrodos largos dispuestos simétricamente con relación al electrodo Ao del cual fluye corriente constante Io. A través de los electrodos A1 y A2 fluye una corriente de la misma polaridad que Io cuya intensidad se ajusta de forma tal que A1 y A2 tengan el mismo potencial que Ao (esto asegura que no fluye corriente por el pozo). Si Io es constante la caída de potencial es proporcional a la resistencia de la formación. Esta herramienta posee mayor profundidad de investigación y mejor resolución vertical para identificar capas delgadas que el Lateroperfil 7. 5.6.3 Perfil de Enfoque Esférico La sonda SFL utiliza corrientes de enfoque para obligar a las superficies de equipotencial a guardar una forma aproximadamente esférica, eliminando así el efecto del pozo para diámetros de pozo menores a 10 pulg. (Figura 5. 12) Este perfil hace parte de la combinación ISF/Sónico y fue desarrollado con el fin de obtener una curva de resistividad somera Rxo, mejor que la del Laterolog 8, para acompañar al perfil de inducción profunda IES. 5.6.4 Doble lateroperfil 5-13

El Doble lateroperfil DLL es la herramienta más avanzada dentro de los lateroperfiles. Debido a que en el lateroperfil la corriente de investigación debe atravesar zonas de diferente resistividad que actúan en serie (lodo, zona invadida y zona virgen) para corregir la resistividad profunda Rt leída con esta sonda, se requiere conocer el valor de Rxo y el valor de la resistividad a una profundidad intermedia Ri. La necesidad de conocer la resistividad a menor profundidad originó la herramienta doble lateroperfil, la cual lee simultáneamente una curva de resistividad profunda LLd y una curva de resistividad somera LLs. La sonda Doble Lateroperfil DLL utiliza 7 pares de electrodos de manera distinta para formar un disco de corriente de investigación Io de 24 pulg. de espesor y para leer resistividad a dos profundidades distintas. La profundidad de investigación del perfil LLd es mayor que la de los perfiles LL7 y LL3 y la profundidad de investigación del perfil LLs es intermedia entre el LL7 y el LL8 (Figura 5.15).

Figura 5.15 Arreglo de electrodos de la herramienta Doble Lateroperfil DLL.(Tomado de Schlumberger, 1972) Cuando usar Lateroperfil Los lateroperfiles se deben utilizar en condiciones de alto contraste entre Rm y Rt, es decir, cuando en el pozo hay lodo muy salado y la resistividad de las capas de interés es mayor a 200 Ω.m; también en condiciones de alto contraste de resistividad con las capas adyacentes (Rt/Rs ó Rs/Rt) y cuando el espesor de las capas de interés es menor a 10 pies. Cuando se conoce la porosidad y la resistividad del agua de formación Rw se puede hallar la relación Rmf/Rw e ingresar a la Figura 5.16, la cual muestra el campo de aplicación de los lateroperfiles y de los perfiles de inducción. Cuando las condiciones 5-14

no resultan favorables para utilizar lateroperfiles entonces se recomienda utilizar perfiles de inducción y viceversa.

30

25

Se prefieren sondas de Inducción por encima de la curva de Rw

20

15

Rw = 1 Ω.m Se prefieren Lateroperfiles

10

5 Usar ambos registros por debajo de la curva Rw apropiada

0

.5

.7

1.

2.

3.

4. .5

.7.

10.

20

30

Rmf / Rw

Figura 5.16 Campo de aplicación de los lateroperfiles y de los perfiles de inducción Presentación de perfiles y escalas La sonda DLL mide tres curvas de resistividades: lateroperfil profundo LLd, lateroperfil somero LLs y Rxo. La curva Rxo es adquirida con la sonda de microresistividad MSFL que se acopla al DLL y que va montada sobre un patín que se abre cuando el DLL esta en el fondo del pozo. El dispositivo DLL-MSFL adicionalmente mide el calibre del pozo, el perfil de rayos gamma y opcionalmente el perfil SP (Figura 5.17). En el perfil DLL-MSFL, las zonas con hidrocarburos móviles son fácilmente reconocibles porque las tres curvas de resistividad siguen el siguiente patrón: RLLd>RLLs>RMSFL. Por el contrario, las zonas acuíferas siguen el patrón inverso RMSFL> RLLs> RLLd. De otro lado, a mayor separación entre las curvas RLLd y RLLs mayor saturación de hidrocarburo. Cuando las tres curvas presentan separación mínima significa que la invasión fue muy somera o que no hubo invasión, indicando así que la zona es impermeable. Las escalas de los lateroperfiles inicialmente eran lineales pero actualmente se prefieren las escalas híbridas y logarítmicas. Las escalas logarítmicas permiten leer con facilidad y precisión resistividades en el extremo de bajos valores y a su vez mostrar un amplio rango de resistividades.

5-15

SP - CALIBRE

DOBLE LATEROPERFIL - MSFL

SP 6

Calibre (pulg)

Lateroperfil profundo Lateroperfil somero Micro SFL

16

Diámetro de broca

.2

1

10

100

1000

Figura 5.17 Presentación de la combinación Doble Lateroperfil-MSFL Factores Ambientales A pesar del enfocamiento de la corriente de investigación que se logra con las herramientas con electrodos enfocados, las mediciones obtenidas con estas herramientas son influenciadas por la resistividad de la zona virgen Rt, que es la resistividad que se pretende medir, por las resistividades del pozo, de las capas adyacentes y de la zona de invasión. En consecuencia, la resistividad aparente Ra que se obtiene con estas herramientas puede resultar mayor o menor que la resistividad verdadera Rt, dependiendo de los factores ambientales particulares del pozo y de la formación registrada. Las lecturas de las sondas enfocadas se afectan por lodos muy resistivos y por grandes diámetros de pozo, ya que Rm es medido en serie con Ri y Rt. Para obtener un valor razonable de Rt, las resistividades Rm y Ri deben ser pequeñas, lo que se consigue cuando se perfora con lodos salados.

5-16

En general se asume que el Lateroperfil de investigación profunda LLd mide con precisión Rt a menos que: • Rt/Rm sea mayor que 10 • Rt/Rs sea mayor que 10 • El diámetro de pozo dh sea mayor que 12 pulgadas • El espesor de la capa de interés sea menor que 15 pies. • La invasión sea mayor que 40 pulgadas. Correcciones al Doble Lateroperfil –Rxo Las lecturas Rt del LLd y las lecturas Rxo del MSFL se deben corregir cuando se presenta alguna o varias de las condiciones arriba citadas. Si se requiere, primero se corrige por efecto de pozo y luego si es necesario por espesor de capa y por último se corrige por efecto de invasión. Correcciones por Efecto de pozo Las lecturas LLd y LLs se deben corregir por diámetro de pozo y por resistividad del lodo. La lectura MSFL no se afecta por el diámetro de pozo, porque es de patín, pero sí por espesor de la torta (hmc) y por resistividad de torta (Rmc). Esta corrección se explicará más adelante en el numeral correspondiente a la sonda MSFL. Las diferentes compañías de servicio tienen sus propias cartas para hacer estas correcciones, las cuales no se deben utilizar para corregir lecturas obtenidas con herramientas de otra compañía. En estas cartas se ingresa por el eje horizontal con el valor de la relación RLLd/Rm o RLLs/Rm y se obtiene un factor de corrección en el eje vertical, que se multiplica por las resistividades aparentes RLLd o RLLs de la sonda, para obtener la resistividad corregida RLLd o RLLs respectivamente. Efecto de espesor de capa (Efecto de hombro). Cuando una sonda lateroperfil esta frente a una capa delgada cuya resistividad difiere de la resistividad de las capas superior e inferior adyacentes, la corriente tiende a fluir por la capa de menor resistividad. Si las capas adyacentes tienen menor resistividad Rs que la resistividad Rt de la capa de interés, la resistividad aparente medida Ra resultará muy baja con relación a la resistividad verdadera Rt. Contrariamente, si las capas adyacentes tienen mayor resistividad Rs, la resistividad aparente medida Ra resultará muy alta con relación a la resistividad verdadera Rt. Este efecto también se conoce con el nombre de efecto de hombro (Figura 15.18).

Rm

Rs

Ra = Rt

Rs

Rs poco resistivo

Rs =

Ra < Rt

Ra > Rt

Rm

Ra exacta

Rs

Rm

Ra muy alta

Figura 5.18 Efecto de espesor de capa sobre la medición de Rt. 5-17

Rs Ra muy baja

Al efecto de la capa delgada se suma el efecto derivado de la relación Rs/Rm, el cual es muy fuerte para bajos valores de esta relación, es decir, para lodos dulces, muy resistivos. Para corregir por el efecto de hombro las diferentes compañías de servicios disponen de cartas de uso exclusivo para cada lateroperfil. En estas cartas se ingresa en el eje horizontal con el espesor de capa en pies y se obtiene en el eje vertical un factor de corrección que se multiplica por la resistividad aparente Ra de la sonda para obtener la resistividad Rt corregida. Corrección por invasión Después que las lecturas de los lateroperfiles han sido corregidas por efecto de pozo y por espesor de capa se debe corregir por profundidad de invasión, mediante la carta tornado. En esta carta se grafican las siguiente relaciones calculadas con las tres resistividades aparentes leídas por el dispositivo DLL-Rxo: en el eje horizontal RLLd/RLLs y en el eje vertical RLLd/Rxo (Figura 5.19). La carta contiene tres conjuntos de líneas: el conjunto de líneas horizontales muestra el valor Rt/Rxo; el conjunto de líneas verticales a trazas muestra el valor del diámetro de invasión di y el conjunto de lineas verticales continuas muestra el valor de Rt/RLLd. El valor Rt/RLLd obtenido en la carta permite calcular la resistividad Rt corregida por invasión aplicando la siguiente ecuación: Rt Ec. 5. 9 (RLLd ) Rt correg = RLLd

Con el valor Rt/Rxo obtenido en la carta y con el valor de Rt corregido obtenido con la ecuación anterior se calcula el valor de Rxo corregido por invasión con la siguiente ecuación: Rt correg Ec 5.10 Rxo correg = Rt Rxo La carta tornado también se conoce con el nombre de carta mariposa porque tiene dos alas. En pozos con lodos salados, que es el campo de aplicación de los lateroperfiles, la resistividad Rxo es pequeña y por tanto la relación RLLd/Rxo resulta ser mayor>1, lo que significa que los puntos caen en el ala grande de la grafica; por el contrario cuando excepcionalmente se usan lateroperfiles con lodos dulces, puede resultar que RLLd/RxoR1” la separación es positiva, cuando R2” Δtalter > Δtvirgen

Figura 7.9 Investigación de la zona virgen con la herramienta sónica de espaciamiento largo LSS. El perfil de la herramienta de espaciamiento largo muestra en la pista 3 dos curvas de tiempo de viaje, una de espaciamiento corto y otra de espaciamiento largo (Figura 7.10). En las zonas no alteradas las dos curvas se superponen y en las zonas alteradas la curva de espaciamiento corto lee tiempos de viaje mayores que la curva de espaciamiento largo, indicando así que hubo alteración a lo largo de la pared del pozo.

7 - 18

CALIBRE 6

PULGADAS

6

UNIDADES API

POROSIDAD DE DENSIDAD 16

60

16

60

GAMMA

%

0

POROSIDAD NEUTRÓNICA %

0

ΔtC ESPACIAM. LARGO 170

MICROSEGUNDOS/FT

70

ΔtC ESPACIAM. CORTO 170

MICROSEGUNDOS/FT

70

ΔtC ESPACIAM. LARGO

GAMMA

CALIBRE

φN

φD

ΔtC ESPACIAM. CORTO

Figura 7.10 Presentación del perfil sónico de espaciamiento largo LSS 7.13

CONCLUSIONES SOBRE LA HERRAMIENTA SONICA COMPENSADA

Respecto a la herramienta sónica compensada estandar se puede concluir:

• En rocas con porosidad intergranular se obtiene buenos resultados con la formula de Wyllie. • Se puede correr en combinación con el perfil de inducción, el perfil de rayos gamma y el 7 - 19

calibre del pozo. • Posee excelente resolución vertical (2 pies) y además sus mediciones no son afectadas por ni por la temperatura ni por presión • Permite identificar algunas litologías del grupo de las rocas evaporitas. Se utiliza para hacer correlaciones litológicas cuando otros perfiles no ofrecen resultados satisfactorios • En combinación con otros perfiles de porosidad permite determinar porosidad secundaria • Es muy versátil, ya que además de la curva Δtc puede registrar el perfil de adherencia del cemento y el perfil del espectro sísmico, indispensables para evaluar la calidad de la cementación del revestimiento. 7.14

EJERCICIOS

Ejercicio 7.1 El perfil ISF-Sónico de la figura 7.11 corresponde a una secuencia arenisca-shale sobrepresionada. 1. Determinar la porosidad sónica de las zonas A, B, C y D 2. Determinar la saturación de agua de cada zona. 3. Determinar que fluido contienen las zonas las zonas de interes. PERFIL ELÉCTRICO SP

PERFIL SÓNICO

RESISTIVIDAD

- 150 +

0

2

0

10

Rt ~ 4.0

μseg/ft 175

125

A

7300

B

Rt ~ 20

C

7400

7500

D 45 mV

Rt = Ro = 0.3

Rmf = 0.16 @ 136°F Areniscas y Shale

Figura 7.11 Perfil ISF/Sonico (Tomado de Hilchie, 1982)

7 - 20

75

Ejercicio 7.2 El perfil de DIL combinado con el perfil sónico de la figura 7.12 corresponde a una secuencia de caliza-shale. Del cabezal del pozo se conoce la siguiente información: BHT=159° F a 7.000 pies, Rm= 3,2 Ωm a 75° F, Rmf=2,7 Ωm a 75° F, herramienta centrada con Stand Off=1,5”. Asumir Ts=80° F. Se recomienda seguir el siguiente procedimiento: 1. Determinar Tf 2. Convertir Rmf a temperatura de formación 3. Leer el SP del perfil 4. Corregir SP por espesor de capa si es necesario 5. Determinar Rmfe 6. Determinar Rwe 7. Convertir Rwe a Rw a Tf 8. Leer las resistividades ILD, ILM y SFL 9. Decidir si aplicar corrección por efecto de pozo y efecto de hombro 10. Corregir por efecto de invasión con carta tornado 11. Determinar Δtlog frente a zona de interés 12. Determinar porosidad sónica 13. Determinar tipo de hidrocarburo presente 14. Corregir porosidad por presencia de hidrocarburo (si es necesario) 15. Determinar Sw por el método Rwa 16. Determinar Sw por el método Ro 17. Determinar Sw por Archie (usar Rt corregido por invasión) 18. ¿Recomendaría usted bajar otras herramientas? 19. ¿Recomendaría abandonar o completar el pozo?

Figura 7.12. Perfil DIL para el ejercicio 7.2 (Tomado de Brock,1984)

7 - 21

7 - 22

8

8.1

PERFIL DE DENSIDAD DE FORMACIÓN

INTRODUCCIÓN

El perfil de densidad de formación es primordialmente un indicador de porosidad y constituye una de las herramientas más valiosas del arsenal utilizado en la evaluación de formaciones. La primera herramienta de densidad que usó el efecto de la dispersión y absorción de los rayos gamma, salió al mercado a comienzos de los años 50. Esta herramienta inicialmente fue desarrollada para medir in situ la densidad de las rocas del subsuelo, para que sirviera de ayuda a los geofísicos en la interpretación de la información gravimétrica. A finales de los años 60 apareció la herramienta de densidad compensada (doble detector) de rayos gamma, que permitió hacer determinaciones confiables de porosidad a partir de mediciones de densidad. A comienzo de los años 80 salió al mercado una versión moderna de la herramienta compensada de densidad, que se llamó herramienta de litodensidad, diseñada para determinar porosidad y adicionalmente identificar litología; en años recientes apareció una versión más sofisticada de esta herramienta que posee tres detectores de rayos gamma. 8.2

USOS DEL PERFIL DE DENSIDAD DE FORMACION

La herramienta de densidad de formación es usa en pozos abiertos, perforados con cualquier tipo de lodo. En combinación con otras herramientas de porosidad, además de estimar porosidad, sirve para: • Determinar litología • Determinar tipo de fluidos porales • Evaluar areniscas arcillosas y litologías complejas 8.3

FUNDAMENTO TEÓRICO

La herramienta de densidad mide densidad de electrones ρe , más no la densidad total ρb del conjunto roca-fluido que es la propiedad investigada. Sin embargo, estas dos densidades están estrechamente relacionadas mediante las siguientes ecuaciones: En sustancias elementales la relación es la siguiente: ⎛ 2Z ⎞ ρe = ρb ⎜ ⎟ ⎝ A ⎠ Donde: Z = número atómico (número de electrones por átomo) A = peso atómico ρb = densidad total ρe= índice de densidad electrónica.

Ec. 8.1

Para la mayoría de las sustancias elementales que se encuentran en las rocas, el factor 2(Z/A) es muy cercano a 1, a excepción del hidrogeno, como se aprecia en la Tabla 8.1 (Halliburton, 1991) Tabla 8.1 Factor 2(Z/A) para algunas sustancias elementales Elemento

A

Z

H C O Na Cl Mg Al Sl K Ca

1.008 12.011 16.000 22.990 35.460 24.320 26.980 28.090 39.100 40.080

1 6 8 11 17 12 13 14 19 20

2

Z A

1.9841 0.9991 1.000 0.9569 0.9588 0.9868 0.9637 0.9968 0.9719 0.9980

En sustancias compuestas la relación es la siguiente: ⎞ ⎛ ∑Z ⎟ ρ e = ρb ⎜⎜ 2 ⎟ Peso molecular ⎠ ⎝ Donde: Z = número atómico (número de electrones por átomo) A = peso molecular ρb = densidad total ρe= índice de densidad electrónica.

Ec. 8.2

Para la mayoría de las sustancias compuestas que se encuentran en las rocas, la cantidad entre paréntesis también es muy cercana a 1 como se aprecia en la Tabla 8.2 (Halliburton, 1991) Tabla 8.2 Factor 2 Compuesto

∑Z para algunas sustancias compuestas Peso Molec.

Fórmula Química

Densidad Total

ρb Cuarzo Calcita Dolomita Anhidrita Silvinita Halita Yeso Agua

SiO2 CaCO3 CaCO3MgCO3 CaSO4 KCl NaCl CaSO4 2H20 H2O

2

∑Z Peso Molec .

2.654 2.710 2.870 2.960 1.984 2.165 2.320 1.000

0.9985 0.9991 0.9977 0.9990 0.9657 0.9581 1.0222 1.1101 8-2

Densidad Electrónica

Densidad Aparente

ρe

ρa

2.650 2.708 2.863 2.957 1.916 2.074 2.372 1.110

2.648 2.710 2.876 2.977 1.863 2.032 2.351 1.00

Agua salad. 200 Kppm

1.146

1.0797

1.237

1.135

La densidad aparente ρb que aparece en la última columna de la tabla anterior, que es el parámetro que lee la herramienta, se relaciona con la densidad electrónica ρe mediante la siguiente ecuación: ρa= 1.0104 – 0.1883

Ec 8. 3

La anterior ecuación, consecuencia del hecho que las herramientas de densidad se calibran en calizas de alta pureza y de densidad conocida saturadas con agua, se explica más adelante en el numeral 8.8. 8.4

FUENTES RADIOACTIVAS DE RAYOS GAMMA

La herramienta de densidad utiliza una fuente radioactiva artificial, de origen químico (Cesio137 ó Co60), que emite de forma continua rayos gamma de mediana energía. Este hecho exige que la fuente permanezca aislada dentro de un blindaje de tungsteno, que es impermeable al paso de los rayos gamma. Cuando la herramienta está en operación, la radiación sale a través de una ventana del blindaje que se abre y que se aplica directamente a la formación. El cesio decae con un periodo de vida media de aproximadamente 33 años y emite rayos gamma a 0,662 MeV, en tanto que el cobalto decae con un periodo de vida media de 5,2 años y emite rayos gamma a 1,17 y 1,33 MeV. Las fuentes radioactivas de cesio se prefieren sobre las de cobalto porque son más estables. 8.5

INTERACCIONES DE LOS RAYOS GAMMA

Los rayos gamma son partículas radioactivas que viajan a la velocidad de la luz y que una vez penetran en la formación, colisionan con los electrones de los átomos allí presentes. En las colisiones de los rayos gamma con los electrones de los átomos de la formación se dan 3 tipos de interacciones: • Producción de par • Efecto Compton de Dispersión • Absorción fotoeléctrica 8.5.1 Producción de Par La producción de par ocurre cuando un rayo gamma con un nivel de energía mayor a 10 MeV colisiona con un átomo; en este caso, el rayo gamma incidente se transforma en un par electrón-positrón. (Figura 8.1) 8.5.2 Efecto Compton de Dispersión El efecto Compton de Dispersión ocurre cuando un rayo gamma incidente colisiona con un electrón y como resultado el electrón sale de su orbita y el rayo gamma pierde energía y 8-3

es dispersado. Este efecto ocurre a niveles de energía entre 0,075-10 MeV. (Figura 8.1). Las herramientas de densidad miden el número de colisiones de tipo Compton de Dispersión y lo relacionan con la densidad de electrones ρe, la cual a su vez es relacionada con la densidad total de formación ρb. 8.5.3 Efecto Fotoeléctrico El efecto fotoeléctrico ocurre cuando un rayo gamma de baja energía colisiona con un electrón que lo absorbe y gana toda su energía y como resultado el electrón es eyectado del átomo. Este efecto comienza a niveles de energía por debajo de 0,1 MeV, pero predomina a niveles de energía inferiores a 0,075 MeV. (Figura 8.1). Este es el efecto utilizado en las modernas herramientas de litodensidad.

Figura 8.1 Tres tipos de interacciones de los rayos gamma con un atomo de silicio 8.6

PRINCIPIO DE OPERACION DE LA HERRAMIENTA

Los rayos gamma emitidos por la fuente radiactiva de cesio, con energía de 0.66 MeV, ingresan a la formación y en unos cuantos milisegundos, después de muchas colisiones, unos son dispersados en diferentes direcciones por el efecto Compton y otros, ya rayos debilitados, son finalmente absorbidos. En cada colisión los rayos gamma pierden energía y después de un número indeterminado de colisiones, algunos rayos gamma debilitados caen en el detector de la herramienta. El detector esta blindado a fin de dejar pasar únicamente a los rayos gamma con energía entre 0.2-0.66 MeV, que es el rango en que ocurre el efecto Compton de dispersión. Por esta razón, esta herramienta también es conocida como herramienta gamma-gamma. La herramienta de densidad está diseñada para contar no solo la cantidad de rayos gamma debilitados que llegan al detector, lo que permite, obtener la densidad de electrones ρe de la formación, sino también para medir su energía de retorno, lo que posibilita construir el espectro de energía de los rayos gamma que llegan a los detectores. 8-4

Como se puede observar en la Figura 8.2, en la cual se grafican dos espectros correspondientes a dos formaciones de diferente densidad ρ1 y ρ2 (ρ2 > ρ1). Se observa que a mayor densidad de formación, menor número de rayos gamma o cuentas por segundo caen en los detectores. Además se observa que los rayos gamma de alta energía (250-600 KeV), sujetos al efecto Compton de Dispersión, proporcionan información sobre la densidad de la formación y los rayos gamma de baja energía (40-90 KeV), sometidos al efecto fotoeléctrico, proporcionan información sobre la litología.

Figura 8.2

8.7

Efecto de la densidad total de formación ρb sobre el espectro de energía de los rayos gamma. (Reformado de Schlumberger, 2000)

EQUIPO DE MEDICION

La herramienta de densidad consiste de un patín blindado, que contiene la fuente radioactiva en el extremo inferior y dos detectores de rayos gamma, uno cercano y otro lejano. El patín es presionado firmemente contra la pared del pozo por medio de un brazo descentralizador que se activa hidráulicamente y que a su vez mide el calibre del diámetro del hueco. (Figura 8.3) Existen herramientas de densidad, diseñadas para registrar pozos de diámetro pequeño, que no usan patín, sino que todo el cuerpo de la herramienta se pega a la pared del pozo con la ayuda de descentralizadores. 8-5

Como la herramienta registra subiendo, la presión de la herramienta sobre la pared del pozo y el filo de su borde superior, permiten cortar la torta de lodo y dejar en contacto la fuente radiactiva con la formación, consiguiendo con ello minimizar el efecto del lodo y de la torta sobre la medición de la herramienta. En pozos someros y de mediana profundidad la torta de lodo es blanda y el borde superior del patín retira toda la torta con facilidad, pero en pozos profundos la torta es dura de cortar y generalmente quedan residuos entre la herramienta y la formación. Si la densidad total de la formación ρb y la densidad de la torta ρmc se mantienen constantes, entonces las variaciones en el espesor de la torta se pueden corregir con la gráfica de tasa de cuentas de los detectores cercano y lejano. Cuando no hay torta, la grafica de tasa de cuentas del detector lejano versus las cuentas del detector cercano es una línea recta y cuando el espesor de la torta varía, se obtiene una línea curva llamada espina. (Figura 8.3). La rugosidad de la pared del pozo y la torta producen diferente efecto sobre cada detector del patín, de suerte que combinando la respuesta de los dos detectores se puede compensar por el efecto de la torta sobre la medición. A mayor densidad de la torta menor tasa de cuentas en cada detector. Durante le perfilaje de un pozo, las herramientas compensadas aplican automáticamente una corrección al perfil ρb, por rugosidad de la pared y por efecto del lodo y de la torta y grafican simultáneamente la curva Δρ en g/cm3 en las pistas 2 y 3 con el valor de la corrección aplicada al perfil ρb. Cuando la corrección Δρ excede 0.2 g/cm3 se considera que la lectura no es confiable.

Figura 8.3 Herramienta de densidad compensada. Efecto de la torta sobre la tasa de cuentas de los detectores cercano y lejano. (Tomado de Brock, 1984) 8-6

La herramienta de densidad generalmente se acompaña con la herramienta de microresistividad MSFL, que también es de patín y se corre pegada a la pared del pozo para minimizar el efecto del lodo sobre la medición de Rxo. La herramienta de densidad se conoce en la industria con diferentes nombres: Densidad Compensada Densidad Espectral Densidad de Formación Litodensidad

(CDL- Halliburton) (SDL-Halliburton) (FDC-Schlumberger) (LTD-Schlumberger)

Sección Electrónica

Sonda Brazo del Calibrador

Patín del Microperfil

Detector de espaciamiento largo Detector de espaciamiento corto Fuente

Figura 8.4 Herramienta de densidad de formación, ensamblada con la herramienta microesférica enfocada. 8-7

8.8

CALIBRACIÓN DE LA HERRAMIENTA Y CONTROL DE CALIDAD

Las herramientas de densidad se calibran con un patrón primario, consistente en un pozo construido en la Universidad de Houston, construido de conformidad con normas API, el cual contiene calizas de alta pureza (100% CaCO3) de densidad conocida, saturadas con agua dulce. Además, en las bases de trabajo las compañías de servicio disponen de un patrón secundario de calibración, que consiste de dos bloques, uno aluminio y otro de azufre, cuyas densidades se conoce con precisión, con orificios que permiten introducir la sonda a calibrar. Debido a que estos bloques, son pesados y difíciles de transportar (llegan a pesar hasta 400 libras), en campo se utilizan calibradores portátiles, que contienen pequeñas fuentes de rayos gamma que reproducen la misma tasa de cuentas que proporcionan los bloques. El calibrador de campo, el patín con los detectores y la fuente radiactiva, forman un conjunto seriado, es decir, que si el número de serie de alguno de los tres componentes del conjunto no coincide con la serie de los otros dos componentes, el perfil adquirido con este conjunto se debe rechazar. La sección repetida del perfil debe coincidir con la misma sección del perfil principal, en cuanto al valor de densidad total, admitiendo diferencias no mayores a 1-2 centésimas de g/cm3. La mejor forma de controlar la calidad de este perfil es examinando el perfil del calibre del pozo con el cual correlaciona bien. El hecho que el factor 2(Z/A) para el hidrogeno sea cercano a 2, complica la calibración de la herramienta de densidad, porque como las herramientas de densidad se calibran para que lean porosidad en calizas saturadas con agua, entonces se requiere calcular la porosidad electrónica de los dos compuestos: caliza y agua. La densidad electrónica ρe para la calcita (mineral constituyente de la caliza) que tiene como formula química CaCO3 y densidad total ρb = 2.710 g/cm3 es igual a: ⎞ 20 + 6 + (3)(8) ⎟⎟ = (2.710 )(0.99949) ⎝ 40.04 + 12.011 + (3)(16 ) ⎠ ⎛

ρ e = (2.710)(2)⎜⎜

ρ e = 2.7086 g/cm3 La densidad electrónica ρe para el agua que tiene como formula química H2O y densidad total ρb = 1.0 g/cm3 es igual a: ⎛ 2+8 ⎞ ⎟ = (1.0 )(1.1101) ⎝ 2.016 + 16 ⎠ ρ e = 1.1101 g/cm3

ρ e = (1.0 )(2 )⎜

Como las herramientas de densidad se calibran para que lean el valor de porosidad electrónica igual a ρ e = 2.7076 g/cm3 en caliza y ρ e = 1.1101 g/cm3 en agua, se requiere realizar una regresión lineal para convertir la densidad electrónica ρe a densidad total ρb que es el parámetro que lee el perfil de densidad (Figura 8.5). 8-8

Densidad Total (lo que lee el perfil)

ρb(g/cm 3) 100% Calcita (Caliza)

3

(2.708,2.71) 2 ρb = ρa =1.0704 ρe - 0.188 1

100% Agua (1.11, 1.00) ρe(g/cm 3) 2

1

3

Densidad electrónica (lo que la sonda mide) Figura 8.5 Conversión de densidad electrónica ρe a densidad total ρb . Como resultado de la regresión se obtiene: ρb = 1.0704·ρe - 0.1883

Ec. 8.4

Donde ρb es la densidad total, la lectura calibrada de la herramienta. En calizas, areniscas y dolomitas saturadas con agua, la porosidad aparente ρa que mide la herramienta es prácticamente igual a la densidad total ρb. (Tabla 8.2) Otras litologías como halita, silvinita, anhidrita y formaciones gasíferas requieren una pequeña corrección. 8.9

FACTORES QUE AFECTAN LA MEDICION

Debido a que la profundidad de investigación de la herramienta de densidad es en promedio 6 pulgadas, el fluido poral presente es principalmente filtrado de lodo, cuya densidad varía de 0.8-0.9 para lodos base aceite, 1.0 para lodos dulces y 1.1-1.2 para lodos salados. El número de rayos gamma debilitados que caen en los detectores están sujetos a variaciones estadísticas. Con el propósito de suavizar estas variaciones estadísticas, al número de cuentas se les aplica un filtro de tiempo de 2 ó 3 segundos cuando la densidad de la formación es baja, ó de 4 segundos cuando se trata de formaciones muy densas que reducen la cantidad rayos gammas que alcanzan los detectores. 8-9

La velocidad de registro y la constante de tiempo están interrelacionadas y se acostumbra usualmente que el producto de estas dos variables no debe ser mayor a 1 pie; normalmente el filtro de tiempo es de 2 segundos y la velocidad es de 0.5 pie/seg.

8.10

DETERMINACION DE POROSIDAD

La densidad total ρb (g/cm3) de una formación limpia es la suma ponderada de las contribuciones de la densidad de la matriz y de la densidad del filtrado del lodo: ρb = φ·ρf + (1 - φ)·ρma

Ec. 8.5

Despejando la porosidad se obtiene:

φD =

ρ ma − ρ b ρ ma − ρ f

Ec. 8.6

donde: ρma= constante para cada tipo de roca ρf = densidad del filtrado del lodo ρb = densidad total El modelo matemático para convertir ρb a unidades de porosidad se ilustra en la siguiente gráfica:

Espacio poroso

φ Matríz (1 -

φ)

Figura 8. 6 Modelo para convertir densidad total ρb en unidades de porosidad. De lo anterior se concluye que para convertir densidad total ρb a unidades de porosidad es indispensable conocer el valor de la densidad del filtrado del lodo y la densidad de la matriz ρma, es decir, la litología de la zona de interés.

8 - 10

Tabla 8.3 Densidad de matriz de las principales litologías (Schlumberger, 1972) MATRIZ Areniscas, arenas, cuarzo Areniscas calcáreas Calizas Dolomitas

DENSIDAD (ρMA ) 2.65 2.68 2.71 2.87

La conversión de densidad total ρb a unidades de porosidad se puede hacer gráficamente utilizando la siguiente carta: 1.0 0.9 0.8

ρf 1.1

ρm

a

ρm

a

= 2. 87 =2 ρm (d .8 a olo 3 ρm = 2 m .7 a it a 1( ρm = 2 ) ca a . 6 =2 l ci 8 .6 ta ) 5( cu ar zo ar en is ca )

1.2 40

φ, po rosidad, (u.p.)

30

ρ -ρ φ = ρma -ρb ma f

20

10

0

2.8

2.6

2.4

2.31

2.2

2.0

ρ b , densidad total (g/cc)

Figura 8.7 Estimación de la porosidad a partir de la densidad total ρb (Tomado de Schlumberger, 1972) La densidad del filtrado del lodo es función no solo de la salinidad, sino también de la presión y la temperatura; a 75º F y presión atmosférica la relación entre la salinidad de NaCl y la densidad es la siguiente: ρw =1+ 0.73·P

Ec. 8.7

Donde: P= concentración de NaCl en ppmx10-6 8 - 11

8.11

EFECTO DE LOS HIDROCARBUROS

La presencia de petróleo residual en la zona lavada, afecta muy poco la lectura del perfil de densidad porque la densidad del aceite y la del agua no son muy diferentes. En contraste, cuando en la zona lavada existe gas residual, la densidad ρb es muy baja y por tanto la porosidad calculada resultará mayor a la real. Para corregir por este efecto cuando la densidad del gas no se conoce, Hilchie (1982) sugiere usar ρf = 0.7 g/cm3. 8.12

EFECTO DEL SHALE

La presencia de shale en una roca reservorio hace que la densidad total ρb que mide la herramienta de densidad resulte un poco menor que porosidad efectiva, porque la densidad del shale es menor que la densidad de la matriz de los reservorios. Se ha observado que la densidad del shale varía entre 2.2 a 2.65 gr/cm3 y que normalmente aumenta con la profundidad de enterramiento. Además se sabe que el shale disperso o diseminado entre los espacios porales tiene menor densidad que las capas de shale aledaño. En zonas sobrepresionadas, debido al exceso de agua que contienen, los shales poseen menor densidad comparada con la densidad que tendría un shale normal a la misma profundidad que la de la zona sobrepresionada. El hecho de que el efecto de la sobrepresión en los shale se manifieste hasta 1.000 pies por encima de los reservorios sobresionados, se utiliza para predecir la existencia a profundidad de zonas porosas sobrepresionadas. Cuando se sospecha de la existencia de reservorios sobrepresionados los pozos se perforan y se registran por tramos, para estudiar las variaciones en la compactación de los shale en el perfil de densidad. El modelo de un reservorio de arenisca que contiene shale se puede representar así:

Espacio poroso

φ Shale Vsh Matríz (1 -

φ - Vsh)

8.8 Modelo de reservorio de arenisca que contiene shale. Donde: 8 - 12

φ = ρsh = ρf = Vsh = ρma=

volumen de espacio poroso densidad del shale densidad del filtrado volumen del shale densidad de matriz

La densidad total ρb del conjunto roca-fluido es: ρb = (1-φ-Vsh)· ρma + Vsh·ρsh + φ·ρf

ρb =

(ρ (ρ

ma ma

Ec. 8.8

− ρ b ) Vsh (ρ ma − ρ sh ) − (ρ ma − ρ f ) − ρf )

Ec. 8.9

La ecuación anterior se puede escribir en forma simplificada así: ρb = φD - Vsh·φDsh Donde: φDsh = porosidad aparente de densidad del shale aledaño φD = porosidad de densidad de reservorio con shale Vsh = volumen de shale

Ec. 8.10

Si a la porosidad de densidad se sustrae el producto de la porosidad del shale por el volumen de shale se obtiene la porosidad efectiva Φe de la roca reservorio: Φe = φD - Vsh·φDsh Ec. 8.11 8.13

EFECTO DEL GAS

El modelo de una roca reservorio que además de filtrado de lodo contiene gas en sus poros, se puede representar así:

Espacio poroso

φ.(1-Sxo) (φ.Sxo)

Matríz (1 - φ)

8.9 Modelo de roca reservorio libre de shale pero con gas. La densidad total del conjunto roca-fluidos es: 8 - 13

ρb = (1− φ)ρma + φ.Sxo.ρmf + φ(1− Sxo )ρg φD =

(ρ

(ρ

ma

− ρb ) − ρ g ) − (ρmf − ρ g ).S xo ma

Ec. 8.12

Ec.

8.13 Mediante la formula de Archie para la zona lavada, se puede determina Sxo, siempre y cuando se conozca φ, Rxo y Rmf, pero hasta no determinar Sxo no se puede conocer φ. Este círculo vicioso se supera si se reorganiza la ecuación de Archie y se asume que m = n = 2 y que a= 1. Entonces se obtiene que: 1

⎛ Rmf ⎞ 2 φ·Sxo = ⎜ ⎟ ⎝ Rxo ⎠ Si ahora se reemplaza el valor de φ·Sxo en la ecuación 8.13, se obtiene:

(ρ φ

D

=

ma

⎛ Rmf ⎞ − ρ b ) + (ρ ma − ρ g )⎜ ⎟ ⎝ Rxo ⎠ ρ ma − ρ g

1

Ec. 8.14

2

E.c 8.15

En la ecuación 8.15 se conocen todos lo términos, excepto la densidad del gas ρg, la cual puede ser determinada aproximadamente mediante la siguiente expresión propuesta por Halliburton (1991): 0.18 g / cm 3 Ec. 8.16 ρg = 7.644 + 0.22 D Donde: D = profundidad de formación en pies. 8.14

PRESENTACIÓN DEL PERFIL DE DENSIDAD

El perfil de densidad incluye en la pista 1 el calibre del pozo, el perfil de rayos gamma y/o el perfil del SP; en las pistas 2 y 3 presenta en escala lineal los perfiles Δρ y ρB en g/cm3. Opcionalmente en la pista 3 incluye un perfil de porosidad de densidad calculado generalmente en unidades de porosidad de caliza y en escala compatible con la escala del perfil de ρb.

8 - 14

GR & CALIBRADOR

DENSIDAD TOTAL GRAMOS/CC

PROF.

GAMMA RAY CORRECCIÓN

(Unidades API)

0

CORRECCIÓN -0.5

100

0

+0.5

DIÁMETRO DE POZO (Pulgadas)

6

2.0

16

2.5

5" = 100' ZONAS

8

7

6

5

4 3 5600

2

1

5700

8 - 15

3.0

Figura 8.10 Presentación del perfil de densidad (Tomado de Dresser Atlas, 1982)

8.15 HERRAMIENTA DE LITODENSIDAD

8 - 16

9. PERFIL NEUTRÓNICO 9.1 INTRODUCCIÓN Las herramientas neutrónicas fueron los primeros instrumentos en usar fuentes radioactivas para determinar la porosidad de las formaciones en un pozo. Posteriormente, cuando apareció la herramienta de densidad de formación, la herramienta neutrónica fue utilizada en conjunto con esta para corregir las mediciones de la porosidad obtenidas en reservorios que contienen gas o shale. La herramienta neutrónica responde a la concentración de átomos de hidrógeno presentes en una formación. En formaciones limpias, desprovistas de shale, la herramienta neutrónica mide con precisión la cantidad de porosidad llena con líquido, ya sea aceite o agua. 9.2 USOS DEL PERFIL NEUTRÓNICO La herramienta neutrónica se puede correr en cualquier tipo de pozo, abierto o revestido, lleno con aire o con lodo ya sea base agua o base aceite. El perfil neutrónico se usa para: • • •

Determinar porosidad Identificar zonas con gas cuando se corre en combinación con el perfil de densidad Determinar el volumen de shale cuando se corre en combinación con el perfil de densidad • Evaluar litologías complejas en combinación con los perfiles de densidad y sónico. 9.3 FUNDAMENTO TEÓRICO Los neutrones son partículas eléctricamente neutras que tienen masa aproximadamente igual a la de un átomo de hidrógeno. La alta energía con que son emitidos de la fuente radioactiva, su carga neutra y su tamaño pequeño, les proporcionan suficiente poder de penetración para pasar la columna de lodo, alcanzar la formación e incluso atravesar el acero del revestimiento. Los neutrones son producidos por medio de fuentes químicas o a partir de fuentes pulsantes. Las fuentes químicas consisten de una mezcla de dos elementos que reaccionan juntos y emiten neutrones a 5,76 MeV. Las fuentes de origen químico una vez fabricadas son indestructibles y debido a que su actividad es continua, deben permanecer aisladas mediante blindaje cuando no están en uso, para evitar daño a las personas y al medio ambiente. La fuente química más utilizada es una mezcla de berilio (Be) con un elemento radiactivo emisor de partículas alfa como el radio, el plutonio o el americio (Ra, Pu o Am), de acuerdo a la siguiente reacción: 226 88Ra

→ 86Rn222 + 2He4

Ec. 9.1

Una partícula alfa consiste de dos protones y de dos neutrones y es idéntica al núcleo de un átomo de He; las partículas alfa bombardean al berilio para producir neutrones y rayos gamma según la siguiente ecuación: 9 4Be

+ 2He4 →

12 6C

+ n1 + rayos gamma

Ec. 9.2

Las fuentes pulsantes consisten de un acelerador de electrones que se activa y desactiva a voluntad. Cuando la fuente se activa, emite un pulso corto de electrones sobre un objetivo, el cual a su vez lanza un chorro de neutrones a 17,6 MeV. A partir del instante en que un neutrón penetra en una formación, su vida puede durar desde menos de un microsegundo hasta algo más de un milisegundo, dependiendo de la cantidad de átomos de hidrógeno presentes en la misma. Dentro de la formación, los neutrones sufren 3 tipos de interacciones, que se suceden en el tiempo en el siguiente orden: choque inelástico, choque elástico y absorción o captura del neutrón. •

Choque inelástico: ocurre cuando un neutrón con alta energía y alta velocidad choca contra un núcleo de la formación dejándolo en estado de excitación, del cual decae mediante la emisión de rayos gamma. Durante el primer microsegundo de vida, después de varias colisiones, el neutrón pierde energía por debajo del nivel necesario para excitar otros átomos y ya no pueden ocurrir más choques inelásticos. (Figura 9.1)

Figura 9.1 Interacciones del neutrón con los núcleos de los átomos de la formación. •

Choque elástico: es el principal mecanismo de pérdida de energía del neutrón y tiene lugar cuando un neutrón de mediana energía choca contra con núcleo estacionario, al cual transfiere parte de su energía cinética. La mayor pérdida de energía ocurre cuando un neutrón colisiona con un átomo de hidrógeno, el cual posee masa casi igual a la del neutrón. Pasados unos 5 microsegundos y después de muchas colisiones los neutrones quedan con un nivel de energía termal a 0,025 eV. En este estado coexisten con los átomos de la formación en equilibrio termal y continúan chocando 9-2

elásticamente, sin pérdidas significativas de energía, pero en cada colisión se van alejando de la fuente. El choque elástico es el principio utilizado en las herramientas neutrónicas que miden neutrones termales y epitermales.

• Absorción termal: es el proceso que pone término a la vida de los neutrones provenientes de la fuente y ocurre cuando un neutrón de baja velocidad y con energía termal (0,025 eV) es absorbido por un átomo; este último se convierte en un isótopo inestable que emite rayos gamma de captura, de acuerdo a la siguiente reacción: 1 1H + on1

→ 1H2 + rayos gamma

Ec. 9.3

Los átomos de hidrógeno y de cloro son los más eficientes en la absorción de neutrones termales. La absorción termal es el principio utilizado en otros tipos de herramientas neutrónicas como la de tiempo de decaimiento termal (TDT) y la herramienta de medición de saturación de reservorios (RST)

Figura 9.2 Pérdida de energía durante la vida de los neutrones. Como resultado de las anteriores interacciones, la profundidad de investigación de las herramientas neutrónicas es somera (6-12 pulg.) y depende de la distancia recorrida por los neutrones termales antes de su absorción. La profundidad de investigación también es función de densidad de formación y por ende de la porosidad; frente a formaciones porosas, la cantidad de átomos de hidrogeno presentes en los fluidos porales es alta y en consecuencia, la absorción ocurre mucho más cerca de la fuente que en formaciones de baja porosidad (Figura 9.3). Cuando no hay porosidad, la profundidad de investigación es máxima y equivale aproximadamente a 1 pie. 9-3

Figura 9.3 Profundidad de investigación de los neutrones antes de su captura (Tomado de Bassiouni, 1994) 9.4 PRINCIPIO DE OPERACIÓN La herramienta neutrónica responde a la cantidad total de hidrogeno presente en una formación, independientemente que se encuentre haciendo parte de los fluidos porales o haciendo parte del agua de cristalización que contienen algunos minerales. El índice de hidrogeno IH es la cantidad de hidrógeno por unidad de volumen de una formación. El IH del agua dulce por definición es igual a 1 y disminuye con la concentración de sales. En las salmueras el IH se calcula conociendo la concentración mediante la siguiente ecuación: IH = 1-0.4P

Ec. 9.4

Donde: P= concentración NaCl en ppmx10-6 El Índice de Hidrogeno en las salmueras también se puede estimar conociendo su densidad mediante la siguiente ecuación: IH = ρw(1-P) Donde: ρw = densidad de la salmuera (g/cm3) P= concentración NaCl en ppmx10-6

Ec. 9.5

9.5 EQUIPO DE MEDICION Las diferentes herramientas neutrónicas difieren en el tipo y número de detectores y en el espaciamiento entre fuente y detectores. Las primeras herramientas neutrónicas, diseñadas para medir neutrones termales y rayos gamma de captura, tenían la desventaja de que parte de los rayos gamma que median no estaban relacionados con la presencia de hidrogeno en la formación, sino con la presencia de cloro en el agua de formación o en el lodo. 9-4

Posteriormente surgieron las herramientas de patín que ponen a la fuente y a un detector de neutrones epitermales (0.4-100 eV.), en contacto con la pared del pozo, minimizando así el efecto del lodo en el pozo y el efecto absorbente del cloro de las aguas de formación. Las herramientas modernas compensadas poseen dos detectores de neutrones termales y una fuente de neutrones de americio-berilio que emite un flujo de neutrones de 4x107 N/seg,, de mayor intensidad que el flujo de otras fuentes, con lo cual se reducen las variaciones estadísticas de las mediciones (Figura 9.4). Las cuentas o número de neutrones termales que llegan a los detectores son inversamente proporcionales a la porosidad de la formación: a menor porosidad mayor número de cuentas. Debido a que el efecto del pozo sobre el conteo de neutrones es igual para los detectores cercano y lejano, la porosidad se determina como la razón: conteo detector cercano/conteo detector lejano.

Figura 9.4 Esquema de funcionamiento de la herramienta neutrónica compensada. La herramienta neutrónica compensada está diseñada para ser corrida en pozo abierto o en pozo revestido. En pozo abierto se corre pegada a la pared del pozo, ensamblada con las herramientas de densidad y rayos gamma y en pozo revestido se corre acompañada de la herramienta de rayos gamma y el detector de juntas CCL. (Figura 9.5)

9-5

Figura 9.5 Ensamblajes de la herramienta neutrónica compensada para pozo abierto y pozo revestido. 9.6 CALIBRACIÓN DE LA HERRAMIENTA Las herramientas neutrónicas se calibran en un pozo patrón existente en la Universidad de Houston, con formaciones de alta pureza y porosidad conocida (Figura 9.6). En los talleres de las compañías de servicio, se dispone de un patrón secundario de calibración que consiste de un tanque lleno de agua. En los pozos se utiliza un calibrador portátil que reproduce la misma tasa de cuentas que el tanque de calibración.

9-6

Figura 9.6 Pozo patrón utilizado en la calibración de las herramientas neutrónicas (Tomado de Bassiouni, 1994) Las herramientas neutrónicas reducen las variaciones estadísticas aplicando a las mediciones de los detectores un filtro de tiempo de 2 segundos y una velocidad de registro de 0.5 pies/seg. 9.7 EFECTOS AMBIENTALES Las correcciones por los efectos ambientales tales como: espesor de torta, salinidad del agua de formación, salinidad del lodo, peso del lodo, presión y temperatura del pozo se realizan con cartas apropiadas para cada tipo y marca comercial de herramienta. Generalmente la corrección neta por los efectos anteriores es pequeña, no mayor a 1–3 unidades de porosidad. 9.8 EFECTO DE LA LITOLOGÍA La medición de la herramienta es convertida a unidades de porosidad con relación a una determinada litología o matriz de calibración. Las herramientas neutrónicas se calibran generalmente en unidades de caliza. Si la litología frente a la zona de interés coincide con la matriz utilizada en la calibración de la herramienta, significa que la porosidad que lee la herramienta es porosidad verdadera; en caso contrario, la porosidad que lee la herramienta es porosidad aparente y debe ser convertida a unidades de porosidad verdadera teniendo en cuenta la litología de la zona de interés. Esta conversión se hace con cartas propias para cada tipo y marca de herramienta, como la que se muestra en la Figura 9.7 9-7

Figura 9.7 Carta para convertir porosidad neutrónica aparente en unidades de caliza a porosidad verdadera. 9.9 EFECTO DE LOS HIDROCARBUROS Debido a que el índice de hidrógeno del aceite es similar al índice de hidrogeno del agua, la presencia de aceite residual no afecta mucho a la herramienta neutrónica. En contraste, el índice de hidrógeno de un gas es muy bajo con relación al del agua, por tanto, la presencia de gas en la zona de investigación de la herramienta produce una porosidad neutrónica anómalamente baja. En zonas gasíferas, la porosidad neutrónica se puede determinar de forma aproximada, si además del perfil neutrónico se dispone del perfil de densidad, aplicando la siguiente formula:

φN + φD 2

φ N −D =

2

Ec. 9.6

2

Cuando las escalas de porosidad del perfil neutrónico y del perfil de densidad son compatibles, las zonas con gas se identifican por el llamado “efecto de gas”, que consiste en el cruce de estos dos perfiles de porosidad; el perfil neutrónico muestra bajos valores y el perfil de densidad altos valores de porosidad (Figura 9.8) 9-8

Figura 9.8 Efecto del gas sobre los perfiles de densidad total y porosidad neutrónica en unidades de arenisca. (Tomado de Halliburton, 1991) 9.10 EFECTO DEL SHALE La herramienta neutrónica lee todo el hidrógeno presente en la formación, incluso el hidrógeno de los poros del shale y el hidrógeno del agua de cristalización que poseen algunos minerales como el yeso (CaSO4.2H2O). φN = φNe + Vsh · φsh.

Ec. 9.7

Como consecuencia de lo anterior, la porosidad neutrónica leída frente a un reservorio con shale resulta demasiado alta; en este caso la porosidad neutrónica se convierte en porosidad efectiva restando a la porosidad neutrónica el producto del volumen del shale por la porosidad neutrónica del shale. φNe = φN – (Vsh · φNsh.)

Ec. 9.8

Cuando una roca reservorio contiene shale, el efecto de gas puede pasar inadvertido en los registros neutrónico y de densidad, porque el shale afecta al perfil neutrónico en forma opuesta a como lo afecta el gas. La corrección de la porosidad neutrónica por efecto de shale se puede realizar gráficamente interrelacionando las porosidades neutrónica y de densidad como se ilustra en la figura 9.9. Este método utiliza como insumo las lecturas de las dos herramientas frente a un shale típico y a una zona de interés y como resultado proporciona la porosidad 9-9

corregida por shale Φcor y el volumen de shale Vsh presente en la zona de interés.

Figura 9.9 Construcción del gráfico de interrelación de porosidad neutrónica ФN y porosidad densidad ФD.

9 - 10

9.11 PRESENTACIÓN DEL PERFIL GR CALIBRADOR

POROSIDAD NEUTRÓNICA

PROF.

GAMMA (Unidades API) 0

80

Unidades de Caliza, %

DIÁMETRO DEL POZO 6

(pulgadas)

16

30

20

10

0

GAMMA

A

CALIBRADOR

B

C

D

Figura 9.10 Perfiles de porosidad neutrónica en unidades de caliza.

9 - 11

9.12 EJERCICIOS Ejercicio 9.1 Determinar la porosidad verdadera de las cuatro zonas señaladas en el perfil de la figura 9.10, si la litología de las zonas fuera: 1. Arenisca. 2. Dolomita Ejercicio 9.2 Las siguientes porosidades fueron registradas con una herramienta neutrónica compensada (CNL) calibrada en unidades de arenisca. Determinar las porosidades verdaderas si la litología de las zonas fuera dolomita o si fuera caliza. ZONA A B C D

ARENISCA 12% 25% 9% 17%

DOLOMITA

CALIZA

Ejercicio 9.3

Ejercicio 9.3 Los perfiles de inducción y los perfiles compensados de densidad y neutrónico de la figura 9.11 fueron registrados en areniscas del Cretaceo. Del cabezal del pozo se conoce que Rmf=2.21 a 90° F y BHT=123° F a 3.300 pies y Ts= 60° F. Asumir que la zona B es acuífera y que la porosidad es uniforme en sentido vertical. 1. Determinar saturación de agua Sw en la zona A 2. Determinar tipo de hidrocarburo en la zona A

9 - 12

MILIVOTIOS DE POTENCIAL 20

Rmf

1.58

a

0

123

GUARDA 0 SOMERA AMP. 4 2000

°F

GAMMA 20

Unidades API para Rayos Gamma

0

CONDUCTIVIDAD 0 20 1000

GUARDA SOMERA

0 120

INDUCCIÓN

0

DENSIDAD TOTAL

GAMMA

RESISTIVIDAD EN OHMS.M2/M

1000

Gramos/cc (cuando Z/A = 0.5)

Unidades API para Rayos Gamma 150

1.65

CALIBRE 5

Diámetro medio pulgadas

2.65

2.15

POROSIDAD DE DENSIDAD (%)

15

60

0 POROSIDAD NEUTRÓNICA (%)

20

60

0

200

SP GUARDA SOMERA AMPLIFICADA

A

CALIBRE

CONDUCTIVIDAD

A

POROSIDAD NEUTRÓNICA

135

GUARDA SOMERA

GAMMA

POROSIDAD DE DENSIDAD

GAMMA

-100

INDUCCIÓN B

Perfil de Inducción

1370

B

Perfil de Densidad y Neutrónico

Figura 9.11 Perfil de inducción y perfiles compensados de densidad y neutrónico para el ejercicio (Perfil tomado de Bassiouni, 1994)

10 MÉTODOS DE INTERPRETACIÓN DE PERFILES 10.1 INTRODUCCIÓN Al término de la perforación de un pozo surge una pregunta fundamental que tiene que ver con la decisión de completarlo o abandonarlo. Esta decisión crucial se debe tomar sin demora, teniendo en cuenta toda la información geológica y petrofísica disponible, desde la información litológica de ripios y muestras de corazón, propiedades del lodo, perfiles de pozo abierto, pruebas DST, hasta datos de producción de pozos vecinos. En este capitulo se incluyen tres tipos de métodos de interpretación de perfiles que se utilizan para fundamentar la decisión de completar o abandonar un pozo: métodos rápidos, métodos convencionales y métodos de interrelación. 10.2 MÉTODOS RÁPIDOS DE INTERPRETACIÓN. El objetivo de los métodos rápidos de interpretación de perfiles consiste en identificar con procedimientos y cálculos sencillos posibles zonas con hidrocarburos que merecen ser investigadas en detalle. A continuación se explican tres de estos métodos: 10.2.1 Método del Perfil Rxo/Rt Este método rápido consiste en reconocer la presencia de hidrocarburos en las zonas porosas permeables comparando el perfil Rxo/Rt con el perfil SP, los cuales grafican en la pista 1. A fin de entender el objetivo de esta comparación conviene recordar que la amplitud de la deflexión de la curva del SP, frente a zonas acuíferas, se calcula con la siguiente expresión:

⎛ Rmf ⎞ SP = − K ·log⎜ ⎟ ⎝ Rw ⎠

Ec 10.1

En zonas acuíferas, donde por definición la saturación de agua es del 100%, se cumple que la resistividad de la zona virgen es igual a Ro y la resistividad de la zona lavada es igual a Rxo. Entonces, para estas zonas, el factor de formación F, se calcula con las siguientes ecuaciones:

F=

Ro Ro ; Rw = Rw F

Ec 10.2

F=

Rxo Rxo ; Rmf = Rmf F

Ec 10.3

Reemplazando las ecuaciones 10.2 y 10.3 en 10.1 se obtiene: ⎛ Rxo ⎞ ⎜ ⎟ ⎛ Rxo ⎞ SP = − K ·log ⎜ F ⎟ ∴ SP = − K ·log ⎜ ⎟ ⎜ Ro ⎟ ⎝ Ro ⎠ ⎜ ⎟ ⎝ F ⎠

Ec 10.4

La ecuación 10.4 se puede usar para calcular el valor del SP en zonas acuíferas; si existen hidrocarburos en la zona de interés, Rt resultará mayor que Ro y esto significa que el SP obtenido en la ecuación 10.4 será menor que el SP del potencial espontáneo. El perfil Rxo/Rt calculado con la ecuación 10.4 se interpreta mediante la siguiente regla: “en zonas acuíferas el perfil Rxo/Rt sigue la tendencia del SP y en zonas petrolíferas se aparta de él” como se puede apreciar en la figura 10.1. Limitaciones del Perfil Rxo/Rt: Este perfil no siempre reconoce la presencia de hidrocarburos, por tanto se debe ser muy prudente al usarlo. Las razones por las cuales no siempre reconoce la presencia de hidrocarburo son las siguientes: • •

Atenuación de la deflexión del SP por efecto del hidrocarburo mismo Atenuación de la deflexión del SP por efecto de la presencia de shale

En el ejemplo anterior, a juzgar por el comportamiento de los perfiles de resistividad, las zonas 2 y 3 también contienen hidrocarburo, que el método Rxo/Rt no reconoce, probablemente porque la curva del SP ha sido atenuada por efecto de shale.

10 - 2

20

4200

4

LL8

ILd

ILm

Rxo Rt

SP

3 4400

4700

2

1

Figura 10.1 Perfil Rxo/Rt indicando presencia de hidrocarburo en el tramo 1 (Modificado de Helander, 1983)

10 - 3

10.2.2 Método del Perfil Ro Este método es muy confiable y consiste en reconocer la presencia de hidrocarburos en las zonas porosas permeables comparando el perfil Rt leído frente a zonas de interés supuestamente petrolíferas, con el perfil Ro leído frente a una zona acuífera. Para aplicar es método se requiere conocer el valor de Rw y además disponer de un perfil de resistividad profunda y uno de porosidad, como por ejemplo los perfiles obtenidos con alguna de las siguientes combinaciones de herramientas: IES-Sónico, DLL-Sónico ó DILSónico. El perfil Ro se calcula en superficie simultáneamente con el registro de los perfiles de resistividad y de porosidad y se grafica en escala logarítmica en las pistas 2 y 3, junto a los perfiles de resistividad. (Figura 10.2) 0.2

1

10

100

1000

15

Ro

( SP

)

Rxo QL Rt

4650

4666

ILd

Ro ILm LL8

Ro

Figura 10.2 Perfil Ro indicando presencia de hidrocarburo en el tramo 4.650-4.666 pies. (Modificado de Helander, 1983) 10 - 4

La interpretación de este método rápido, parte de la premisa que frente a zonas acuíferas estas dos curvas Ro y Rt deben superponerse. Por el contrario, cuando las dos curvas se separan y además Rt>Ro, significa que la saturación de agua en la zona de interés es menor a 100% y por tanto la zona contiene hidrocarburo y en consecuencia se debe determinar si su Sw es inferior a la saturación crítica. Ventaja del Perfil Ro Una ventaja de este método sobre el método anterior Rxo/Rt, radica en el hecho que con este método se puede calcular la saturación de agua Sw. Las zonas de interés se reconocen fácilmente con base en la separación entre los perfiles Ro y Rt: a mayor separación mayor saturación de hidrocarburo. Antes de calcular la saturación de agua Sw con la formula de Archie convienen recordar que:

F=

Ro ∴ Ro = F ·Rw Rw

Ec.10.5

Reemplazando el valor de Ro en la ecuación de Archie para la saturación de agua para la zona lavada se obtiene:

Sw =

F .Rw Rt

Ec. 10.6

Sw =

Ro Rt

Ec 10.7

En el perfil de la figura 10.2, con el propósito de calcular la Sw, se leyó a 4.663 pies de profundidad los siguientes valores: Ro=1.3 Ω·m y Rt = 10.0 Ω·m. Reemplazando estos valores en la ecuación 10.7 se obtiene:

Sw =

1 .3 = 36 % ∴ Sh = 64 % 10

Se concluye que la zona comprendida entre 4.650 y 4.666 pies producirá hidrocarburo. En este método, cuando el Rw utilizado para calcular el perfil Ro es incorrecto, este error se hace evidente porque los perfiles Ro y Rt no se superponen frente a zonas acuíferas. En este caso, el valor de Rw se corrige desplazando toda la curva Ro hacia la derecha (aumenta el valor de Rw) o hacia la izquierda (disminuye el valor de Rw) hasta que las dos curvas Ro y Rt coincidan frente a tramos evidentemente acuíferos. En el perfil de la figura 10.2, se comprueba que el valor de Rw utilizado es correcto toda vez que los perfiles Ro y Rt coinciden frente al tramo 4720-4750 pies. Este tramo es acuífero, a juzgar también por el método Rxo/Rt y además por el comportamiento de las curvas de resistividad ILd y ILm.

10 - 5

Cuando no se conoce el valor de Rw y en consecuencia el perfil Ro no aparece graficado, se puede estimar el Sw comparando los valores de Rt frente a una zona supuestamente petrolífera y una evidentemente acuífera. Una situación muy favorable que de manera inequívoca señala en que sitio leer valores de Rt y de Ro para hacer dicha comparación, es un contacto agua-aceite, manifiesto por una disminución brusca en los valores del perfil Rt. Otra ventaja de este método, radica en el hecho que la saturación de agua se puede medir directamente sobre el perfil teniendo en cuenta la separación entre las curvas Ro y Rt. Este hecho se comprende si se expresa en forma logarítmica la ecuación 10.7:

log Sw =

1 (log Ro − log Rt ) 2

Ec 10.8

Con base en las propiedades de los logaritmos, de la anterior ecuación se concluye que la distancia o separación ente las curvas Ro y Rt, medida directamente sobre la escala logarítmica del perfil de resistividad, determina la saturación de agua aparente Swa. Dicha separación se mide con una reglilla transparente de sobreponer, construida a la misma escala logarítmica que la del perfil (de exponente 0.5), haciendo coincidir el 100 de la reglilla con la curva Rt y leyendo la Swa en el punto en que la curva Ro intercepta la escala. (Figura 10.3) -2

1

10

100

Swa = 11% 0.01

1000

Índice 0.1

1.0

EXPONENTE 0.5

SP RO

Rt

FS

Figura 10.3 Medición de saturación de agua con la reglilla logarítmica. Schlumberger, 1992) El perfil Ro se puede obtener de tres formas diferentes: 10 - 6

(Tomado de

•

El equipo de registro calcula y grafica automáticamente la curva Ro a partir de un perfil de porosidad, asumiendo valores para Rw y para los coeficientes a y m, adecuados a la litología que hay en el pozo : Ro= F·Rw Ec. 10.2 m F= a / φ Ec. 10.9

•

Algunos perfiles de densidad además de la curva de densidad total ρb muestran un perfil del factor de formación F, con el cual se calcula Ro

•

El ingeniero de pozo calcula F cada ½ pie y grafica la curva de Ro sobre un perfil de resistividad profunda.

Limitaciones del Perfil Ro En este método rápido para estimar Sw en un tramo dado se asume: • •

Que la formación tiene porosidad uniforme en sentido vertical en el tramo analizado La menor resistividad en el tramo analizado corresponde a Ro (zona con Sw=100%).

10.2.3 Método del Perfil Rwa El método del perfil de la resistividad aparente del agua de formación Rwa es extremadamente útil y muy utilizado en litologías consolidadas y no consolidadas o sobrepresionadas, de composición clástica o calcárea, limpias o con shale. Esta técnica permite distinguir las zonas potencialmente productoras de las zonas acuíferas y estimar su Sw Las unidades de registro computarizadas, calculan en superficie el perfil Rwa a partir de lecturas vírgenes de Rt y de φ (lecturas sin corregir) y lo grafican junto al perfil del SP en la pista 1, simultáneamente con la medición de la resistividad y la porosidad. Debido a la falta de correcciones de Rt y de φ, el valor computado Rwa no es exactamente igual a Rw y por este motivo se denomina Rwa aparente. Fundamento del Método Rwa Despejando de la ecuación de Archie, la resistividad del agua de formación es igual a: Sw 2 Rt Ec. 10.10 Rw = F En zonas acuíferas, por definición la Sw=1, y por tanto la expresión anterior se convierte en:

Rwa =

Rt Rt (φ ) = F a

m

Ec. 10.11

El Rwa sería igual a Rw en zonas acuíferas y sería mayor que Rw en zonas con hidrocarburo. Este mayor valor de Rwa en zonas con hidrocarburo se explica por el aumento de Rt, por cuanto F es constante para un tipo de roca, independientemente del fluido saturante. 10 - 7

Entonces, si en un tramo de un pozo se calcula el Rwa para varias zonas permeables, las zonas acuíferas serán aquellas que presenten un valor mínimo de Rwa, el cual podrá ser tomado como el Rw del agua de formación para el tramo analizado. Rw = mínimo Rwa

Ec. 10.12

De otra parte, reorganizando los parámetros de la formula de Archie se obtiene:

Sw 2 =

F .Rw Rw = Rt Rt F

Ec

10.13

Reemplazando la ecuación 10.11 en la ecuación 10.13 se llega a la expresión: Sw2 =

Rw Rwa

Ec.10.14

Luego, Sw =

Rw Rwa

Ec. 10.15

Cuando el perfil continúo de Rwa esta graficado junto al perfil SP, las zonas potencialmente productoras se distinguen de forma visual como aquellas que presentan altos valores en la curva Rwa; las zonas acuíferas son aquellas que presentan el menor valor en la curva Rwa. En el ejemplo de la figura 10.4 la zona A es contiene hidrocarburo y la zona B aparentemente es acuífera. Para estimar la saturación de agua se leen los valores de Rwa frente a cada zona: 1.4 Ω.m frente a la zona A (6.880 pies) y 0,30 Ω.m en la parte superior de la zona B (7.040 pies). Se elige como Rw el valor 0.10 Ω.m leído a 7050 pies. Aplicando la ecuación 10.15 se obtiene que la saturación de agua para la zona A es igual a 27% lo cual significa que contiene hidrocarburo y que la saturación de agua para la zona B es igual a 58% lo que significa que posiblemente la producción de hidrocarburo no sea rentable en esta zona. Cuando no aparece el perfil Rwa graficado junto al perfil SP, se puede aplicar este método, calculando y graficando manualmente el valor de Rwa a lo largo del perfil con la ayuda del nomograma que se presenta en la figura 10.5. Los datos de entrada se leen de los perfiles sónico y resistividad. El manejo del nomograma se ilustra con el siguiente ejemplo: determinar la saturación de agua Sw de una arenisca con Φ=20%, Rt=20 Ω.m y Rw=0,05 Ω.m (asumir a=0,62 y m=2,15). Al nomograma se ingresa por la escala de porosidades (escala izquierda) y con el valor de Φ y Rt se determina el valor de Rwa en la escala central; con los datos de Rwa y Rw se determina el valor de Sw (escala derecha). En este ejemplo se obtiene primero Rwa=1,0 y luego, conociendo que el Rw=0,05, se obtiene Sw=22%.. 10 - 8

Figura 10.4 Perfil Rwa indicando presencia de hidrocarburo en la zona A (Tomado de Brock, 1984) 10 - 9

Determinación del Rwa

φ

Rwa (Ωm)

(%) Carbonatos Areniscas 3 3

Rwa (Ωm) 4

4

5

5

6

6

7 8

7

9

9

50 30

11 12 14

1000

10 11 12

2

500

5 4

5

200

3

14

10

100

2

16

20

50

18

18

20 22 24 26 28

22 24 26 28 30

30 35

34

40

50

20

100

10

38 40

1

2

0.2

1000

1 0.1

0.5 0.2

0.05 0.04 0.03

CDP

0.01 Rw (Ωm)

( ) ( ) ( ) =

FRw Rt

1/2

=

Rw Rwa

0.1

0.01

500

Determinación de la Porosidad Derivada de la Conductividad (CDP)

1/n

0.5

0.02

0.02

aRw φm R t

1.0

0.5 0.4 0.3

10000

Sw =

70

0.05

5

5000

0.62φ-2.15 = F = φ-2

Rw (Ωm)

0.2

200

2000

100 90 80

10

1

16

20

Sw (%)

(Ωm) 2000

8

10

20

Rt

Ct (mmho/m)

1/2

Zonas de Agua: Sw = 1

Zonas de Aceite / Gas: Sw = 1

Rw = Rwa

Rwa = Rt / F Rwa > Rw

φw = CDP = (aRw / Rt)1/m

10 - 10

60 50 45 40 35 30 25

Sw = 22% 20 15

10

Figura 10.5 Nomograma para determinar saturación Sw por el método Rwa Ventaja de perfil Rwa La principal ventaja de este método radica en que la ecuación 10.15 elimina el efecto de la invasión sobre la resistividad debido a que este efecto es igual para Rwa y Rw. Limitaciones del perfil Rwa En este método se asume que Rw es constante para el tramo estudiado y además requiere que dentro del tramo estudiado haya por lo menos una zona acuífera. 10. 2.4 Método de la Porosidad derivada de la Conductividad CDP El método de la porosidad derivada de la conductividad , conocido por sus siglas en inglés como CDP, es un método aplicable cuando se conoce la litología y la resistividad del agua de formación Rw y se dispone además de un perfil de resistividad o de inducción, diseñados para leer la resistividad Rt y de uno o más perfiles de porosidad. La combinación de la herramienta de inducción con la herramienta sónica o con la herramienta de densidad es muy apropiada para aplicar este método. En este método se requiere conocer el tipo de roca para tener en cuenta el efecto de la matriz sobre la herramienta de porosidad utilizada (neutrónica, sónica o de densidad) y para seleccionar las constantes a y m. Si se dispone de más de un perfil de porosidad, lo más apropiado es graficar una porosidad promedio. Simultáneamente con el registro de los perfiles resistividad Rt y de porosidad, las unidades de registro computarizadas calculan en superficie el perfil CDP y lo grafican en la pista 3 junto al perfil de porosidad utilizado. Fundamento del Método La corriente eléctrica fluye sólo por la fracción de los poros que esta llena con agua, por lo tanto, se puede decir que la conductividad Ct depende de la porosidad ocupada por agua y no de la porosidad total del reservorio. Este método consiste en comparar la porosidad ocupada por agua, denominada porosidad derivada de la conductividad CDP, con la porosidad total obtenida con alguna herramienta de porosidad, por ejemplo, con la porosidad de densidad ΦD, como se observa en la pista 3 de la figura 10.6 Este método propuesto por Dresser Atlas (1982) para calcular la porosidad derivada de la conductividad se fundamenta en la ecuación de Archie: 1

CDP = φ W

⎛ aRw ⎞ m = ⎜ ⎟ ⎝ Rt ⎠

Donde: 10 - 11

Ec. 10.16

Φw= porosidad ocupada por agua La interpretación es sencilla: “si frente a una zona de interés se cumple que CDP=ΦD significa que la zona es acuífera; si la porosidad CDP