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MANUAL DE CAPACITACION

INTERPRETACION Y EVALUACION DE REGISTROS GEOFISICOS EN LA EXPLORACION PETROLERA

GEOLOGO CONSULTOR: ING. HECTOR MARTINEZ VELAZQUEZ SEPTIEMBRE DE 1997

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CONTENIDO Prólogo

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CAPITULO I.INTRODUCCION

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1. Definición de registro de pozo 2. Objetivos de los registros geofísicos 3. Parámetros físicos 4. Registros para definir los parámetros físicos

7 7 8 8

CAPITULO II.PRINCIPIOS Y CONCEPTOS BASICOS DE INTERPRETACION EN YACIMIENTOS PETROLEROS

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1. Factor de formación y porosidad 2. Conceptos y parámetros fundamentales 3. Fórmulas de Archie y Humble 4. Simbología utilizada 5. Clasificación de los registros

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CAPITULO III.ANALISIS DE LOS REGISTROS GEOFISICOS

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1. Métodos para la obtención del agua de formación 2. Potencial Natural 3. Potencial electroquímico total 4. Potencial de difusión 5. Potencial de membrana

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CAPITULO IV.CALCULO DE Rw DEL POTENCIAL NATURAL

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CAPITULO V.REGISTRO DE RAYOS GAMMA

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1.Conceptos generales 2. Usos de los rayos gamma 3. Definición de las rocas por el contenido de radioactividad

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CAPITULO VI.REGISTROS CONVENCIONALES DE RESISTIVIDAD

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1. Registro eléctrico 2. Registro de inducción 3. Registro de doble inducción

22 22 24 2

4. Registro de inducción Phasor 5. Registro de microlog 6. Registro de enfoque esférico (SFL) 7. Registro de enfoque microesférico (MSFL) 8. Porosidad y permeabilidad

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CAPITULO VII.REGISTRO SONICO DE POROSIDAD

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1. Introducción 2. Fundamento 3. Evaluación de la porosidad

27 27 27

CAPITULO VIII.CALCULO DE SATURACION DE AGUA Y POROSIDAD EN ARENAS

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1. Introducción 2. Secuencia para el cálculo de SW y φ

29 30

CAPITULO IX.REGISTRO DOBLE LATEROLOG

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CAPITULO X.DESCUBRIMIENTO DE CAMPOS PRODUCTORES DE HIDROCARBUROS CON RESISTIVIDADES INVERTIDAS LLS > LLD DEL REGISTRO DOBLE LATEROLOG

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CAPITULO XI.REGISTRO DE NEUTRONES

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CAPITULO XII.REGISTRO DE DENSIDAD COMPENSADA

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1. Introducción 2. Fundamento 3. Obtención de la porosidad del FDC 4. Registro de litodensidad LDT

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CAPITULO XIII.REGISTRO DE ESPECTROMETRIA DE RAYOS GAMMA NATURALES NGT

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CAPITULO XIV.CALCULO DE POROSIDAD Y SATURACION DE AGUA EN ROCAS CARBONATADAS

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1. Análisis de fracturamiento

42 3

2. Determinación de la resistividad Rt 3. Cálculo de la saturación de agua 4. Efecto de la pirita en la respuesta de los registros

44 44 45

CAPITULO XV.REGISTRO SONICO EN POZOS ADEMADOS

47

1. Registro sónico de cementación CBL 2. Registro de densidad variable VDL

47 48

CAPITULO XVI.REGISTRO DE ECHADOS

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CAPITULO XVII.PROCEDIMIENTO PARA LA REVISION DEL CONTROL DE CALIDAD DE LOS REGISTROS GEOFISICOS

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CAPITULO XVIII.REGISTROS MODERNOS

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1. Nuevas tecnologías 2. Microbarredor de formación de cobertura total FMD 3. Sónico dipolar de cizallamiento por imágenes DSI 4. Herramienta combinable de resonancia magnética CMR 5. Herramienta de imágenes resistivas AIT

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PROLOGO Durante los primeros descubrimientos de producción comercial de hidrocarburos en las cuencas petroleras de nuestro país, la selección de los intervalos potencialmente productores, era una tarea sumamente difícil por no disponer aún de los registros geofísicos. La definición de las probables zonas de interés petrolero se hacia por medio de muestreo mecánico a partir de donde se presentaban las primeras manifestaciones de hidrocarburos, hasta la profundidad total del pozo. A partir de 1938 se introdujeron los registros geofísicos (eléctrico y microlog) en la zona sur, ocasionando que el muestreo mecánico se redujera paulatinamente, abatiendo considerablemente el costo de los pozos y ocasionando que las pruebas de producción fueran mejor seleccionadas. Durante mucho tiempo la interpretación y el cálculo de los registros geofísicos se basaron en los registros eléctricos y microlog, aplicando la fórmula de Archie. En los primeros campos descubiertos, las arenas productoras eran de resistividades relativamente altas, donde no existían tantos problemas para la selección cualitativa de los intervalos para las pruebas de producción. Después de 1965, las perforaciones en las cimas de las estructuras se agotaron, iniciándose entonces una nueva etapa en la exploración petrolera, en bloques contra fallas. En la rama de registros geofísicos se obtuvo una notable mejoría con la introducción de nuevas herramientas para la evaluación de los yacimientos (inducción, sónico de porosidad y gamma neutrones). Así mismo, mediante las pruebas de producción se tuvo el dominio del comportamiento de las resistividades de la formación y de las salinidades predominantes. Con la información obtenida a través del tiempo, se observó que en la mayoría de las arenas invadidas por agua salada, los valores de RO eran de 0.2 a 0.7 ohms y que las arenas arcillosas productoras de hidrocarburos tenían resistividades Rt de 1 a 2 ohms. Los trabajos de exploración y explotación petrolera realizados por Petróleos Mexicanos, han abarcado gran parte del territorio nacional. Actualmente las áreas más importantes son la mesozoica de Chiapas – Tabasco y la Marina de Campeche, en donde los yacimientos están constituidos por dolomías, calizas dolomitizadas y calizas con claras evidencias de fracturamiento que varía de intenso a pobre, cuyas edades van del Jurásico Superior Oxfordiano, Kimmeridgiano, Tithoniano (cuando está dolomitizado), Cretácico inferior, medio y superior y las brechas del Paleoceno en la zona marina. En la época del descubrimiento de estos yacimientos, la detección de fracturas a partir de los registros geofísicos era una tarea compleja. A partir de junio de 1982 se empieza a tener productos procesados de los registros geofísicos

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(D.C.A. Sonata), que han mejorado hasta la fecha la interpretación cualitativa de las zonas fracturadas. Es fabulosa la agilidad del avance durante los últimos años en el desarrollo de la tecnología de los registros de pozos, de tal manera que en la actualidad se cuenta con una gama muy amplia de registros geofísicos y procesos computarizados, que han mejorado notablemente la interpretación cualitativa y cuantitativa de las formaciones geológicas y el tipo de fluidos que contienen. En la industria petrolera, el empleo de los registros de pozos es sumamente amplio, desde el inicio de la perforación del pozo hasta su taponamiento, pasando por múltiples aplicaciones. También son muy importantes en la localización de acuíferos, de minerales no metálicos y en la geotermia. El objetivo de este manual es el de proporcionar la teoría básica de los registros geofísicos y la forma de interpretarlos cualitativa y cuantitativamente, a los ingenieros que se dedican a la exploración y explotación de los campos petroleros y a los futuros profesionales que deseen estudiar la materia. En mi decisión de escribir y publicar este manual, intervinieron muchas personas que me animaron y entusiasmaron; sin embargo, todo giró en torno a tratar de contribuir en algo a dejar estampadas todas mis experiencias adquiridas durante el tiempo que me desarrollé en Petróleos Mexicanos. Del mismo modo, invito a todos los profesionistas jubilados (exploración, perforación, yacimientos, producción, lodos, etc.) a que dediquen un poco de su tiempo a escribir sus experiencias, para el provecho de los profesionistas de nuestro país. Héctor Martínez Velázquez Septiembre de 1997

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CAPITULO I INTRODUCCION En este capítulo se hará una breve introducción a los registros geofísicos para la evaluación de formaciones y su importancia en la toma de decisiones, la terminación de los pozos, así como hacer hincapié en la repercusión económica para el beneficio de la industria petrolera de nuestro país. El objetivo de este curso, es el de proporcionar a los interesados una guía, en la cual se resumen las características de las diferentes herramientas y técnicas de evaluación de los registros, para la buena elección de los intervalos que se proponen en la obtención de los fluidos deseables. 1. Definición de registro de pozo. El registro de un pozo es la adquisición gráfica que proporciona las características físicas de las formaciones atravesadas por un pozo, en función de su profundidad, así como de los fluidos que contienen. Los registros geofísicos de pozo, son técnicas que se utilizan en la exploración petrolera, minera, geohidrológica, geotérmica y geofísica para determinar las propiedades físicas de las rocas, además de ser más confiables que otros métodos geofísicos, sobre las condiciones de las rocas que están en el subsuelo, ya que miden directamente sus propiedades físicas. 2. Objetivos de los registros geofísicos. Los registros geofísicos sirven para definir las siguientes características de las rocas: a. b. c. d. e. f. g. h. i. j. k. l. m. n.

Tipo de fluidos (hidrocarburos, agua salada y agua dulce). Litología. Minerales. Porosidad (primaria y secundaria). Permeabilidad. Echados, discordancias, fallas, deltas, distribución de litofacies, etc. Interpretación estructural y estratigráfica (secciones y configuraciones estructurales, isopacas, isosalinidades e isoporosidades, etc.). Desarrollo de campos. Determinación en los pozos fluyendo, del nivel de aceite – agua o de los métodos óptimos de la producción de los pozos. Temperatura. Presiones anormales para el control de la perforación de los pozos. Inspección de tuberías. Calibración de los diámetros de los pozos. Productos computados para diversos trabajos, etc. 7

3. Parámetros físicos. Los principales parámetros físicos para evaluar un yacimiento son: a. b. c. d. e.

Saturación de agua. Porosidad (primaria y secundaria). Espesor permeable de la roca. Permeabilidad. Litología.

4. Registros para definir los parámetros físicos. Para definir estos parámetros se usan los siguientes registros: a. b. c. d. e. f. g. h. i. j. k. l.

Potencial natural. Inducción, doble inducción, doble laterolog, TDT o TDP. Sónico de porosidad. Gamma – Neutrón. Litodensidad. Echados. Temperatura. Rayos gamma. Microlog. Microesférico. Sónico digital. Producción.

5. La resistividad de una sustancia es su habilidad para impedir la circulación de una corriente eléctrica a través de sí misma, su unidad es el Ohm-m2 y la resistividad de una formación es la resistencia en Ohms de un cubo de 1 m2 de superficie por un metro de profundidad.

a. Efecto de la temperatura. Para la interpretación cuantitativa de los registros, es necesario corregir todas las resistividades de los fluidos en función de la temperatura de las formaciones.

b. Conducción de las arcillas. La cantidad y tipo de arcillas, afectan a la conducción de la corriente y a las lecturas de las resistividades.

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CAPITULO II PRINCIPIOS Y CONCEPTOS BASICOS DE INTERPRETACION EN YACIMIENTOS PETROLEROS 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

Factor de formación y porosidad. Saturación de fluidos Resistividad de las formaciones Agua de las formaciones Concepto de invasión de la formación Determinación de la resistividad de lodo, del filtrado y del enjarre Permeabilidad Factor de formación y porosidad Experimentalmente se ha establecido que la resistividad de una formación limpia es proporcional a la resistividad de la solución salina con la cual está saturada RO. La constante de proporcionalidad es el “Factor de Formación” F. En otras palabras, RO es la resistividad de una roca limpia saturada totalmente por agua salada con una resistividad RW, por lo tanto: F = RO / RW por otro lado El factor de formación también es una función de la porosidad. Archie propuso la formula: F= a /φ m de donde: a = una constante que se determina en forma empírica m= factor de cementacion Por lo que se tienen los siguientes resultados para Archie 2

F = 0.81 / φ

2

en arenas

F = 1 / φ m en carbonatos o formaciones compactas. 2

Para Humble: F = 0.62 / φ

1.- La “Porosidad” φ de una roca es la fracción del volumen total de la misma, ocupado por los poros o espacios vacíos. Su valor está dado en 9

porcentajes. Es una de las propiedades más importantes de la roca receptora de un yacimiento. La porosidad puede ser efectiva o absoluta:

φ efectiva = volumen total de poros comunicados. volumen total de roca

φ absoluta = volumen total de poros (comunicados + no comunicados). volumen total de roca

De acuerdo con el origen de las rocas, la porosidad puede clasificarse en primaria y secundaria. Porosidad primaria. La porosidad primaria, intergranular o intercristalina es aquella que se desarrolla durante el proceso de depósito de los sedimentos. Porosidad secundaria. La porosidad secundaria es la que se desarrolla con posterioridad al proceso de depósito de los sedimentos. Puede ser de tipo vugular, generada por disolución y de tipo fracturas que son provocadas mecánicamente. 2.- Saturación de agua es la fracción del espacio poroso ocupado por agua de la formación y So = a la fracción del volumen poroso ocupado por hidrocarburos (I – Sw) Sw = VW / VP VW = Volumen de agua contenida en la roca. Si el espacio poroso esta invadido por agua. VW = vp, por lo tanto Sw =1 = 100%. Si por lo contrario el espacio poroso contiene hidrocarburos, entonces la saturación de hidrocarburos seria Shy. Shy = Vhy / Vp = Vp-VW / Vp = (1 – Sw) Archie determino experimentalmente que la Sw de una formación puede expresarse en términos de la resistividad verdadera de la formación Rt. Sw2 = FRw / Rt Y cuando la roca esta saturada en un 100% con agua salada (RO) la ecuación queda: Sw2 = Ro / Rt Por lo tanto para calcular la Sw de un intervalo arenoso, potencialmente productor, se emplea esta formula con mucha confiabilidad, siempre y 10

cuando se tenga una zona cercana a dicho intervalo que este invadido 100% por agua salada en donde el valor de RO varia entre 0.2 a 0.6 ohms. Por otro lado: F = 0.81 / φ 2 para Archie F = 0.62 / φ 2 para Humble Por lo que la saturación de agua Sw en funcion con φ

queda finalmente:

Para las arenas: SW = √ 0.81 RW / φ

2

Rt

SW = √ 0.62 RW / φ

2

Rt

Para los carbonatos o rocas compactas: SW = √ R W / φ

2

Rt

Durante la perforación, generalmente el lodo es preparado en forma tal, que la presión hidrostática ejercida por la columna de lodo, sea mayor que la presión de los fluidos de la formación. La presión diferencial obliga al filtrado de lodo (con una resistividad RMF), a penetrar dentro de las formaciones permeables, en tanto que las partículas sólidas del lodo se depositan en la pared del pozo, formando el enjarre (con una resistividad RMC), el cual es de muy baja permeabilidad y que no permite que los fluidos de perforación penetren hacia la formación, ni que los fluidos de ésta traten de invadir el pozo. Cercano a la pared del pozo, toda el agua de la formación y parte de los hidrocarburos son desplazados por el filtrado, formando una zona lavada cuya resistividad es RXO, siendo la saturación de esa zona: Para las arenas: SXO = √ 0.81 RMF / φ

2

RXO

Para rocas compactadas SXO = √ RMF / φ

m

RXO

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Después de la zona lavada se tiene una zona de transición y finalmente una zona virgen. Enjarre Zona lavada Zona de transición Zona virgen En formaciones fracturadas el filtrado entra fácilmente en las fisuras, sin embargo penetra muy poco en los bloques no fracturados de muy baja permeabilidad, por lo que sólo una pequeña parte del fluido de la formación es desplazado por el filtrado y la resistividad RXO es igual a la resistividad RT. 3.-Influencia de los fluidos de perforación.- La perforación de un pozo generalmente se lleva a cabo con lodo, cuyas finalidades principales son: la eliminación de los recortes que va efectuando la barrena, la lubricación de la misma y el control de las presiones de las formaciones que se puedan encontrar durante la perforación; como consecuencia de esto último, la presión hidrostática de la columna del lodo de perforación debe ser superior en todo momento a la presión en el fondo del pozo. La presión ejercida en las formaciones del pozo, provoca que en las secciones porosas y permeables se produzca una filtración de la fase líquida que compone el lodo dentro de la formación, conocida como filtrado de lodo. Debido al resultado de esta filtración, las partículas sólidas del lodo se van quedando adheridas en la pared del pozo, constituyendo lo que se llama película de lodo o enjarre. La concentración salina del agua o filtrado de lodo que penetra en la sección permeable, puede ser distinta a la existente en la roca, alterando por lo tanto, la resistividad de la zona lavada y de la zona transicional, lo que constituye la zona de invasión del filtrado. Su diámetro Di es variable, dependiendo de la porosidad y de la permeabilidad de la roca, así como de las características físicas del lodo, tales como pérdida de filtrado y densidad. Finalmente, también participa el tiempo de exposición del lodo frente al cuerpo permeable. Comúnmente el diámetro de invasión es mayor dos veces que el diámetro del agujero, sin embargo en pozos someros (menores de 500 metros de profundidad), el diámetro de invasión puede ser menor.

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Inicialmente el ritmo de la filtración alcanza su valor máximo y va disminuyendo a medida que aumenta el espesor del enjarre, en otras palabras, sí se tiene generalmente muy baja permeabilidad, se reduce en forma considerable el proceso de invasión a medida que se va formando el enjarre. Simbología utilizada. Hmc – Se emplea para designar el espesor del enjarre. Rs – Resistividad de los estratos adyacentes (lutita) RMF – Resistividad del filtrado del lodo. En la mayoría de las zonas permeables se pueden distinguir a partir del eje del pozo y en sentido horizontal, las siguientes zonas:

a. El centro del pozo se encuentra lleno de lodo, y la resistividad de este se denomina RM.

b. Zona de enjarre; su resistividad se designa como RMC. c. Zona lavada, es el área inmediata a la pared del pozo en donde se ha efectuado el máximo desplazamiento de los fluidos propios de la roca, provocado por el filtrado de lodo, a la resistividad de esta zona se le denomina RXO.

d. Zona transicional, es la zona inmediata a la zona lavada, y en ella se ha efectuado una invasión parcial del filtrado de lodo, su resistividad se conoce como Rt.

e. Zona no contaminada o zona limpia, es la zona donde no ha llegado el filtrado del lodo, conservándose sus características originales de contenido de fluidos. Su resistividad se conoce como RT. Resistividades. RXT Resistividad de la zona lavada en intervalo de hidrocarburos. RO Resistividad de la roca cuando está invadida 100% con agua salada. Saturaciones. Sw Sxo SO SHYM SHRES

Saturación de agua. Saturación del filtrado. Saturación de hidrocarburos. Saturación de hidrocarburos móviles. Saturación de hidrocarburos residuales.

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Para el calculo de Sw y φ el analista debe de obtener información de los registros geofísicos, tomando en cuenta el tipo de roca que constituyen el probable yacimiento, ya que para los clásticos se usan un grupo de registros y para los carbonatos otro conjunto de registro con parámetros diferentes. 4.- Clasificación de los registros.- De acuerdo a los principios físicos en los que están basados los registros, se agrupan en: a. Resistivos. ES, DIL, DLL, MICROS, PHASOR, SHDT, FMI, etc. b. Acústicos. BHC, Sónico Compresional, Sónico Digital, Sónico de Espaciamiento Largo, Dipolar, etc. c. Radioactivos. CNL, FDC, Lito-Densidad, GR, NGT, etc. d. Mecánicos. Desviación, Calibración, Potencial Natural, Temperatura, Producción, etc. Algunos autores los agrupan según la forma en que se recupera la información. a. Aquellos registros que obtienen información de un fenómeno físico o de una propiedad física de las rocas, sin excitar a éstas con una fuente de energía, tales como: Potencial natural, Rayos Gamma, y Temperatura. b. Los registros que recuperan una señal o respuesta de las rocas después de ser excitados por una fuente de energía: Resistividades, Acústicos, y Radioactivos. c. Un grupo de registros que trabajan mecánicamente y auxilian dando información sobre las características de los fluidos, etc. Como ejemplos de estos se tienen: Desviación, Calibración, Echados, Producción, y Muestreo Mecánico (núcleos de pared).

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CAPITULO III ANALISIS DE LOS REGISTROS GEOFISICOS Los registros geofísicos que se usan en los cálculos de SW y de φ , se corren en agujero descubierto, por tal motivo es necesario someterlos a un control de calidad antes de evaluarlos. Los registros están representados en tres pistas de izquierda a derecha. En este capítulo se describirán en forma detallada los parámetros que son necesarios para la evaluación de un yacimiento, además de la importancia que tiene cada uno de ellos y las diferentes formas de obtenerlos utilizando toda la gama de registros. 1. Métodos para la obtención de la resistividad del agua de formación. Para la obtención de la resistividad del agua de formación RW, existen diferentes métodos que se exponen a continuación, de acuerdo a su veracidad. a. Mediciones directas de la salinidad del agua de formación obtenidos de pozos vecinos o del propio pozo, en caso de haberlos observado. b. Por medio del potencial espontáneo SP. c. Por ploteo de resistividad contra sónico de porosidad. d. Otros métodos no confiables. Para el cálculo de RW en mediciones directas de salinidades, se usa el diagrama de Resistividad – Salinidad (Schlumberger), de donde se obtiene directamente el valor de RW, conociendo el valor de la temperatura del intervalo, el cual se calcula por el gradiente de temperatura, o por la fórmula: Ti = Tf – Ts x Pi + Ts Pt

2. Potencial Natural, es un registro que proporciona la diferencia de potencial que existe entre un electrodo colocado en la superficie N y otro móvil colocado en el lodo dentro del pozo M. La curva del potencial natural está situada en la pista N° 1 del registro, en milivolts. Sí la resistividad del filtrado de lodo y la de la formación son semejantes, no hay desviaciones apreciables del potencial natural enfrente de arenas o lutitas. La línea correspondiente al potencial de las lutitas, que son constantes en tramos grandes, se llama “Línea base de lutitas”. De esta línea se hacen las 15

lecturas del potencial natural enfrente de las arenas, ya sea hacia la derecha (+) o a la izquierda (-), esto significa que la línea de las lutitas sirve como punto de partida para estas lecturas. Para lograr una buena expresión del SP, es necesario que se tengan diferencias de concentraciones salinas, tanto de la formación como del lodo. En el caso del lodo a base de aceite el SP no funciona, así como cuando el lodo está salado. El potencial natural nos proporciona la litología del pozo (lutita y arena). Los cambios de la línea de lutitas son debidos a variaciones irregulares en la salinidad del lodo y a condiciones geológicas de depósito. Condiciones del equipo superficial y subsuelo que afectan al SP. a. Magnetismo del malacate. b. Líneas de transmisión de alta tensión. c. Generadores de los equipos de perforación. 3. Potencial electroquímico total. Esto se lleva a cabo cuando dos soluciones de diferentes concentraciones salinas se ponen en contacto, observándose una diferencia de potencial a través del límite que los separa. Llevado al perfil esquemático de un pozo, para la posición de las fuerzas electromotrices descritas, se observa que ambos potenciales equivalen a dos pilas o elementos voltaicos dispuestos en serie. La fuerza electroquímica es la suma del potencial de difusión y membrana. 4. Potencial de difusión. Es debido a la diferencia de concentración de las soluciones en contacto, habrá un movimiento de iones de Na+ y Cl-, de la concentración mayor a la menor, moviéndose con mayor profundidad los iones de Cl-. En virtud de esto, hay un exceso de Cl- a la derecha y de Na+ a la izquierda, hasta que se equilibran. 5. Potencial de membrana. Se debe a la presencia de una membrana cationica, en donde únicamente pasarán iones de Na+ de la solución más concentrada a la menos concentrada.

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Esto origina que el lado derecho de la membrana se cargue positivamente, puesto que habrá un exceso de iones de Na+ en dicho lodo, en tanto que el lado izquierdo se carga negativamente por quedar con exceso de iones Cl-.

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CAPITULO IV CALCULO DE RW DEL POTENCIAL NATURAL El SSP es la lectura del potencial espontáneo frente a una arena 100% invadida por agua salada. Esta lectura se mide a partir de la línea de base de lutitas, hasta la máxima expresión del cuerpo arenoso en milivolts. El potencial espontáneo estático SSP, teóricamente es igual al que se determina por la ecuación: SSP = - K log RMF RW

Ecuación de Nerst

Como en todo circuito eléctrico, en la cadena lodo - arenas - lutitas, existe una caída de potencial cuando circula una corriente, la cual es debida a la resistencia de los conductores. Esta caída de potencial ocurre en el lodo. Si se coloca un tapón aislante en el contacto lutita – arena que impida que el circuito se cierre a través del lodo, dejará de circular la corriente. En ese momento la caída de potencial en el sistema es cero y el potencial espontáneo alcanza su valor máximo, esto es lo que se llama SSP. De la ecuación de Nerst, SSP = -K log Rmf / Rw se puede obtener el valor de: RW =

RMF antilog SSP K

De donde: RW RM RMF RMC SSP K

= Resistividad del fluido de la formación. = Resistividad del lodo. = Resistividad del filtrado de lodo. = Resistividad del enjarre. = Lectura en el registro, frente una arena. = Constante en función de la temperatura.

Generalmente el valor de RM se determina en una muestra de lodo que se toma del pozo, mediante un resistímetro, también se puede leer en los registros cuando se cierran los patines (sonda cerrada del Microlog). El valor de RMF se obtiene de una muestra del filtrado de lodo. El RMC también se lee directamente de una muestra del enjarre. Generalmente no se tienen estos datos en forma directa, por lo que se tienen métodos indirectos para conocer los valores de estas resistividades. Overton y 18

Lipson, con datos experimentales de campo y de laboratorio, encontraron que existe una relación entre RM, RMF y RMC y que está expresada aproximadamente por: RMF = C RM 1.07

(1)

RMC = 0.69 ( RM / RMF ) 2.65 RMF

(2)

Los valores de C es función de la densidad del lodo. Con la gráfica “Gen-7” de Schlumberger, se resuelven las ecuaciones (1) y (2), cuando se conoce la resistividad del lodo. Como último recurso, para calcular RMF y RMC en lodos donde predomina el NaCl, se usan las ecuaciones empíricas: RMF = 0.75 RM RMC = 1.5 RM La constante K se determina con la siguiente ecuación: K = 64 + 0.23 + T Finalmente, los valores de la resistividad del agua de formación (RWC y RW), se determinan por medio de los gráficos “A10” y “A12” de Schlumberger. Mediante las curvas del SSP, se tienen patrones de modelos sedimentarios, tales como: arenas de playa de mar transgresivo o regresivo, relleno de valle, arenas y lutitas depositadas en un ambiente lacustre, arenas de barra de barrera, secuencias deltaicas, arenas turbidíticas, depósitos de canal de marea y depósito lagunar.

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CAPITULO V REGISTRO DE RAYOS GAMMA 1. Conceptos generales. Los rayos gamma son erupciones de ondas electromagnéticas de alta energía que son emitidas espontáneamente por algunos elementos radioactivos. Las radiaciones son emitidas por el isótopo radioactivo del Potasio, de peso atómico 40 y por los elementos radiactivos de la serie Uranio y Torio. El registro de rayos gamma naturales, es una medida de la cantidad de radioactividad natural de la roca, la cual se lleva a cabo mediante un scintilómetro. Los elementos radioactivos se encuentran en mayor concentración en las rocas arcillosas, en tanto que en las rocas limpias de arcilla, se tienen normalmente bajo contenido de radioactividad (arenas, areniscas, calizas y dolomías). Este registro se presenta en la pista N° 1, junto a la curva del SSP, en escala de grados API; incrementando su valor de izquierda a derecha y sus deflexiones tienen la misma dirección que las curvas del SSP. Este registro se puede tomar simultáneamente con otros, en agujeros vacíos o llenos de lodo o en pozos entubados, en estos últimos no se debe tomar en cuenta sus valores para fines de cálculos. Los factores que afectan la respuesta de los rayos gamma son: a) Diámetro del pozo. Mientras mayor sea el diámetro del agujero, menor será la intensidad de la radioactividad del registro. b) Peso del lodo. A mayor densidad del lodo, menor intensidad de las radiaciones registradas. c) Tubería de revestimiento. La tubería reduce la intensidad de la señal que recibe el detector. 2. Usos de los rayos gamma.

a) Correlación con el SSP, para la definición de los horizontes geológicos. b) Definición de la proximidad de la zona de alto riesgo para la perforación de pozos. c) Distinción de las formaciones arcillosas y limpias para la evaluación del grado de arcillosidad presente en la formación.

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d) Análisis de minerales (Potasio, Uranio y Torio). e) Detector de coples de la tubería de revestimiento. 3. Definición de las rocas por el contenido de radioactividad. a) Rocas de muy baja radioactividad. Carbón. Sal. Anhidrita. Dolomía pura. b) Rocas de radioactividad media. Areniscas. Arenas arcillosas. Calizas. Dolomías arcillosas. Oolitas. c) Rocas de alta radioactividad. Lutita. Ceniza volcánica. Bentonita.

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CAPITULO VI REGISTROS CONVENCIONALES DE RESISTIVIDAD 1. Registro eléctrico. La medición de la resistividad se logra mediante un sistema de electrodos que se introducen en el pozo, siendo el lodo el medio conductor que liga a los electrodos con las formaciones. Estos registros se pueden correr únicamente en agujero descubierto lleno con lodo que es relativamente conductor. Los electrodos van montados en una sonda y de acuerdo con los arreglos de los electrodos emisores de corriente y los de medida, se llaman “normales” o “laterales”. Debido a la dificultad de obtener el valor de la resistividad verdadera de la zona virgen Rt y que únicamente funciona en pozos con lodo que constituye la liga eléctrica necesaria entre la corriente que sale de la sonda y la formación; cuando éste fenómeno no sucede, no habrá respuesta de las sondas. Actualmente existe una mayoría de pozos que se perforan con lodo a base de aceite o con aire, en donde los registros convencionales no tienen respuesta. Por esta razón éstas sondas fueron retiradas del mercado, sustituyéndolas el registro de inducción. 2. Registro de inducción. El registro de inducción fue diseñado para obtener la resistividad de la formación, en los pozos que contienen lodos a base de aceite o aire. La sonda de inducción está constituida por dos bobinas, una emisora alimentada por una corriente oscilatoria y una receptora colocada a una determinada distancia de la emisora. El campo electromagnético que se genera alrededor de la sonda por la circulación de la corriente, induce en el terreno una corriente eléctrica que circula como anillos coaxiales al eje de la sonda; estas corrientes a su vez, generan su propio campo magnético e inducen una señal o fuerza electromotriz en la bobina receptora, cuya intensidad es proporcional a la conductividad de la formación, obteniéndose de esta manera el valor de la resistividad verdadera de la formación Rt. Actualmente se le han anexado cuatro bobinas adicionales, que sirven como medio de enfocamiento de la corriente para mejorar la respuesta del registro, confinando la investigación a una zona particular, para que de esta manera evitar las correcciones de los valores de Rt.

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Las medidas directas del registro son por consiguiente la conductividad de la formación y mediante un reciprocador se obtienen los valores de las resistividades. La conductividad se representa en la pista N° 3 y su recíproca (resistividad) en la pista N° 2. La conductividad se mide en mho m2/m y la resistividad en ohm m2/m, un mho equivale 1 / 1 ohm, para fines prácticos se usa el milimho que es igual a una milésima de un mho. Se tiene:

C=1/R

Por lo tanto:

R=1/C

Para obtener los valores de las resistividades en ohms, se divide 1000 entre los valores de la conductividad en milimho. Conductividad

Resistividad

100 10 1

10 100 1000

El registro de inducción es una herramienta que se utiliza para hacer correlaciones, secciones y configuraciones estructurales e isopacas, para el desarrollo de campos o para fines de cálculo en la obtención de valores más reales de la resistividad verdadera Rt de la zona virgen, lo que con los registros eléctricos convencionales era muy problemático. El registro proporciona un extenso rango de valores de conductividad. La precisión es excelente en yacimientos de hidrocarburos para arenas, en carbonatos no es confiable; de tal forma, que se puede mencionar su efectividad de acuerdo con la siguiente tabla: Resistividad (ohms)

Funcionamiento

0.2 – 20

perfectamente bien

20 – 50

muy bien

50 – 100

bien

mayor de 100

?

Sus limitaciones son cuando se tiene mucha invasión.

23

3. Registro de doble inducción. La sonda de doble inducción, usa un dispositivo inductivo de investigación profunda ILD similar al de inducción, otro de investigación mediana ILM, y además otro dispositivo cuyo radio de investigación es somero SFL. La sonda con sus tres mediciones enfocadas de resistividad a diferentes distancias del pozo dentro de la formación, es superior al de inducción para determinar Rt y RXO, cuando se tiene mucha invasión. Además proporciona valores de Rt en rocas más resistivas. 4. Registro de inducción Phasor. La herramienta de inducción Phasor proporciona un avance considerable en la técnica para la obtención de la resistividad de las formaciones. Efectúa las mediciones simultáneas de la geometría del agujero, también se pueden llevar a cabo correcciones en tiempo real de los efectos del agujero. Los principales beneficios son: Valores más exactos en todos los rangos de resistividades; Capacidad de efectuar registros en diámetros más grandes; Correcciones de invasión en los casos con RXO > R, o RXO < Rt. Este registro presenta tres curvas, la profunda ILD, la mediana ILM y la somera SFL, para los cálculos de Rt, Ri y RXO, parecidos al registro doble inducción. 5. Registro de microlog. El micro ha sido diseñado principalmente, para definir la permeabilidad de las rocas. El microlog consta de dos electrodos de espaciamiento corto, separados por una distancia de una pulgada, sobre una almohadilla aislada que está en contacto estrecho contra la pared del pozo, midiendo la resistividad media de un pequeño volumen de formación que esta ubicado frente a la almohadilla. La sonda consiste esencialmente de una almohadilla de corcho que va apretada contra la formación por medio de brazos y resortes. En la cara de la almohadilla están insertados tres pequeños electrodos alineados, espaciados a una pulgada entre sí. Las curvas del registro permiten obtener las lecturas R 1” x 1” llamada microinversa y R 2” que es la micronormal. Estas dos curvas están influenciadas por el enjarre, siendo éste de resistividad igual o mayor que la del lodo RM y cuando no hay enjarre, las dos curvas R 1” x 1” y R 2” dan lecturas iguales, indicando la presencia de gas o de zonas impermeables. R 2” que tiene una profundidad de investigación mayor que la micro inversa, está menos influenciada por el enjarre, por lo tanto presenta una lectura más alta que la R 1” x 1”; es cuando se dice que existe una 24

separación positiva, señalando la presencia de permeabilidad en forma cualitativa. La separación negativa nos señala la presencia de una roca densa y cuando esta situación se presenta frente a una arena permeable, inmediatamente se puede asegurar que se trata de una arena invadida por agua salada. A través de la experiencia, una separación positiva debe ser como máximo de 2.7”, en caso contrario, puede tratarse de una roca muy dura. Anteriormente, con este registro se calculaba la porosidad por medio de la gráfica “Gen” (Schlumberger). Al registro de microlog lo ha substituido otra herramienta, CMR que también proporciona directamente la permeabilidad (cualitativa), para yacimientos arenosos y carbonatados. El microlog proporciona los valores reales de RM, al cerrar los patines de la herramienta. No es recomendable para rocas carbonatadas de altas resistividades.

6. Registro de enfoque esférico (SFL) El registro de enfoque esférico es una modificación de la corriente enfocada, que tiene una profundidad de investigación más somera que la normal corta, a la que sustituye con ventaja, eliminando en su mayor parte los efectos de agujero. Se corre a la vez con los registros de inducción, potencial natural, rayos gamma y sónico de porosidad. En esta herramienta se usa un sistema especial de enfoque, por medio de éste, se producen caídas de potencial en el agujero. Con este sistema se corrige la distorsión de la distribución de potencial que ocurre con la normal corta cuando el medio no es homogéneo. Las superficies equipotenciales que produce esta sonda no son completamente esféricas, sin embargo, de este modo se logra que la profundidad de investigación sea adecuadamente somera.

7. Registro de enfoque microesférico (MSFL). El registro de enfoque microesférico está menos influenciado por el efecto del enjarre del lodo. Su principio de medida es similar al del SFL. La corriente de enfocamiento depende principalmente del espesor y resistividad del enjarre. Una medición de esta corriente se envía a la superficie y ahí se combina con el valor de la corriente de medida para dar un índice del espesor del enjarre del lodo (Hmc); a partir de este parámetro, se evalúa el espesor del enjarre del lodo. Con este registro se mejora la medición de RXO en caso de invasión somera y enjarres gruesos y puede delinear estratos permeables. Se corre en conjunto con los registros doble laterolog, rayos gamma y sónico de porosidad.

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8. Porosidad y permeabilidad. La porosidad φ de una roca es la fracción del volumen total ocupado por poros o espacios vacíos. Es una de las propiedades más importantes de la roca receptora de un yacimiento. La porosidad puede ser efectiva o absoluta:

φ efectiva = volumen total de poros comunicados. volumen total de roca

φ absoluta = volumen total de poros (comunicados + no comunicados). volumen total de roca

De acuerdo con el origen de las rocas, la porosidad puede clasificarse en primaria y secundaria. Porosidad primaria.- Es aquella que se desarrolla durante el proceso de depósito de los sedimentos. Porosidad secundaria.- Es la que se desarrolla con posterioridad al proceso de depósito de los sedimentos. La permeabilidad es la medida de la facilidad con que una formación permite el paso de un fluido, de determinada viscosidad a través de ella. Para que una roca sea permeable, debe tener porosidad interconectada (pozos, cavernas, fracturas). La permeabilidad de una muestra de roca al paso de un fluido homogéneo es una constante, siempre y cuando el fluido no reaccione con la muestra, ni cambien las características físicas de la misma, al preparar la muestra o al ejecutar la medición de la permeabilidad. La unidad de permeabilidad es el darcy, siendo éste una unidad muy grande, en la práctica se usa el milidarcy (MD), una milésima de darcy. Un darcy es aquella permeabilidad que permite el paso de un centímetro cúbico de fluido de un centipoise de viscosidad en un segundo, a través de una sección de un centímetro cuadrado y sometido a un gradiente de presión de una atmósfera por centímetro cuadrado.

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CAPITULO VII REGISTRO SONICO DE POROSIDAD 1. Introducción. La herramienta del sónico de porosidad que actualmente se usa está constituida por un material aislante acústico. Tiene dos transmisores de ondas acústicas, uno superior y otro inferior, con cuatro receptores ubicados entre los dos transmisores, con el objeto de eliminar los efectos del agujero (diámetro del pozo o inclinación de la sonda). Se mide el tiempo de tránsito “Delta t”, que tarda una onda compresional de sonido para recorrer un pie ft de formación. El tiempo de tránsito “Delta t” en una formación dada, depende de su litología y porosidad. 2. Fundamento. Cuando un transmisor es activado por un pulso, éste genera una onda de sonido que penetra a la formación, midiendo el tiempo transcurrido entre la detección del primer arribo a los dos receptores correspondientes. Los dos transmisores son activados alternativamente y los valores de “Delta t” son promediados automáticamente en la superficie. Si una roca es muy densa (carbonatos), la velocidad es grande y el tiempo de tránsito es mínimo; en una arena es al contrario. El tiempo “Delta t” es recíproco a la velocidad, por lo que conociendo el valor del tiempo de tránsito del registro y la litología, se puede calcular la porosidad φ . 3. Evaluación de la porosidad. Por los experimentos realizados en laboratorios, Wyllie concluyó que en formaciones limpias y consolidadas, a través de los pequeños poros distribuidos uniformemente, existe una relación lineal entre la porosidad y el tiempo de tránsito.

φ (1–φ )

∆ t log - φ t fluido + (1 - φ ) ∆ t matriz 27

φ = ∆ t log - ∆ t ma ∆ t fluido - ∆ t ma ∆ t log = lectura del registro sónico. ∆ t ma = tiempo de tránsito en la roca matriz. ∆ t fluido = velocidad del sonido en el fluido (alrededor de 189/pie) cuando se trata de aceite.

Como ya se mencionó anteriormente, para el cálculo de φ , se necesita conocer la litología del pozo para definir la velocidad de la matriz para la cual existe una tabla con diferentes valores de vm. Este registro es muy importante en arenas, ya que nos indica las zonas gasíferas mediante saltos de ciclo, que el analista de registros debe tener mucho cuidado de no confundirlos con cambios litológicos o ruidos. Cuando las capas adyacentes (lutitas) no están compactadas, se debe corregir la fórmula anterior.

φ = ∆ t log - ∆ t ma x 100 ∆ t fluido - ∆ t ma ∆ t sh Siendo:

∆ t sh = tiempo de tránsito obtenido de los registros en las lutitas adyacentes.

Al efectuar este registro se debe conocer perfectamente la litología atravesada, con el objeto de conocer la velocidad adecuada de la roca y así llegar a valores correctos de φ . Con el sistema BHC la calidad de la información es muy buena: calibración exacta; poco efecto del pozo; y definición vertical excelente. Es útil en la correlación de pozos, identifica muy bien los cuerpos de arenas y lutitas. La combinación con otros registros se usa para la evaluación de arenas limpias y arcillosas. Existen formaciones que tienen presiones de fluidos demasiado altas, lutitas sobrepresionadas con exceso de agua dentro de sus poros, que causan problemas durante la perforación de los pozos. En este caso la velocidad sónica es mayor que en las lutitas con compactación normal. De esta forma se puede usar este registro para predecir las presiones anormales.

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CAPITULO VIII CALCULO DE SATURACION DE AGUA Y POROSIDAD EN ARENAS 1. Introducción. Con los registros de resistividad (Inducción, Doble inducción y Phasor) y el sónico de porosidad, se tiene las condiciones para calcular la SW y φ de las arenas potencialmente productoras de hidrocarburos, mediante la formula de Archie o la de Humble. Para los cálculos de SW y φ , se usan las gráficas de Schumberger. Para definir si el intervalo arenoso puede ser productor de hidrocarburos, es necesario conocer la saturación crítica del área, la cual puede variar de 45 a 70%, dependiendo de su grado de arcillosidad. De acuerdo con los resultados obtenidos mediante la perforación de un gran número de pozos, se ha observado que existen muchos campos petroleros con valores de porosidades altas y saturaciones de hasta 70%. A pesar del alto valor de SW, se obtiene producción de hidrocarburos, ya que el agua congénita que contienen el intervalo productor es irreductible (que no es desplazada cuando la formación está en producción). Por lo tanto, se debe tener mucho cuidado en no descartar las zonas de muy bajas resistividades ya que se pueden retrasar el descubrimiento de nuevos campos petroleros. Durante mucho tiempo los cálculos de SW y φ , se basaron en el registro eléctrico y en el microregistro, aplicando la fórmula de Archie. SW2 = F RW x 0.81 Rt En los primeros campos la selección de las arenas potencialmente productoras no era difícil porque se escogían las resistividades altas, sin embargo, a medida que se fueron agotando éstas y con la introducción de nuevas herramientas (Inducción, Sónico de porosidad, Gamma, Neutrón), además del conocimiento de las salinidades predominantes y el comportamiento de las resistividades de la formación, se recalcularon las arenas con bajas resistividades que no habían sido tomadas en cuenta. Con esta nueva interpretación de resistividades bajas en arenas del Mioceno, se descubrieron numerosos campos. Para el análisis de los intervalos arenosos es necesario tomar en cuenta las características siguientes: a) Litología, muestras de canal, núcleos de fondo o pared (tamaño de los granos, su grado de arcillosidad).

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b) Manifestaciones de hidrocarburos observados por la unidad detectora de hidrocarburos, lecturas de gas en el lodo y en las muestras, conductividad, etc. Tipo de aceite (ligero o pesado) y gas. Flujos de agua salada, si es posible determinar su salinidad, flujos de gas y de aceite, etc.

c) Antes de iniciar los cálculos de SW y φ es indispensable llevar a cabo los siguientes pasos:

- Control de calidad de los registros. Se debe hacer siempre antes de intentar cualquier interpretación, con el objeto de verificar que los registros están dentro de los límites aceptables (en un capítulo aparte se presentará el control de calidad de los registros). -

Correlación de profundidad. Verificar si las diferentes curvas de un registro están en profundidad con el registro base.

-

Identificación y espesor de capas.

- Selección de niveles y lectura de valores de los registros. Se deben elegir zonas con lecturas estables en todos los registros, evitando leer en zonas cavernosas.

2. Secuencia para el cálculo de SW y φ . Para calcular la SW y φ del registro de resistividad y sónico de porosidad, se siguen los siguientes pasos: Datos del registro.

a) Potencial natural SSP y PSP. b) Temperaturas del fondo del pozo, de la superficie y del intervalo de interés.

c) Resistividad de lodo RM. d) Resistividad verdadera de la formación Rt. e) Resistividad de la roca 100% invadida por agua salada RO, si existe. f) Tiempo de tránsito ∆ t. Cálculo.

a) Transportar RM al intervalo de interés, gráfica A6 de Schlumberger. 30

b) RMF y RMC según gráfica A4 de Schlumberger. c) RWa, gráfica A10. d) RW, gráfica A12, si se conoce la salinidad de un cuerpo arenoso, obtenerlo directamente de la gráfica A6 PSP.

e) α – Factor de reducción. Se requiere para determinar la SSP ó porosidad en arenas arcillosas.

f) Saturación de agua. Se calcula mediante las fórmulas: SW = √ 0.62 RW / φ SW = √ ( 0.81 RW / φ

2

Rt 2

Humble, para arenas limpias, y

Rt ) x α Archie, cuando son más arcillosas

También se puede determinar con la gráfica D1 de Schlumberger, de donde obtenemos directamente el valor de la porosidad. g) Porosidad, se determina por la fórmula:

φ = ∆ t log - ∆ t ma x 100 ∆ t fluido - ∆ t ma ∆ t sh o por la gráfica Por3, C20 de Schlumberger. El conocimiento de RO es muy importante para el cálculo de SW, usando la fórmula de Archie; SW = √ RO / Rt que se puede considerar cercano al valor real de la saturación de agua SW. Lo más interesante en nuestro país es la aplicación de RO en la interpretación de resistividades bajas de las arenas del Mioceno, por medio del cual se descubrieron numerosos campos petroleros. Sí los valores de RO oscilan entre 0.2 y 0.7 ohms, se aplica la fórmula, sin seguir los pasos anteriores en la obtención de SW. No siempre se corre con la suerte de tener el valor adecuado de RO. Los valores de porosidad se obtienen de los registros sónico, neutrón y densidad. Todo trabajo de interpretación debe ser acompañado por un informe del analista, comentando el proceso del trabajo, control de calidad,

31

recomendaciones y conclusiones, para estos dos últimos, se debe conocer la saturación crítica de la región.

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CAPITULO IX REGISTRO DOBLE LATEROLOG Este registro tiene electrodos de corriente y de medida. Los electrodos de corriente empujan una corriente dentro de la formación, enfocándola radialmente en un espesor de dos pies. De esta manera mide el potencial eléctrico necesario para generar una cierta corriente de medida, de donde se obtiene la resistividad de la formación. Este conjunto de electrodos está diseñado de tal manera que enfoca a la corriente lo más profundo dentro de la formación, midiendo la resistividad profunda LLD. Este mismo electrodo está conectado a otro generador de corriente en otro conjunto de electrodos de medida, que lee cerca de la pared del pozo, proporcionando el valor de LLS. Se le anexa también una curva somera MSLF. Estos registros se aplican en donde el rango de precisión del registro de inducción no es suficiente. Es decir, son muy buenos para medir resistividades muy altas, tales como las que ocurren en rocas carbonatadas, siendo su objetivo principal el de obtener Rt en función de las tres curvas. Se puede obtener simultáneamente un registro de Potencial espontáneo, Rayos gamma, Calibración e Indice de espesor del enjarre. Las curvas de las resistividades aparecen en las pistas 2 y 3. Las escalas para las curvas son logarítmicas de cuatro ciclos y cubren un rango de 0.2 a 2000 ohmm. El objetivo de este registro es el de proporcionar los valores de Rt y RXO, para el cálculo de SW, principalmente en rocas carbonatadas, así como también obtener la interpretación de los hidrocarburos movibles. Si la invasión es de moderada a somera, el desplazamiento de hidrocarburos por el filtrado de lodo hará que RXO < Rt, por lo tanto, RMSFL < RLLS < RLLD. Por otro lado se tiene que: Cuando RLLS < RLLD.- Puede significar presencia de fracturas. Cuando RLLS = RLLD.- Se puede interpretar como cuerpos compactos o presencia de gas (definirlo con registros de porosidades). Cuando RLLS > RLLD.- Es indicativo de agua. Cuando RLLS >> RLLD.- La corriente no fue constante.

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CAPITULO X DESCUBRIMIENTO DE CAMPOS PRODUCTORES DE HIDROCARBUROS CON RESISTIVIDADES INVERTIDAS LLS > LLD DEL REGISTRO DOBLE LATEROLOG Los principios de las herramientas doble laterolog y doble inducción en formaciones carbonatadas fracturadas, argumentan que las condiciones necesarias para que un pozo sea productor comercial de hidrocarburos, deben existir separaciones positivas entre las lecturas de las resistividades profunda y somera LLD > LLS, o que sean iguales LLD = LLS, lo cual se origina por la invasión del lodo en el sistema de fracturas. Sí se tomaran en cuenta estas normas de las herramientas, no se efectuarían pruebas de producción en todos aquellos pozos donde las curvas de resistividad profunda y somera están invertidas LLD < LLS, y por lo mismo no se descubrirían nuevos yacimientos petrolíferos. Es muy importante mencionar que en todos los pozos que presentan LLD menor que LLS fue necesario incorporar en la interpretación de los registros toda la información geológica disponible, así como también las manifestaciones de hidrocarburos observadas durante la perforación, las zonas de fracturas identificadas tanto por muestra de canal, núcleos o procesos computados D.C.A., Sonata y Compucarbo (para la definición de fracturas). En formaciones fracturadas las curvas somera y profunda del laterolog presentan grandes separaciones, lo que es provocado por la invasión del lodo en el sistema de fracturas. La respuesta del laterolog en formaciones con altas resistividades está controlada por los siguientes parámetros: 1. 2. 3. 4.

La resistividad de la formación. La resistividad del fluido de invasión. La extensión de la invasión. El diámetro de la fractura.

Existe una gran cantidad de estructuras geológicas que producen hidrocarburos de fracturas, las cuales pueden ser de ángulos bajos (horizontales), o altos (inclinados o verticales), que se invaden profundamente por lodo durante el proceso de perforación, provocando anomalías en las lecturas de resistividad del doble laterolog, las cuales pueden ser muy abiertas LLD > LLS, cerradas LLD = LLS, invertidas LLS > LLD, o disminuir bruscamente ambas (enfrente de fracturas horizontales), sin que los tres últimos casos indiquen presencia de agua salada. El registro doble laterolog es uno de los registros que penetra más en la formación y puede definir mejor a los yacimientos fracturados, que otros 34

registros diseñados para detectar fracturas los cuales por leer cercano a la pared del pozo, pueden ser interpretados equivocadamente como fracturas o enmascarar anomalías causadas por éstas. Las fracturas comercialmente productoras de hidrocarburos tienen la tendencia a estar profundamente invadidas por el lodo de perforación, lavando los fluidos de la formación y debido a este proceso anulan las posibilidades de definir las características del fluido original, sí es agua o hidrocarburos. El comportamiento característico del registro doble laterolog en zonas con hidrocarburos móviles, se tiene cuando los valores de resistividad son RLLD > RLLS, recíprocamente cuando se tiene una zona 100% saturada de agua salada, los valores de las resistividades se invierten, teniendo RLLS > RLLD. Otro tipo de diseño de las curvas es aquel en el que RLLD = RLLS, lo que puede indicar una zona almacenadora de hidrocarburos, principalmente gas, o bien, una zona impermeable o de no invasión. Actualmente se han descubierto un buen número de campos petroleros con las curvas invertidas del doble laterolog.

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CAPITULO XI REGISTRO DE NEUTRONES Los registros de neutrones son usados principalmente en la determinación de porosidad. También se usan para definir las zonas de gas, ya que enfrente de estas zonas, las porosidades leídas en estos registros se reducen notablemente. La sonda del registro de neutrón consta de una fuente emisora de neutrones y dos detectores de captura, uno cercano y otro lejano, también lleva un fleje que mantiene la sonda contra la pared del pozo. Se puede correr en agujeros abiertos y ademados, en este último caso proporciona un valor aproximado de φ debido a la influencia de la tubería de revestimiento “TR” y al cemento. Este registro se puede tomar simultáneamente con el registro de densidad y el de rayos gamma. Se corre en matriz caliza, convirtiéndola mediante ajustes en el tablero, a matriz dolomía o arena. En caso de tomar los registros en una matriz, siendo la litología distinta, los valores de porosidad se corrigen por medio de gráficas. Los neutrones son partículas eléctricamente neutras, cuya masa es casi idéntica a la del átomo de hidrógeno. Una fuente radioactiva colocada en la sonda emite continuamente neutrones de alta energía; al encontrarse con núcleos del material de la formación, chocan elásticamente y pierden parte de su energía. La pérdida de energía depende de la masa relativa del núcleo contra el cual chocan, y la mayor pérdida ocurre cuando choca con el hidrógeno. Estos neutrones amortiguados son capturados por núcleos de átomos como el cloro, hidrógeno, sílice, etc. Estos núcleos capturados emiten rayos gamma de captura, los cuales son detectados por la sonda. Las correcciones que deben hacerse al registro corrido en agujero abierto, son las siguientes: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

Diámetro del agujero. Enjarre de lodo. Alejamiento de la sonda de la pared del agujero. Densidad del lodo. Salinidad. Temperatura y presión. Litología.

La curva de porosidad queda registrada en las pistas 2 y 3 en una escala lineal, la más frecuente es de 0 a 10% o de 0 a 15%. Así mismo, registra la curva rayos gamma en la pista 1.

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El equipo refleja la cantidad de hidrógeno en la formación, como el agua y el petróleo contienen prácticamente la misma cantidad de hidrógeno por unidad de volumen, sus respuestas por lo tanto reflejan primordialmente la cantidad de espacio poral lleno de líquido en las formaciones limpias. La porosidad se calcula de la gráfica Por 13A de Sclumberger, en donde se corrige por litología. Los hidrocarburos líquidos tienen índices de hidrógeno cercanos al agua, en cambio el gas tiene una concentración de hidrógeno mucho menor, que varía con la temperatura y con la presión. Como consecuencia cuando existe gas dentro de la zona de investigación, el registro de neutrones presenta lecturas demasiado bajas, en tanto que el registro de densidad muestra lo contrario, permitiendo que esta pareja de registros, nos detecte a los intervalos gasíferos.

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CAPITULO XII REGISTRO DE DENSIDAD COMPENSADA 1. Introducción. El registro de densidad compensada se obtiene por medio de una sonda que va aplicada contra la pared del pozo. Consta de una fuente radioactiva que emite rayos gamma de mediana energía hacia la formación. Estos rayos dispersos llegan a dos detectores que representan la cantidad de pulsos contados en el detector lejano, contra los contados en el detector cercano, con esto se corrige el valor de RHOB por los efectos de espesor y densidad de enjarre. La fuente y los detectores van montados en un patín blindado que se mantiene presionado contra la pared del pozo por medio de un brazo – resorte y tiene tal forma que cuando se mueve en el pozo, va cortando el enjarre cuando es blando y cuando es duro puede quedar algo interpuesto entre la almohadilla y la formación, lo cual es visto como formación. La profundidad de investigación de la sonda dentro de la formación es de aproximadamente 50 cm (16 pulgadas), puede correrse tanto en agujero descubierto, como en agujero vacío o ademado. Se recomienda correrlo después de los otros registros, debido a que destruye el enjarre. La calibración del FDC (densidad de formación compensada), se lleva a cabo en laboratorio, en formaciones calcáreas de gran pureza, saturadas de agua dulce y cuya densidad es exacta. La curva de densidad de formación compensada queda registrada en las pistas 2 y 3, en una escala lineal de densidad, la más frecuente es de 2.00 a 3.00 ó 1.95 a 2.95 gr/cc. También se registra en la misma pista una curva de porosidad φ (NPHI). Va acompañada de una curva de calibre en la pista 1, para distinguir las zonas limpias de las arcillosas. Se usa principalmente como registro de porosidad ya que los valores de porosidad están en función de la densidad. También es muy importante para la definición de la litología y minerales, así como en la determinación de las zonas de gas, en combinación con el registro de neutrón y para la evaluación de las arenas arcillosas. 2. Fundamento. Los rayos gamma tienen la particularidad de viajar en línea recta hasta que son desviados, moderados o absorbidos por la formación. Al salir colisionan con los electrones de la formación a través de la cual tratan de pasar, en este intento, los rayos gamma pierden algo de su energía y cambian de dirección; cuando alcanzan a llegar al detector han sufrido ya un cierto número de colisiones y cambios de dirección. 38

De acuerdo con esto, mientras mayor sea la densidad de la formación, mayor será la probabilidad de que los rayos gamma colisionados pierdan energía o sean capturados y como resultado llega a los detectores una cantidad menor de rayos gamma que los originarios. La fuente radioactiva emite hacia la formación rayos gamma de mediana energía. Estos rayos gamma de alta velocidad chocan contra los electrones de la formación y en cada choque ceden algo de su energía. Este tipo de interacción se conoce como efecto “Compton” de dispersión. La intensidad de los rayos gamma dispersos es registrada por los detectores y será inversamente proporcional a la densidad de la formación.

3. Obtención de la porosidad del FDC. Supongamos que tenemos un cubo de una roca, con porosidad φ y saturado de agua. Por definición la densidad total de la roca – fluido, será:

ρ

b

ρ

b

ρ

b

= Peso total de la roca fluido Volumen total roca fluido = ( Vt ma x ρ

m

1

) + Vt f x ρ

f

Por lo tanto; =(1-φ )ρ

ma

+φ ρ

f

despejando φ :

φ = ρ ma – ρ ρ ma – ρ f ρ

ma

–ρ

f

son valores conocidos, ρ

b

b

se lee del registro.

La porosidad se obtiene también de la gráfica Por 5, de Schlumberger.

4. Registro de litodensidad LDT. Su principio de medición está basado en una fuente de emisión de rayos gamma de alta energía (661 kev), que colisionan con los electrones de la formación, perdiendo su energía secuencialmente, pasando por el efecto “Compton”, hasta llegar a un nivel de energía en el que interactúan con los electrones de los átomos, transfiriéndoles toda su energía, denominándose efecto foto – eléctrico. Así es como el fenómeno de absorción ocurre emitiendo un electrón y los rayos gamma que logran llegar a los detectores, 39

dependen de la cantidad de choque recibido y de la densidad electrónica de la formación. El registro de litodensidad es obtenido por una herramienta en la que se mide simultáneamente el índice de absorción de captura foto eléctrica (Pef) y la densidad de la formación ρ b. El factor fotoeléctrico se obtiene de los rayos gamma, detectados en las ventanas de baja energía, y puede ser utilizado para la detección de fracturas. No es recomendable en lodo a base de barita por estar fuertemente afectada. La curva del factor fotoeléctrico se muestra en un rango de 1 a 6 barns.

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CAPITULO XIII REGISTRO DE ESPECTROMETRIA DE RAYOS GAMMA NATURALES NGT Los registros de rayos gamma se utilizan para el control de la profundidad, la correlación y la estimación del contenido de arcilla (para el cálculo de SW en arenas arcillosas), los cuales responden a la radioactividad producida por los elementos Thorio, Uranio y Potasio. El registro de espectrometría de rayos gamma tiene la capacidad de medir estos tres elementos ya que producen una apreciable cantidad de rayos gamma durante su vida media y debido a que se encuentran en cantidades de algunas partes por millón para el Thorio y el Uranio, y algunos por cientos para el Potasio. La herramienta NGT cuenta con un detector de rayos gamma, con un espectro que está dividido en cinco ventanas de energía y se cuenta el número de pulsos por segundo del Talio 308, Bismuto 214 y Potasio 4; cada uno de ellos representa los átomos Thorio, Uranio y Potasio respectivamente. Las cuentas en cada ventana dependen de las concentraciones de tres elementos (Torio, Uranio y Potasio) en la formación y de la posición de la ventana. El registro presenta la curva de rayos gamma (SGR) en la pista 1, con una curva adicional de rayos gamma (GR) ya conocida. En el carril del centro se presenta la relación Thorio, Uranio y Potasio. La radioactividad proviene del Uranio contenido en las formaciones arcillosas. La aplicación de estas nuevas técnicas ha superado los problemas de interpretación de formaciones arcillosas y actualmente ha mejorado los cálculos de SW en arenas y carbonatos arcillosos. Este registro se usa para detectar, identificar y evaluar minerales radioactivos y también para identificar el tipo de arcilla, así como calcular su volumen.

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CAPITULO XIV CALCULO DE POROSIDAD Y SATURACION DE AGUA EN ROCAS CARBONATADAS Para los cálculos de φ y SW se emplean los registros de porosidad y resistividad, aplicando la formula de Achie: SW = √ R W / φ

2

Rt

Cálculo de RW.- La resistividad del agua de formación RW, como se indica en la fórmula de Archie, es un parámetro muy importante en la determinación de SW. Se puede obtener mediante: a) Datos estadísticos de salinidades de pozos vecinos, a flujos de agua salada del pozo durante su perforación.

b) Graficación de los valores de resistividad Rt, leídos en los picos del doble laterolog, contra los picos del tiempo de tránsito ∆ t, leídos del sónico de porosidad BHC. Colocándolos en la gráfica construida para este caso, se lee el factor de formación, la porosidad, la saturación y se calcula RW.

c) No se recomienda el método del potencial natural, porque no funciona en este tipo de rocas con altas resistividades, salvo en escasas ocasiones cuando se trata de rocas menos resistivas (calcarenitas, brechas, packstone, etc.). d) Cálculo de porosidad. Para la determinación más apegada a la realidad de la porosidad, es necesario conocer la litología del intervalo potencialmente productor de hidrocarburos, ya que los registros sónico, neutrón y densidad, dependen de la litología y del fluido contenido. Cada uno de ellos responde en forma independiente a distintas composiciones de la matriz y a la presencia de gas. La gráfica de interrelación (Crossplot), es necesaria para determinar la porosidad y litología cuando se dispone de dos registros de porosidad. Para el cálculo de la porosidad efectiva de un intervalo seleccionado, perforado con lodo a base de agua, se utiliza la gráfica CP IC. Se lee el valor ρ b y la porosidad φ N de los registros, se ubican en sus columnas correspondientes y en su cruce se localiza el punto P, de donde se lleva una línea perpendicular hasta tocar la traza de la roca matriz conocida, definiéndose el valor de φ e. La presencia de gas en la zona de investigación de los registros, provoca un incremento en la porosidad leída por el registro de densidad y una disminución en el de neutrón. Esto provoca un desplazamiento hacia arriba, por lo tanto, es 42

necesario hacer la corrección por presencia de gas. En caso de no hacer esta corrección, el valor de φ resultará bajo. La superposición de las curvas de porosidad del neutrón y de densidad, cuando se desplazan en direcciones opuestas, indica la presencia de gas o de hidrocarburos ligeros. 1. Análisis de fracturamiento. El estudio de fracturas constituye un aspecto primordial en la evaluación de yacimientos carbonatados, cuya producción proviene principalmente de la porosidad secundaria, ya sea por disolución o por fracturas. La intensidad de las fracturas, fisuras, juntas, etc., en un yacimiento petrolero, es el resultado de la deformación estructural de una formación. Se ha observado que el grado de fracturamiento disminuye de rocas carbonatadas a rocas arcillosas, sal, anhidritas, etc., y que además la mayor probabilidad de ocurrencia de fracturas es en la parte más alta o cercana a la curvatura de una estructura a lo largo de las fallas. A pesar de que las fracturas en ocasiones no presentan un volumen muy importante en porcentajes de porosidad, si contribuyen a incrementar la permeabilidad en forma considerable, por eso es sumamente necesario evaluar la intensidad del fracturamiento para poder seleccionar en forma óptima los intervalos para pruebas de producción. Sí con los métodos modernos de detección de fracturas a base de registros geofísicos (DCA, Sonata, Detfra y Compucarbo), se llegará a tener el conocimiento de la orientación preferencial del sistema de fracturas, esto nos permitirá optimizar el desarrollo de los campos petroleros, puesto que nos indicaría las trayectorias potenciales de migración de los hidrocarburos. Los trabajos de exploración y explotación petrolera realizados por Petróleos Mexicanos, han cubierto gran parte del territorio nacional. Actualmente las áreas más importantes son la marina de Campeche y Chiapas – Tabasco, en donde los yacimientos están constituidos por dolomías, calizas dolomíticas y calizas con claras evidencias de fracturamiento, que varía de intenso a pobre y cuyas edades van del Jurásico Superior Kimmeridgiano, Tithoniano (sí está dolomitizado), Cretácico Inferior, Medio y Superior. En la época del descubrimiento de estos yacimientos, la identificación de zonas fracturadas a partir de los registros geofísicos era una tarea sumamente compleja. La detección de fracturas se determinaba por medio del registro sónico compresional, que en realidad no proporcionaba buena información sobre las zonas fracturadas en rocas carbonatadas. Posteriormente se usó el registro VDL y el proceso Fil que tampoco fueron muy efectivos.

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Fue hasta junio de 1982, cuando se efectuó la primer DCA (detección de anomalías de la conductividad), obtenido a partir del registro de echados en el pozo Cárdenas N° 121; éste resultó productor de hidrocarburos del Jurásico Superior Kimmeridgiano en el intervalo 5528 – 5560m, mismo que el DCA indicaba como intensamente fracturado. Este proceso lo realizó la compañía Schlumberger. Es indudable que con este proceso computado, se logró un avance de consideración en la detección de fracturas. Sin embargo, aún quedaba un problema de difícil solución, la detección eficiente de fracturas a partir de los registros geofísicos en pozos perforados con lodo a base de aceite. La introducción de la herramienta LSS (sónico de espaciamiento largo), permitió hacer un análisis más completo de la tendencia de las ondas acústicas y con ello, detectar las zonas fracturadas en los pozos con lodos a base de aceite. El producto computado que se obtiene con la utilización de esta herramienta, es el denominado Sonata (Sonic Attribute Analysis). Esta herramienta se probó por primera vez en noviembre de 1985, en el pozo Tecominoacan N° 145, el cual se perforó con lodo a base de aceite, sus resultados fueron satisfactorios, ya que el intervalo que se seleccionó por medio del Sonata, resultó productor de hidrocarburos. La identificación de zonas fracturadas se determina mediante el análisis cualitativo de la atenuación que sufre la energía de la onda acústica tipo Stoneley. El proceso Sonata (producto de la compañía Schlumberger), se ha efectuado en un gran número de pozos perforados con lodo a base de aceite, en ellos se identificaron zonas fracturadas, de las que se han obtenido buenos éxitos, de manera que actualmente se efectúa en forma rutinaria en todos los pozos perforados en rocas calcáreas, en los que se emplea lodo convencional o a base de aceite. La porosidad está afectada por el exponente m de la formula de Archie, que tradicionalmente en su evaluación (principalmente en las rocas carbonatadas) se ha utilizado un valor de 2, ocasionando un cierto número de predicciones desacertadas en los pozos perforados en la exploración petrolera. Esto se ha reflejado en algunos resultados no concordantes con las pruebas de producción de algunos pozos evaluados, utilizando m = 2. Con la finalidad de encontrar una solución al problema, se programó un proyecto que consistió en reevaluar los pozos probados, tomando en cuenta las descripciones petrográficas y los resultados de las pruebas de producción de cada pozo. Este proyecto se llevó a cabo con la participación de Petróleos Mexicanos y la compañía Schlumberger. Durante la realización de este proyecto, se enviaron núcleos al laboratorio Petroleum Testing Service, Inc., de Santa Fe Springs en California para el estudio de m. 44

Mediante el proyecto y el procesamiento de ELAN, se inició la creación de un banco de datos sobre el exponente m, acorde con las características petrográficas de las diversas rocas de una formación fracturada. Por lo tanto se recomienda obtener del banco de datos los valores correctos del exponente m, para determinar con la mayor exactitud posible la saturación de agua.

2. Determinación de la resistividad Rt. Del registro doble laterolog, se reconocen rápidamente tres curvas, dos de las cuales leen en la zona de poca invasión y la otra alcanza la zona profunda, siendo ésta la directa para el valor de Rt, la cual es la curva llena. 3. Cálculo de la saturación de agua. Para el cálculo de la SW, como ya se expuso antes, se aplica la fórmula de Archie: SW = √ R W / φ

2

Rt

Antes de aplicar la fórmula, es necesario respetar los siguientes pasos, anotándolos sobre el registro del doble laterolog: a) Escoger los intervalos potencialmente productores a partir de los rayos gamma, que estén limpios o semilimpios, observar en el calibrador que no estén enfrente de cavernas. b) Estudios litológicos y petrográficos de las muestras de canal y núcleos, indicando el tipo de roca y sus características (dolomía, caliza, oolitas, grado de arcillosidad, etc.). Así mismo, indicar su grado de dureza, su porosidad (primaria o secundaria – pobre, regular o buena), fracturas cerradas o abiertas. c) Manifestaciones de hidrocarburos, aceite (pesado o ligero) y gas. d) De la unidad detectora de hidrocarburos se obtiene el tipo de gas, la fluorescencia (el color que sirve para definir la densidad del aceite), y la conductividad que nos auxilia en cuanto a la salinidad.

e) Flujo de agua (sí es posible definir su salinidad para obtener RW). f) Anotar los valores de φ

e

y Rt.

g) Definir la presencia de gas, obtenida de los registros de neutrón y densidad.

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Con el objeto de mostrar con claridad los intervalos evaluados, se recomienda usar colores para cada información obtenida. Al término de estos cálculos, se presenta un informe final escrito con todo lo observado anteriormente y la secuela de cálculos con sus recomendaciones y conclusiones, tomando en cuenta la saturación crítica del lugar, así como también sí la porosidad es primaria o secundaria. Se ha visto que en las zonas petrolíferas, en rocas carbonatadas (fracturadas) de las regiones marinas y de Chiapas – Tabasco, la saturación crítica es del orden del 30%, cuando se tiene porosidad primaria. En el caso de porosidad secundaria, la saturación se dispara de este valor y sin embargo resulta productor de hidrocarburos; por tal motivo, la saturación de agua real no se puede calcular hasta que se descubra una herramienta que proporcione el valor real de φ en rocas fracturadas.

4. Efecto de la pirita en la respuesta de los registros. La presencia de la pirita es otro factor muy importante que se debe tomar en cuenta en las formaciones que contienen petróleo, y que representa un gran problema en la interpretación de los registros. Su efecto sobre la respuesta de los registros es, en gran parte, una función de las concentraciones que se encuentran en las rocas. Este mineral es muy raro encontrarlo en cantidad predominante, generalmente se encuentra con aspecto de cristales aislados diseminados, algunas veces separados en capas o estratos consistentes, en pelets o esférulas de pirita, más o menos de 2 ms. de espesor. El pozo Caparroso 1-B (Chiapas - Tabasco), es el ejemplo clásico de pozos perforados en formaciones de litología compleja que tienen cantidades importantes de pirita (concentraciones mayores de 75%), formando capas de dos metros de espesor, que resultó productor de hidrocarburos en rocas carbonatadas fracturadas del Mesozoico. Para la selección en los registros del intervalo productor, se tuvieron una serie de problemas por el alto porcentaje de pirita en forma de estratos, afectando principalmente a los registros de inducción, que se manifestó con resistividades muy bajas, enmascarando al yacimiento de tal manera que algunos analistas lo confundieron como invadido por agua salada. La respuesta del registro a la presencia de pirita, está reflejada en casi todos los registros que se estudiaron. Los registros sónico y neutrón indican porosidades altas a medida que aumenta el contenido de pirita. No es común que los elevados contenidos de pirita se encuentren asociados con los yacimientos productores de hidrocarburos. Sin embargo, en este caso, se obtuvo una interpretación correcta del intervalo productor, 46

mediante estudios realizados a núcleos de canasta, constituidos principalmente de dolomía fracturada, alternando con estratos de pirita de color amarillo oscuro brillante. Además, como apoyo para definir la zona impregnada, se tuvieron las impregnaciones de hidrocarburos durante la perforación (gasificaciones, flujos de gas y aceite). Para llegar a resultados satisfactorios de los cálculos de SW y φ en rocas carbonatadas fracturadas, es indispensable estudiar la presencia de otros minerales asociados con las rocas almacenadoras de hidrocarburos (dolomíta, anhidrita, cuarzo, halita, calcita, yeso y azufre).

Información necesaria para evaluar registros geofísicos de pozos Perforación

Registro de hidrocarburos (Rotenco)

1. Tipo de Densidad lodo Salinidad 2. Diámetro y tipo de barrena 3. Pérdida Manifestó de lodo No manifestó 4. Aumento de volumen de lodo en presas 5. Cambios en velocidad de perforación 6. Uso de reactivos y obturantes 7. Diámetros y profundidades de TR 8. Presiones anormales 9.Pozos desviados 10. Cementaciones forzadas y tapones

1. Velocidad de perforación 2. Gas lodo 3. Gas corte 4. Gas succión 5. Manifestaciones de hidrocarburos (bajas de densidad de lodo debido a presencia de hidrocarburos líquidos y/o gaseosos

Geología del subsuelo

1. Muestras de canal Análisis Petrofísico 2. Núcleos Contenido de fluidos Sabor 3. Descripción litológica Porosidad primaria Porosidad 4. Petrografía secundaria 6. Fluorescencia Tipo de fracturas 7. Presencia de CO2 8. Presencia de H2S Impregnación 9. Flujos de Ppm agua salada P.H. 5. Ambiente de depósito 10. Conductividad en 6. Edad de la roca lodo 7. Salinidad del agua de 11. Solubilidad formación 12. Porosidad visual 8. Columna geológica 9. Gradiente geotérmico 10. Estratigráficas Secciones Estructurales 11. Reflejos de línea Sismológica 12. Correla- Productores ción con pozos vecinos Invadidos

Registros procesados por sistema de cómputo 1. Identificación de fluidos (ELAN, Era) 2. Identificación de fracturas 3. Interpretación Estructural (Cluster, Geodip, Dipmeter

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CAPITULO XV REGISTRO SONICO EN POZOS ADEMADOS

1. Registro sónico de cementación CBL. Después de la cementación de una tubería de revestimiento, se efectúa el registro sónico de cementación, cuyo objetivo principal es el de conocer la calidad de la cementación, lo cual permitirá observar el aislamiento de los intervalos que contienen agua. Si la cementación de la tubería de revestimiento es defectuosa, puede ocasionar la producción de agua salada a través de los intervalos abiertos en el pozo, provenientes de las zonas vecinas. Anteriormente se usó durante mucho tiempo el registro de temperatura para definir la buena o mala cementación. El registro sónico de cementación lo sustituye con mucha ventaja, permitiendo determinar el grado de adherencia del cemento a la tubería de revestimiento. El registro de control de cementación CBL es utilizado en la actualidad, para conocer la calidad de adherencia del cemento a la tubería de revestimiento. Puede ser registrado con el equipo conocido; es necesario mantener el equipo en el centro de la tubería, para lo cual se usan centralizadores especiales. En el caso de sufrir alguna inclinación, sus lecturas son falsas, esto es observado mediante una curva que se encuentra en la pista N° 1. El CBL consta de un transmisor que emite ondas acústicas longitudinales que siguen una trayectoria, viajando a través de la tubería de ademe y son detectadas por un receptor que está a tres pies y mide la amplitud en milivoltios, finalmente es enviada a la superficie en donde se registra. En ocasiones la tubería de revestimiento se mantiene bajo presión hasta que fragüe el cemento, cuando se quita la presión, la tubería se contrae lo suficiente como para romper la adhesión del cemento dejando un espacio entre la tubería y el cemento, formando un micro anillo que también puede ser producido cuando se aplica presión y luego se suspende. Esto provoca que el CBL responda como si fuera mala cementación. La adherencia del cemento a la tubería se produce más rápido frente a las formaciones permeables que frente a las rocas impermeables. Esto es lógico ya que el cemento pierde agua frente a las zonas permeables, fraguando más rápidamente, por lo tanto, se recomienda correr este registro después de las 24 horas de efectuada la cementación de la tubería de revestimiento para una buena interpretación del registro, tomando en cuenta también el grado de inclinación del pozo y el tipo de fluidos. Además nos puede indicar las zonas de rupturas de la tubería de revestimiento “T.R.”.

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2. Registro de densidad variable VDL. El registro VDL como ya se mencionó anteriormente, en un principio se aplicó para detectar zonas fracturadas en pozos abiertos. En este registro, que se puede obtener en la misma sonda del BHC, usando únicamente un transmisor y dos detectores, se interpreta la amplitud de la tendencia total de ondas para definir la adherencia del cemento. En el equipo viene incluido un osciloscopio, cuyo barrido marca una línea de luz en la pantalla del tubo, después de cada pulso del transmisor. Este trazo del osciloscopio es fotografiado en una rápida sucesión de medidas, donde la película se mueve en sincronía con el movimiento de la sonda, produciendo una muestra de densidad variable. El sonido que se envía puede viajar a través de la tubería, a lo largo del cemento detrás de la tubería, desplazándose por la formación o por el lodo. El primero en llegar es el que viaja a lo largo de la tubería y el último es el que viaja por el lodo. La propagación a través del cemento es muy débil. En tubería mal cementada, la mayor parte del sonido pasará a lo largo de la tubería y solo una pequeña parte de la misma es transferida al cemento o a la formación. Las señales fuertes de la tubería aparecen en el VDL como bandas rectas, oscuras y claras. Cuando no existe buena adherencia de cemento, la señal recibida es débil. Sí el cemento está unido a la formación, se espera una señal fuerte. La canalización del cemento aumenta la señal de la tubería. Sí existe micro anillo, gran parte de la energía sonora permanece en la tubería, mientras que la presencia de gas en el lodo, atenúa toda la tendencia de las ondas.

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CAPITULO XVI REGISTRO DE ECHADOS Los registros de echados en agujero descubierto, nos proporcionan la inclinación de las capas, la búsqueda de las trampas estratigráficas, la información sobre el patrón de las estructuras internas, la dirección del transporte y en ciertos casos la dirección de la acumulación, del modelo de depósito, la desviación y dirección del pozo y la calibración del agujero. Actualmente las herramientas que se utilizan para tomar los registros de echados son: HDT, SHDT y FMI. Para llegar a dominar la interpretación de los echados, es necesario recibir un curso de dos semanas.

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CAPITULO XVII PROCEDIMIENTO PARA LA REVISION DEL CONTROL DE CALIDAD DE LOS REGISTROS GEOFISICOS Cualquier corrida de registros, antes de ser analizada cuantitativa y cualitativamente, debe pasar por el control de calidad de acuerdo a los veinte puntos que se enlistan a continuación. 1. Sección repetida. El intervalo que se presenta como sección repetida de aproximadamente 50 metros, tiene como objetivo el comprobar la respuesta que tiene la herramienta dos veces en el mismo tramo. Revisar que esta sección se haya efectuado dentro del registro principal, que sea semejante y no exactamente igual. 2. Traslape. En todos los intervalos registrados con traslapes de corridas anteriores, comparar los valores obtenidos, los cuales deben ser semejantes. 3. Escalas. Verificar que las escalas horizontales y verticales sean correctas con las de uso normal; sí se usan curvas de relevo, se deben indicar. 4. Desfasamiento en profundidad. Comprobar que todos los registros de una misma corrida, así como en el traslape con la anterior, estén en profundidad y no exista desfasamiento, principalmente en las curvas de rayos gamma, SP y la LLS con respecto a la LLD del doble laterolog. 5. Notas de letreros del encabezado. Por costumbre se deben leer los encabezados de los registros, con el objeto de comprobar que todos los registros que estén anotados se hayan efectuado, así como revisar sí es correcto lo que reportan como otros servicios. 6. Registrar un tramo de T.R. Cuando se tiene T.R. cementada, se debe registrar un tramo para obtener las lecturas de calibración de los registros geofísicos en el acero y así definir la veracidad de los registros. 7. Verificar la tensión del cable y la velocidad estipulada para cada registro. 51

En todos los registros, exigir la presencia de la línea en el centro del eje del pozo que marca la tensión del cable, con el objeto de definir la presencia de atorones de la herramienta y por medio de las marcas del “espía”, definir la velocidad a la que se corrió el registro para comprobar sí es correcta. 8. Verificar sí la mala información del registro es debido a condiciones del agujero o por fallas de la herramienta. Por costumbre, se debe observar la curva del calibrador o de la geometría del pozo, con el objeto de definir la calidad de la información de los registros. 9. Verificar sí lo que está escrito en observaciones es justificable. En ocasiones los errores en los registros los justifican por altas temperaturas, tipo de lodo, cavernas, etc., comprobar sí esto es correcto. 10. Comprobar que las temperaturas de superficie y de fondo, sean las mismas en todos los registros de las mismas corridas. La temperatura máxima de fondo que se reporta en °C o en °F debe registrar valores iguales o mínimas diferencias en todos los registros de la misma corrida. Cada herramienta tiene especificaciones de diámetro mínimo y máximo de agujero y la temperatura máxima en los cuales sus respuestas son confiables. 11. Los valores de resistividad se deben comprobar con los de conductividad en los registros de inducción. En ocasiones los valores de resistividades altas no son fáciles de leer, por lo que se recomienda comprobar dichos valores calculados de la curva de conductividad, para diferenciar las curvas de relevo de las sencillas.

12.

Revisar las curvas de LLS y LLD.

Los valores de resistividad registrados, deben ser concordantes con las características para cada roca, su contenido de fluidos y porosidad. Revisar la separación de las curvas, su comportamiento y que no estén desfasadas una de la otra. 13. Revisar los valores registrados en corridas diferentes de un mismo intervalo. En los casos en que se efectúen dos corridas de resistividades, porosidades, etc., en el mismo intervalo o pozo gemelo, comparar sus valores con la descripción litológica. En caso de que existan discrepancias entre las corridas, definir cuál es la correcta.

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14. El registro de rayos gamma debe ser graficado en los registros de resistividad. La curva de rayos gamma es corrida generalmente en combinación con otra herramienta; solicitar que la grafiquen en los registros de resistividades con el objeto de observar mejor el comportamiento de las resistividades.

15.

Revisar que el SP no esté afectado por ruidos, magnetización, etc.

Observar el comportamiento de la curva de potencial natural, ya que es muy frecuente que se presente en forma cíclica, esto es debido a que se magnetiza el cable del malacate o que dicha curva se presente muy aplanada, sin diferenciar los cuerpos de arenas o lutitas. 16. Verificar que los registros de porosidad se efectúen en la matriz adecuada. Los registros de porosidad se deben correr calibrados de acuerdo con la matriz que se tiene en la columna geológica, ya que generalmente los operadores no consultan el tipo de rocas que se tienen en el intervalo en donde están operando y esto causa muchos problemas en la interpretación de los registros. Además deben de graficar en cada registro las porosidades respectivas.

17.

Verificar los valores de RHOB.

Los valores de RHOB del registro deben ser revisados con las muestras de canal, la petrografía y los núcleos, tomando en cuenta el contenido de fluidos. Así como también, es esencial que se corra con calibrador del agujero, para comprobar la confiabilidad de la respuesta de la curva de densidad de la formación.

18.

Comprobar la veracidad de la sobreposición de las curvas de porosidad obtenidas del FDC y CNL. En el registro combinado de porosidades φ N – φ D revisar sí los intervalos que marcan contenido de gas (sobreposición), no se deben a condiciones del agujero, arcillosidad, matriz inadecuada de las rocas, etc.

19.

Revisar el desfasamiento en profundidad entre los rayos gamma y las curvas que definen las zonas de fracturas en el registro VDL. Es muy común que el registro VDL, que proporciona las zonas fracturadas, esté desfasado con los rayos gamma, lo cual provoca muchos errores para la selección de los intervalos fracturados para las pruebas de producción, por lo tanto, es muy importante verificar que todas las curvas estén a las mismas profundidades.

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20.

Revisar sí el registro HDT presenta información para obtener los procesos computarizados: Cluster, Geodip y DCA. Antes de solicitar un registro procesado, se debe revisar sí la información de las resistividades del registro HDT es confiable; en caso contrario, no solicitar ningún producto.

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CAPITULO XVIII REGISTROS MODERNOS 1. Nuevas tecnologías. Con el objetivo de mejorar las predicciones y resultados de los intervalos seleccionados de la interpretación y evaluación de los registros geofísicos, que son sometidos a pruebas de producción; la compañía Schlumberger ha desarrollado y aplicado nuevas tecnologías y procesos para mejorar las existentes, de tal manera que ha continuación se hará una mención breve de cada una de las herramientas nuevas.

2. Microbarredor de formación de cobertura total FMI La función principal del registro microbarredor de formación, es proporcionar el mapa de la conductividad de la pared del pozo, mediante las imágenes eléctricas de alta resolución de la formación, en color o en una escala de gris de intensidad variable. La herramienta se parece y funciona de manera muy similar a la SHDT, las matrices de sensores de microresistividades están colocadas en dos patines ortogonales, para proporcionar dos imágenes orientadas (siete centímetros de ancho) de la pared del pozo, en tanto que los cuatro patines contienen electrodos para la medición de tipo SHDT normal. La parte inferior de la herramienta emite una corriente controlada y enfocada a la formación. Presenta una serie de curvas individuales que muestran los cambios de microresistividad, debido a la superficie de las capas o a las fracturas que interceptan a la pared del pozo. La medición es poco profunda. Esta herramienta puede adquirir simultáneamente dos imágenes orientadas y los datos convencionales de la herramienta SHDT, se corre en este caso con una velocidad de 500 m/h, para adquirir únicamente los datos de los echados. Puede combinarse con los registros de rayos gamma o NGT. La interpretación basada en diagramas de flechas y patrones de colores, está siendo reemplazada por la técnica de imágenes a colores, que trae beneficios adicionales para el interprete. • • • • • •

Detección y definición de fallas. Discriminación de buzamientos sedimentarios. Determinación del buzamiento estructural en formaciones fracturadas. Evaluación de porosidad secundaria. Calibración y orientación de núcleos. Caracterización de yacimientos.

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3. Sónico dipolar de cizallamiento por imágenes DSI Esta herramienta mide las ondas de cizallamiento en formaciones poco consolidadas, combina la tecnología monopolar y la dipolar, analizando en forma efectiva las ondas de cizallamiento y Stoneley en todo tipo de formaciones; con su medición se ha mejorado la obtención de la porosidad y la presencia de gas. Las ondas Stoneley son analizadas con un nuevo producto que ilumina las fracturas abiertas. Con su presentación en tiempo real y la razón de Poisson, proporciona información vital geofísica, en la litología y el contenido de fluidos. La herramienta tiene un transmisor monopolar programable, dos transmisores dipolares cruzados y un arreglo de ocho estaciones multireceptoras que pueden ser configuradas para recepción monopolar y dipolar. Las estaciones están espaciadas seis pulgadas en dirección vertical y cada estación consiste de cuatro receptores montados en forma circular, haciendo un total de 32 elementos individuales de recepción.

4. Herramienta combinable de resonancia magnética CMR Esta herramienta de alta resolución, es muy valiosa para la evaluación de formaciones, ya que permite diferenciar aquellas zonas que tendrán producción de hidrocarburos, de otras similares improductivas. Provee un registro continuo con una excelente resolución vertical para la determinación continua de permeabilidad y corte de agua. La resolución vertical de la herramienta es de seis pulgadas, la cual permite identificar zonas permeables muy delgadas. El mejoramiento en la precisión de las mediciones se debe a que el conjunto de imán y antena está montado sobre un patín que se aplica contra la pared del pozo. Los imanes generan un campo magnético poderoso que alinea los protones de hidrógeno presentes en la formación. La antena transmite un pulso que provoca una rotación de los protones de 90°, con respecto a la dirección del campo magnético, los protones inician un movimiento de precisión, creando una señal detectada por la antena entre pulso y pulso.

5. Herramienta de imágenes resistivas AIT Esta herramienta consta de un transmisor que opera simultáneamente en tres frecuencias y ocho arreglos de inducción, mutuamente balanceados con espaciamientos que varían desde algunas pulgadas a varios pies; seis de estos arreglos utilizan pares de frecuencia adyacentes, de donde se obtienen 28 mediciones de inducción, las cuales son adquiridas a intervalos de 3 pulgadas. 56

Estas 28 mediciones son corregidas por efecto de pozo y finalmente producen cinco curvas con una misma resolución vertical y profundidades medias de 10, 20, 30, 60 y 90 pulgadas, a partir del centro del pozo. De estas cinco curvas, se obtienen varios productos auxiliares: • • • •

Resistividad de la zona virgen. Resistividad de la zona lavada y tres parámetros nuevos de invasión. Límite de la zona lavada. Límite radial de la invasión y el volumen del filtrado.

También se puede presentar como imagen a color de la resistividad.

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EL AUTOR

Héctor Martínez Velazquez, actualmente jubilado de Petróleos Mexicanos. Se graduó como Ingeniero Geólogo en el Instituto Politécnico Nacional en 1955. Trabajo en Coatzacoalcos, Ver. Como Interprete de Geología del Subsuelo y Sismología, Analista de Registros Geofísicos hasta 1977. Después movilizado a la Ciudad de México en las oficinas centrales como Coordinador de Geología del Subsuelo de las zonas petroleras. Posteriormente desarrollo el puesto de Superintendente General de Evaluación de Formaciones. Fue maestro de secundaria, preparatoria y de registros geofísicos para postgraduados en el Instituto Politécnico Nacional. Así como también instructor de ingenieros de la industria petrolera en Evaluación de Registros Geofísicos y Geología del subsuelo. Ha evaluado registros geofísicos de varios países, publico artículos en revistas técnicas.

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