REGISTROS GEOFISICOS

LICENCIATURA: ING. QUIMICA PETROLERA CATEDRÁTICO: DRA. MIRNA PONS JIMENEZ UNIVERSIDAD POPULAR DE LA CHONTALPA. MATERIA: GEOLOGIA

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Nombre de la Investigación: REGISTROS GEOFISICOS

CATEDRÁTICO: DRA. MIRNA PONS JIMENEZ CARRERA: QUIMICA PETROLERA PRESENTAN: ANGEL DE JESUS RUEDA ZURITA DIEGO ARMANDO CAMARA CHABLÉ ALITZEL YAMILE LOPEZ PEREZ JUAN ALBERTO SUAREZ

Semestre: 7° Grupo: “E” Turno: Matutino. H. CARDENAS, TABASCO A 20 DE NOVIEMBRE DE 2014

SEMESTRE 7° E TRABAJO DE INVESTIGACÓN: REGISTROS GEOFISICOS

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CONTENIDO INDICE DE TABLAS ......................................................................................................iv INDICE DE FIGURAS .................................................................................................... v RESUMEN .....................................................................................................................vi I. INTRODUCCIÓN ....................................................................................................... 1 II. OBJETIVOS .............................................................................................................. 2 III. REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS (Testificación geofísica) ............................ 3 3.1 HISTORIA DE LOS REGISTROS EN MEXICO ...................................................... 4 3.2 TIPOS DE REGISTROS GEOFISICOS .................................................................. 5 3.2.1 REGISTROS DE AGUJERO ABIERTO........................................................... 6 3.2.2. REGISTROS EN AGUJERO ENTUBADO ..................................................... 7 3.2.2.1 TIPOS DE HERRAMIENTAS ................................................................ 7 3.2.3 REGISTROS RESISTIVOS ............................................................................. 8 3.2.3.1 REGISTRO DOBLE LATEROLOG TELEMETRICO ............................... 10 3.2.3.2 APLICACIONES REGISTRO RESISTIVOS ......................................... 10 3.2.3.3. REGISTRO DE INDUCCION ........................................................... 10 3.2.4. REGISTROS RADIACTIVOS ..................................................................... 11 3.2.4.1 REGISTROS DE RAYOS GAMMA ................................................... 11 3.2.4.2 REGISTRO DE NEUTRONES. ............................................................ 12 3.2.4.3. REGISTRO DE DENSIDAD .............................................................. 14 3.2.5 REGISTROS ACUSTICOS .......................................................................... 16 3.2.5.1 SÓNICO DIGITAL ........................................................................... 17 3.2.5.1.1 APLICACIONES .................................................................... 18 3.2.6. REGISTROS NUCLEARES. ........................................................................ 18 3.2.6.1. NEUTRON COMPENSADO ..................................... 20_Toc404213474 3.2.6.2 LITODENSIDAD COMPENSADA ..................................................... 20 3.2.6.2.1 APLICACIONES .................................................................... 20 3.2.6.3 ELECTROSCOPIA DE RAYOS GAMMA .......................................... 21 3.2.6.3.1 APLICACIONES .................................................................... 21 3.2.6.3 RAYOS GAMMAS NATURALES ...................................................... 21 SEMESTRE 7° E TRABAJO DE INVESTIGACÓN: REGISTROS GEOFISICOS

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3.2.6.3.1 APLICACIONES .................................................................... 22 3.2.7. REGISTRO CALIPER................................................................................. 23 3.2.7.1. LIMITACIONES .............................................................................. 26 3.2.7.2. IMPORTANCIA .............................................................................. 26 3.3. CONCEPTOS BASICOS DE INTERPRETACION DE REGISTROS GEOFISICOS 27 3.3.1. EVALUACION DE LAS FORMACIONES .................................................. 28 3.3.2. PARAMETROS PETROFISICOS ................................................................ 29 3.3.2.2 PERMEABILIDAD............................................................................. 29 3.3.2.3. SATURACION ................................................................................ 29 IV. CONCLUSIÓN ...................................................................................................... 30 V. BIBLIOGRAFIA....................................................................................................... 31

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INDICE DE TABLAS Tabla 1Lista de los valores comunes de PE para cada litología ........................... 11 Tabla 2 Densidad de Matriz más comunes ............................................................. 15 Tabla 3 Evaluación de las formaciones .................................................................... 28

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INDICE DE FIGURAS Fig. 1 Toma de Registros Geofísicos.. .......................................................................... 4 Fig. 2 Operación con paneles electrónicos y unidades convencionales .............. 5 Fig. 3 Registros Geofísicos más comunes ................................................................... 6 Fig. 4 Tipos de herramientas de fondo. ....................................................................... 7 Fig. 5 Registro resistivo. La capa gruesa es más resistente que las capas adyacentes. ................................................................................................................... 9 Fig. 6 Registros rayos gamma .................................................................................... 12 Fig. 7Superficie máxima de inundación en diferente curvas de registro ............ 15 Fig. 8 El registro de Densidad ..................................................................................... 16 Fig. 9 Trasmicion de la energía acústica ................................................................. 17 Fig. 10 La Ecuación de Wyllie .................................................................................... 18 Fig. 11 Registro Micro esférico Enfocado .................................................................. 19 Fig. 12 Interpretación del registro. ............................................................................. 19 Fig. 13Registro de Rayos Gamma. ............................................................................ 23 Fig. 14Registro caliper. ................................................................................................ 24 Fig. 15 Respuesta de las rocas. .................................................................................. 25 Fig. 16 Respuesta de las rocas ................................................................................... 25 Fig. 17 El comportamiento del registro Caliper. ....................................................... 27

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RESUMEN Dado que es evidente que los hidrocarburos se generan, se mueven o migran, y se entrampan o acumulan en un yacimiento localizado en un preciso lugar geológico del subsuelo profundo, y que este subsuelo fue edificado por los procesos y leyes geológicas, la industria de los hidrocarburos ha venido a desarrollar una geología, un tanto especial, que se conoce como geología del petróleo. Esta disciplina se nutre de todos los conocimientos y conceptos que, puramente geológicos, se ocupan o relacionan con las cuencas sedimentarias y sus mecanismos de deformación, pero también incorpora otras muchas herramientas que constituyen una fuente de datos, directos e indirectos, que pueden ser traducidos a procesos y atributos geológicos. Los más significativos ejemplos de estas herramientas son los relativos a la interpretación de numerosos métodos geofísicos (sísmica de reflexión, gravimetría y magnetismo, principalmente), de los registros de propiedades físicas, naturales o inducidas, obtenidas desde la pared de los pozos profundos (radiactividad natural, resistividad, velocidad de una onda acústica, densidad, etc.) y de los análisis geoquímicos realizados tanto sobre muestras de superficie y pozo como en petróleos (contenido y tipo de materia orgánica, indicadores de maduración o de metamorfismo de muy bajo grado, cromatografía y espectrometría de masas, biomarcadores, etc.).

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I. INTRODUCCIÓN La mayoría de los yacimientos de hidrocarburos están asociados con rocas sedimentarias, las cuales están compuestas de una parte sólida (matriz de roca) y una parte fluida (espacio poroso). El objetivo principal en la evaluación de formaciones es estudiar y describir este sistema roca-fluidos, esto implica un entendimiento claro de las propiedades como litología, porosidad, permeabilidad y saturaciones. Estas propiedades físicas no pueden ser medidas directamente en el pozo, sino inferidas a partir de las mediciones en los registros de pozo (Schlumberger, 1997). Se puede decir que los registros geofísicos de pozos, adecuadamente aplicados y estudiados en conjunto, dan un resultado superior a los testigos mecánicos ordinarios, teniendo en cuenta las características de la mayoría de los problemas petroleros y mineros a resolver; especialmente considerando el factor económico (Vázquez, 2005). Previsión geológica de la columna que reconocerá el sondeo exploratorio: definición y profundidad de los objetivos, problemas potenciales derivados de niveles con pérdidas de circulación de lodo, sobrepresiones, intervalos de muestreo, etc. y programas fijos u opcionales de diagramas de pozo, en función de los resultados obtenidos durante y después de la perforación del sondeo. Este informe de implantación de pozo trata de no dejar nada a la improvisación o la sorpresa y recoge todos los objetivos exploratorios y geológicos que se pretenden obtener del mismo. Es evidente que en función del grado de exploración previa del área en que nos encontremos (sondeos próximos, calidad de la información sísmica disponible, etc.) el informe de implantación incluirá un mayor o menor número de incertidumbres, y es por esta suerte por lo que podremos encontrar desde sondeos puramente estratigráficos a sondeos que buscan un objetivo muy preciso, por productivo y conocido (Aracil, 2011).

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II. OBJETIVOS 2.1 Conocer las formaciones atravesadas por los pozos tanto en su naturaleza litológica como en lo relativo a su contenido de Fluidos, lo que es necesario para la extracción eficiente de los hidrocarburos. 2.2 Determinar características de la formación: porosidad, saturación de agua, densidad en los registros geofísicos. 2.3. Estudiar las diferentes clasificaciones de los registros geofísicos y sus aplicaciones.

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III. REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS (Testificación geofísica) Conocer las características de las formaciones atravesadas por los pozos, tanto en su naturaleza litológica, como en lo relativo a su contenido de fluidos (agua o hidrocarburos), es motivo de profundo interés. Del conocimiento de los diferentes parámetros que tal información proporciona, dependerá la extracción eficiente de los hidrocarburos (PEMEX, 2005). Para ello se cuenta con el muestreo de los pozos; es decir, del registro de lo que la barrena atraviesa. Este muestreo se hace en forma directa; estudiando muestras de la formación, o mediante el análisis continuo del fluido de perforación, y por la introducción mediante cables con conductores eléctricos de dispositivos medidores de los distintos parámetros característicos de las formaciones atravesadas y de su contenido. De estos métodos de muestreo, el que mayores avances tecnológicos ha reportado es el originalmente conocido como registro eléctrico. Actualmente, a éste se le ha sumado una serie numerosa de registros de otros parámetros y se les denomina genéricamente registros geofísicos (PEMEX, 2005). Un registro geofísico es un gráfico X-Y en donde Y representa la profundidad del pozo y el eje X representa el o los valores de algunos parámetros del pozo como son:     

Porosidad Densidad Tiempo de transito Resistividad Diámetro del agujero etc… (PEMEX, 2005).

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Fig. 1 Toma de Registros Geofísicos. El registro se obtiene al hacer pasar los sensores de la sonda enfrente de la formación moviendo la herramienta lentamente con el cable (Vázquez, 2005).

3.1 HISTORIA DE LOS REGISTROS EN MEXICO Hasta los años 70, los registros geofísicos se obtenían con unidades de tipo convencional. Éstas operaban con cable electromecánico de siente conductores. Dentro de la cabina de la unidad se encontraban los paneles o tableros electrónicos y una cámara registradora de 9 galvanómetros que proporcionaban mediciones en películas transparentes. En México se introdujeron las primeras cabinas marinas para la toma de registros geofísicos en 1963. El registro de inducción empezó a realizarse en 1964, los registros de producción en 1967; el registro de densidad en 1969; el de echados en 1971, el Doble Laterolog en 1974, y el registro de doble inducción en 1979 (PEMEX, 2005). En el año de 1979, Petróleos Mexicanos se ve afectado por el cambio de sistemas de registros. Esto ocurrió porque se discontinuo la producción del equipo convencional integrado por tableros de control que fueron sustituidos por sistemas computarizados. Toca la responsabilidad de analizar todas las alternativas de solución y sus repercusiones a Petróleos Mexicanos, que adquiere la nueva tecnología. Además, para mantenerse a la vanguardia de la especialidad y garantizar la obtención de información con un alto porcentaje SEMESTRE 7° E TRABAJO DE INVESTIGACÓN: REGISTROS GEOFISICOS

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de exactitud para la toma de registros geofísicos, la institución adquiere unidades cibernéticas a compañías extranjeras (PEMEX, 2005).

Fig. 2 Operación con paneles electrónicos y unidades convencionales (PEMEX, 2005).

3.2 TIPOS DE REGISTROS GEOFISICOS Para determinar algunas características de las formaciones del subsuelo es necesario llevar a cabo la toma de registros. Para esto se utiliza una unidad móvil (o estacionaria en pozos costa fuera) que contiene un sistema computarizado para la obtención y procesamiento de datos. También cuenta con el envío de potencia de señales de comando (instrucciones) a un equipo que se baja al fondo del pozo por medio de un cable electromecánico. El registro se obtiene al hacer pasar los sensores de la sonda de enfrente de la formación, moviendo la herramienta lentamente con el cable (PEMEX, 2005).

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Fig. 3 Registros Geofísicos más comunes (Achji, 2012).

Dentro

de

los

objetivos

del

registro

geofísico

podemos

mencionar:

Determinación de las características de la formación: Porosidad, saturación de agua/Hidrocarburos, densidad (Achji, 2012).      

Delimitación (cambios) de litología. Desviación y rumbo del agujero. Medición del diámetro del agujero. Dirección de echado de la formación. Evaluación de la cementación. Condiciones mecánicas de la TR.

3.2.1 REGISTROS DE AGUJERO ABIERTO      

Inducción Doble Laterolog Neutrón compensado Densidad compensada Sónico digital Imágenes del pozo

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3.2.2. REGISTROS EN AGUJERO ENTUBADO   

Evaluación de la cementación Pruebas de la formación Desgaste de la tubería

3.2.2.1 TIPOS DE HERRAMIENTAS El equipo de fondo consta básicamente de la sonda. Este elemento que contiene sensores y el cartucho electrónico, el cual acondiciona la información de los sensores para enviar a la superficie, por medio del cable. Además, recibe e interpreta las órdenes de la computadora en superficie. Las sondas se clasifican en función de su fuente de medida en:   

Resistivas (Fuente: corriente eléctrica) Porosidad (Fuente: capsulas radioactivas) Sónicas (Fuente: emisor de sonido)

Fig. 4 Tipos de herramientas de fondo. Eléctricas, Radioactivas y sónicas, respectivamente (PEMEX, 2005).

De acuerdo con lo anterior tenemos: Herramientas de registros con principio resistivo (eléctrico):   

Inducción Doble inducción Doble Laterolog

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  

Micro esférico Medición de echados Micro imágenes resistivas de formación

Herramientas de registros con principio acústico:   

Sónico de porosidad Sónico dipolar de imágenes Imágenes ultrasónicas

Mediante una cuidadosa interpretación de la respuesta de los registros, es posible evaluar el potencial productivo de la formación. Además, se tienen sistemas de cómputo avanzados para la interpretación (PEMEX, 2005). 3.2.3 REGISTROS RESISTIVOS La resistividad es la propiedad que posee cualquier material de oponerse a que la corriente eléctrica viaje a través de ello. Una roca, por ejemplo una lutita, es altamente resistiva puesto que la permeabilidad que pudiera almacenar fluidos que transportan fácilmente la corriente eléctrica es prácticamente nula. La conductividad es el reciproco de la resistividad. Las tres principales formas de medir la resistividad eléctrica de las formaciones penetradas por un pozo son las técnicas registro normal, registro lateral, y registro de inducción (Achji, 2012). Con el registro normal o convencional se mide un potencial eléctrico y un flujo de corriente que se manda entre un electrodo en la sonda y un electrodo en la superficie. Un par de electrodos en la sonda son utilizados para medir la variación en la resistividad de la formación cuando la sonda es elevada hacia la superficie. Este registro puede correrse generalmente con el registro SP (Achji, 2012). Registró lateral o de guardia en estos sistemas los electrodos causan la convergencia de la corriente para fluir horizontalmente dentro de la formación. Este flujo horizontal se lleva a cabo colocando dos electrones guardia arriba y abajo del electrodo de corriente. Balanceando la corriente del electrodo guardia con el electrodo generador central, una lamian de corriente penetra a la formación. El potencial de los electrodos guardia y central es medido cuando la sonda se eleva hacia la superficie (Achji, 2012).

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La resistividad eléctrica de las formaciones varía. Las rocas solidas son altamente resistivas, como lo son los poros de la roca saturada de agua dulce, aceite o gas. Las lutitas y las formaciones porosas saturadas con agua salada o salmuera poseen muy bajas resistividades. Cuando se corren simultáneamente, el SP y el registro de resistividad pueden realizar interpretaciones cualitativas de la litología y de la naturaleza de los fluidos de los poros. Las resistividades varían desde el orden de 0.5 hasta 500 Ohms*m2/m (Achji, 2012). La cantidad de aceite o gas contenido en una unidad de volumen del yacimiento, es el producto de su porosidad por la saturación de hidrocarburos (PEMEX, 2005). Los parámetros físicos principalmente para evaluar un yacimiento son porosidad, saturación de hidrocarburos, espesor de la capa permeable y permeabilidad (PEMEX, 2005). Para deducir la resistividad de formación en la zona no invadida, las medidas de resistividad se usan, solas o en combinación. Es decir, atrás de la zona contaminada por los fluidos de control de pozo (PEMEX, 2005).

Fig. 5 Registro resistivo. La capa gruesa es más resistente que las capas adyacentes. La curva que resulta, es simétrica con respecto al plano horizontal de simetría de la capa. Como se puede observar, los límites de la capa no están bien definidos por esta curva de resistividad ya que, debido a la influencia de la resistividad de las capas vecinas, la curva

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LICENCIATURA: ING. QUIMICA PETROLERA CATEDRÁTICO: DRA. MIRNA PONS JIMENEZ UNIVERSIDAD POPULAR DE LA CHONTALPA. MATERIA: GEOLOGIA tiende a redondearse, estas curvas de resistividad normal tienden a registrar un espesor menor que el real en capas resistentes y una resistividad menor que la real (Santos, 2000).

Para medir la resistividad de la formación se cuenta con dos herramientas:  

Inducción Doble Laterolog

Generalmente, se prefiere usar la herramienta de inducción cuando la

resistividad de la formación es baja, del orden de 500 ohms cuando se tiene formaciones altamente resistivas la herramienta de Doble Laterolog proporciona información más confiable (PEMEX, 2005). 3.2.3.1 REGISTRO DOBLE LATEROLOG TELEMETRICO Este perfilaje tiene un circuito básico de emisión y medición de electrodos, a través de los cuales una caída de potencial en la medición dará la resistividad de la roca. Es apropiado para cuando se está usando fluidos de perforación conductores, como lodos base agua (Achji, 2012). Esta herramienta proporciona dos mediciones, con la profundidad más grande de investigación una de ellas es la resistividad en la zona virgen (Rt o lateral profunda Lld) y de la zona invadida (Rxo o lateral somera Lls) (Achji, 2012). 3.2.3.2 APLICACIONES REGISTRO RESISTIVOS    

Resistividad en la zona lavada Identificación de poros y zonas permeables Indicador de hidrocarburo móvil Calibrador

3.2.3.3. REGISTRO DE INDUCCION La resistividad de la formación es medida induciendo flujo de corriente, lo cual produce un Campo Electromagnético, según la Ley de Faraday, este campo produce un Circuito a Tierra que a su vez produce que el campo electromagnético regreso con los retornos hacia las antenas receptoras. Las antenas Transmisoras y receptoras miden la resistividad de la formación mediante la inducción de un flujo de corriente (Achji, 2012).

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El registro de Inducción es adecuado para fluidos de perforación no conductores. La Resistividad en las arcillas está alrededor de 1,5 a 4 ohm-m, mientras que las arenas de agua o húmedas presentan valores de 4 - 10 ohm-m. Y para arenas petrolíferas se manejan criterios de valores mayores a 10 ohm-m. En formaciones arcillosas no hay separación entre las líneas de resistividad profunda y somera, porque la arcilla es una zona No permeable, por lo que no habrá filtración de lodo hacia la formación. Por lo cual la separación entre las líneas de resistividad profunda y somera se pueden ver en zonas permeables, como Arenas (Achji, 2012). 3.2.4. REGISTROS RADIACTIVOS Existen tres principales registros radiactivos: de rayos gamma, de neutrones y de densidad (Santos, 2000). Como es bien sabido, todas las formaciones geológicas contienen cantidades variables de material radioactivo, cuya magnitud depende de sus características individuales. Las lutitas contienen mayor cantidad de material radiactivo que las arenas, areniscas y calizas; por lo tanto su curva de rayos gamma indicara la diferencia de radiactividad entre uno y otro (Santos, 2000). 3.2.4.1 REGISTROS DE RAYOS GAMMA El registro de rayos gamma es una medición de la radiactividad natural de las formaciones. En las rocas sedimentarias, el registro normalmente refleja el contenido de arcilla por que los elementos (uranio, torio y potasio) tienden a concentrarse en arcillas y lutitas. Este registro puede ser corrido en pozos entubados, lo que lo hace muy útil como una curva de correlación en operaciones de terminación o modificación de pozos. Con frecuencia se usa para complementar el registro de SP y como sustituto de la curva SP. En cada caso es útil para la localización de capas con o sin arcilla y, lo más importante, para la correlación general (Santos, 2000). Tabla 1Lista de los valores comunes de PE para cada litología (Achji, 2012).

LITOLOGÍA

VALOR FOTO ELECTRICO (PE)

Arenisca

1.81

Arcilla

2.5-4.0

Caliza

5.08

Dolomita

3.14

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El principal elemento radiactivo de las rocas es el potasio, el cual es encontrado generalmente en arcillas ilícitas y en menor cantidad en feldespatos, micas y glauconita. La materia orgánica adhiere Uranio y Torio, así que las rocas generadoras son radiactivas. Este registro se mide en unidades API (Santos, 2000). Hay tres tendencias generales o las formas curvas que pueden ser reconocidos cuando se mira en las curvas de registros de pozos. El registro de rayos gamma sigue un cambio ascendente en el contenido de arcilla mineral (Santos, 2000).

Fig. 6 Registros rayos gamma (Santos, 2000).

3.2.4.2 REGISTRO DE NEUTRONES. El registro de neutrones, como su nombre sugiere, es producido por un instrumento que bombardea a la información con neutrones a partir de una fuente radiactiva. El bombardeo provoca que la roca emita rayos gamma en proporción con su contenido de hidrogeno. Esta radiación gamma es registrada por la sonda. El hidrogeno se encuentra presente en todas las formaciones fluidas (aceite, gas o agua), en yacimientos pero no en minerales. Así que la respuesta de este registro es esencialmente correlativa con la porosidad (Santos, 2000). El contenido de hidrogeno en aceite o en agua es aproximadamente igual, pero es menor en gas, entonces, el registro de neutrones puede proporcionar lecturas de muy baja porosidad en yacimientos de gas. Este registro es corrido SEMESTRE 7° E TRABAJO DE INVESTIGACÓN: REGISTROS GEOFISICOS

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en pozos entubados debido a que el bombardeo de neutrones penetra el acero (Santos, 2000). Este registro es útil en la medición de la litología en combinación con el registro de densidad. El equipo subsuperficial con el cual se obtienen los registros de neutrón, va montado en una sonda; básicamente que consta de una fuente emisora de neutrones y uno de los receptores de la señal de neutrones o rayos gamma que captura (Santos, 2000). No todas las formaciones contienen la misma cantidad de hidrogeno; por ejemplo las lutitas tienen en mayor cantidad que las arenas, debido a su alto contenido de agua. En consecuencia, un contraste de valores en la curva neutrón indicara un cambio de litología. La exactitud de la profundidad de esta interface en el registro, dependerá de la combinación de los factores velocidad del registro, constante de tiempo y longitud del detector (Santos, 2000). Para una misma porosidad y concentración de hidrogeno en la formación, la deflexión de la curva de neutrón será mayor mientras menor sea el contenido de material arcilloso (Santos, 2000). Este perfilaje mide la habilidad de la formación para atenuar el paso de neutrones a través de la misma. Esta medida se basa en el contenido de hidrógeno de la formación. En yacimientos limpios el hidrógeno puede representar presencia de agua o petróleo. Los neutrones son partículas eléctricamente neutrales de la misma masa que el átomo de Hidrogeno. Las fuentes usadas en los registros Neutrón son combinaciones de minerales como Americio (Am) y Berilio (Be). Los neutrones dejan la fuente con alta energía (y alta velocidad), y colisionan con los materiales de la formación de manera elástica. Los neutrones rebotan con núcleos pesados con alta energía, pero pierden energía cuando chocan con núcleos de hidrógeno. Los detectores diseñados para detectar neutrones con baja energía lo hacen después que estos colisionan con átomos de minerales en la formación y en unidades de Tasa de Conteo. Una Tasa de Conteo alta demostrará pocos átomos de hidrógeno, lo cual significa que la formación es de baja porosidad. Al contrario, una tasa de conteo baja refleja alta cantidad de átomos de hidrógeno, lo cual significa que la formación es de alta porosidad (Santos, 2000).

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La abundancia de hidrógeno o la cantidad por unidad de volumen es convertida directamente a unidades de porosidad neutrón. La Porosidad Neutrón es porosidad real en calizas limpias, pero en otras litologías como arenas y dolomitas, se requieren factores de conversión (Achji, 2012). En las arcillas, la lectura de porosidad neutrón será alta debido al contenido de agua entrampada dentro. Normalmente en petróleos o arenas de agua, la porosidad neutrón oscila entre los valores de 15- 30%, pero en arenas de gas, los valores de porosidad neutrón se encuentran entre 10 - 15%. La porosidad en zonas de gas es baja porque la cantidad de átomos de hidrógeno en el gas es menor que en el agua o petróleo comparada a un mismo volumen. En el Carbón, las lecturas están entre 40-50% debido a la mayor cantidad de agua entrampada (Achji, 2012). 3.2.4.3. REGISTRO DE DENSIDAD Una fuente radiactiva, que se aplica a la pared del agujero en un cartucho deslizable, emite a la formación de rayos gamma de mediana energía. Se puede considerar a estos rayos gamma como partículas de alta velocidad que chocan con los electrones de la formación. Con cada choque, los rayos gamma ceden algo de su energía a los electrones de la formación y continúan viajando con una energía mejor. Los rayos gamma dispersos que llegan al detector, que están a una distancia fija de la fuente, se cuentan para indicar la densidad de la formación, y la densidad de los fluidos que llenan los poros (Santos, 2000). Este registro se utiliza principalmente como registro de porosidad. Otros usos incluyen identificación de minerales en depósitos evaporíticos, detección de gas, determinación de la densidad de los hidrocarburos, evaluación de arenas con arcillas y de litologías complejas, propiedades mecánicas de las rocas y densidad de los hidrocarburos. Se mide en gramos sobre centímetro cubico (Santos, 2000).

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Fig. 7Superficie máxima de inundación en diferente curvas de registro (Santos, 2000).

El registro de densidad emplea una sonda tipo plataforma con brazos hacia los costados que también proveen medidas de caliper. Los instrumentos de densidad generalmente consisten de una fuente de Rayos Gamma, como el Celsio-137 y dos detonadores. La fuente y los detectores se localizan en una plataforma que es forzada contra los lados del hoyo desnudo. El Espaciado Largo del detector lee la mayor parte de la formación, en cambio el espaciado corto de los detonadores mide tanto la formación como los materiales presentes entre la plataforma y la formación, tal como lo muestra la figura de abajo. Tabla 2 Densidad de Matriz más comunes (Achji, 2012).

Mineral

pma (gm/cc)

ARENISCA

2.65

CALIZA

2.71

DOLOMITA

2.87

ANHIDRITA

2.98

SAL

2.03

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Fig. 8 El registro de Densidad muestra la configuración de fuentes y detectores de una herramienta de registro de densidad compensado (Achji, 2012).

3.2.5 REGISTROS ACUSTICOS El equipo sónico utiliza una señal con frecuencia audible para el oído humano. Los impulsos son repetitivos y el sonido aparecerá como áreas alternadas de compresiones y rarefacciones llamadas ondas. Esta es la forma en la que la energía acústica es transmitida en el medio (Vázquez 2005).

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Fig. 9 Trasmicion de la energía acústica (Vázquez, 2005).

3.2.5.1 SÓNICO DIGITAL La energía sónica emitida desde el transmisor impacta la pared del pozo esto origina una serie de ondas en la formación y en su superficie (Vázquez, 2005). El análisis del tren de ondas proporciona la información concerniente a la disipación de la energía de sonido en el medio. La herramienta sónico digital permite la digitalización completa de ondas en el fondo de tal manera que se elimina la distorsión del cable (Vázquez, 2005). Con este perfilaje se mide el tiempo más corto requerido por una onda comprimida para viajar verticalmente a través de un pie de la formación adyacente al hoyo del pozo. El viaje sónico puede relacionarse a la porosidad cuando la litología es conocida. La Ecuación de Wyllie se usa para relacionar el tiempo de viaje con la porosidad

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Fig. 10 La Ecuación de Wyllie se usa para relacionar el tiempo de viaje con la porosidad (Achji, 2012).

3.2.5.1.1 APLICACIONES        

Correlación de datos sísmicos Sismogramas sintéticos Determinación de porosidad secundaria y primaria Detección de gas Detección de fracturas Características mecánicas de la roca Estabilidad del agujero Registro Sónico de cementos

3.2.6. REGISTROS NUCLEARES. Las herramientas nucleares utilizan fuentes radiactivas. Mediante la medida de la forma cómo interactúa con la formación y las partículas irradiadas por la fuente, se pueden medir ciertas características como la porosidad. Se tienen 3 tipos de herramientas nucleares (PEMEX, 2005).   

Radiación natural (Rayos Gamma, Espectroscopia) Neutrones (Neutrón compensado) Rayos gamma (litodensidad compensada)

Las herramientas para medir la radiación natural no requieren de fuentes radiactivas y la información que proporcionan es útil para determinar la arcillosidad y contenido de minerales radioactivos de la roca.

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Las herramientas de neutrón compensado y litodensidad requieren fuentes radioactivas emisoras de neutrones rápidos y rayos Gamma de alta energía, respectivamente (PEMEX, 2005).

Fig. 11 Registro Micro esférico Enfocado (PEMEX, 2005).

Fig. 12 Interpretación del registro (PEMEX, 2005).

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3.2.6.1. NEUTRON COMPENSADO La herramienta de neutrón compensado utiliza una fuente de radioactiva (emisor de neutrones rápidos) y dos detectores. Su medición se basa en la relación de conteos de estos dos detectores. Esta relación refleja la forma en la cual la densidad de neutrones decrece con respecto a la distancia de la fuente y esto depende del fluido (índice de hidrogeno) contenido en los poros de la roca y por lo tanto, de la porosidad. La herramienta es útil como indicador de gas. Esto es porque mide el índice de hidrogeno y el gas contiene un bajo índice, entonces la porosidad aparente con determinada por otras herramientas tales como el litodensidad o el sónico, es posible determinar la posible presencia de gas (PEMEX, 2005). APLICACIONES    

Determinación de la porosidad Identificación de la litología Análisis del contenido de arcilla Detección de gas

3.2.6.2 LITODENSIDAD COMPENSADA El equipo de litodensidad es una herramienta que utiliza una fuente radioactiva emisora de rayos gamma que llegan a los detectores después de interactuar con el material. Ya que el conteo obtenido es función del número de electrones por cm3 y este se relaciona con la densidad real del material, lo que hace posible la determinación de la densidad. La identificación de la litología se hace por medio de la medición del “índice de absorción foto-eléctrica”. Éste representa una cuantificación de la capacidad del material de la formación para absorber radiación electromagnética mediante el mecanismo de absorción fotoeléctrica (PEMEX, 2005). 3.2.6.2.1 APLICACIONES  

Análisis de porosidad Determinación litológica

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 

Calibrador Identificador de presiones anormales

3.2.6.3 ELECTROSCOPIA DE RAYOS GAMMA La respuesta de una herramienta de Rayos Gamma Naturales no tiene la capacidad de diferenciar el elemento radioactivo que produce la medida. La mayor parte de la radiación gamma natural encontrada en la tierra es emitida por elementos radioactivos de la serie uranio, torio y potasio. El análisis de las cantidades de torio y potasio en las arcillas ayudan a identificar el tipo de arcillas. El análisis del contenido de uranio puede facilitar el reconocimiento de rocas generadoras (PEMEX, 2005). En roca de carbonatos se puede obtener un buen indicador de arcillosidad si se resta de la curva de rayos gamma la contribución del uranio. 3.2.6.3.1 APLICACIONES        

Análisis del tipo de Arcilla Detección de minerales pesados Contenido de potasio en evaporitas Correlación entre pozos Litología Espesor de formaciones Límites de formaciones Volumen de arcilla.

3.2.6.3 RAYOS GAMMAS NATURALES La herramienta de Rayos Gamma mide la radioactividad natural de las formaciones y es útil para detectar y evaluar depósitos de minerales radioactivos tales como el potasio y uranio. En formaciones sedimentarias el registro refleja normalmente el contenido de arcilla en la formación. Esto se debe a que los elementos radioactivos tienden a concentrarse en las arcillas. Las formaciones limpias usualmente tienen un bajo nivel de contaminantes radioactivos, tales como cenizas volcánicas o granito deslavado o aguas en formación con sales disueltas de potasio.

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La herramienta se corre normalmente en combinación con otros servicios y reemplaza a la medida del potencial espontaneo en pozos perforados con lodo salado, lodo base aceite o aire (PEMEX, 2005). 3.2.6.3.1 APLICACIONES   

Indicador de arcillosidad Correlación Detección de marcas o trazadores radioactivos

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Fig. 13Registro de Rayos Gamma (Mousalli, 2011).

3.2.7. REGISTRO CALIPER El Caliper es una herramienta que mide el diámetro del pozo, el cual puede ser de mucha utilidad a la hora de diferenciar litologías resistentes de las poco resistentes (Mousalli, 2011). Su principal función es determinar el estado del hoyo (derrumbado o no derrumbado).

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Mientras mayor sea el diámetro del hoyo (CALI) en comparación con el diámetro de la mecha (BS), menor es la competencia de la roca perforada (hoyo derrumbado). Si el diámetro del hoyo es similar al diámetro de la mecha, indica que la roca es competente (hoyo no derrumbado). Si el diámetro del hoyo es menor que el diámetro de la mecha, puede indicar que se tratan de lutitas expansivas o que se formó un revoque muy grueso (Mousalli, 2011).

Fig. 14Registro caliper. Manera con como está distribuida la función de este registro (Mousalli, 2011).

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Fig. 15 Respuesta de las rocas. Muestra el diámetro del hoyo y los tipos de rocas que hay (Mousalli, 2011).

Fig. 16 Respuesta de las rocas, determinación de los tipos de rocas dependiendo el diámetro del caliper (Mousalli, 2011).

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3.2.7.1. LIMITACIONES    

Solo se puede correr en un hoyo desnudo Es necesario que la sonda tenga centralizador Se recomienda usar herramientas de 4 brazos Debe calibrarse la herramienta antes de correr el registro

3.2.7.2. IMPORTANCIA    

Control de calidad del hoyo Se aprecian variaciones litológicas Permite el cálculo de volumen del hoyo exacto Localización de tramos óptimos para cañoneos.

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Fig. 17 El comportamiento del registro Caliper reacciona con la presencia de arena (Mousalli, 2011).

3.3. CONCEPTOS BASICOS DE INTERPRETACION DE REGISTROS GEOFISICOS Los parámetros petrofísicos necesarios para la evaluación de las formaciones resultan difíciles de obtenerse directamente. Por eso generalmente deben deducirse u obtenerse de la medición de otros parámetros físicos de las formaciones. Las herramientas de registros actuales nos permiten obtener una gran cantidad de parámetros como son: la resistividad, la densidad, el tiempo de tránsito, el potencial natural, la radioactividad natural y el contenido de hidrogeno en la roca (PEMEX, 2005). La interpretación de registros permite traducir estos parámetros medibles en los parámetros petrofísicos deseados de porosidad, saturación de hidrocarburos, permeabilidad, litología, etc…

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La interpretación de los registros se complica debido a las alteraciones que provoca el proceso de la perforación. Este proceso altera el contenido de fluidos en la vecindad del pozo. Ya que se requieren los parámetros petrofísicos de la formación original no contaminada, la herramienta de registros debiera ser capaz de “ver” más allá de la zona alterada. De todos modos las técnicas de interpretación deben ser capaces de compensar el efecto de zona alterada (PEMEX, 2005). 3.3.1. EVALUACION DE LAS FORMACIONES La evaluación de las formaciones puede definirse generalmente como la práctica de determinar las propiedades físicas y químicas de las rocas y los fluidos contenidos en ellas. El objetivo de la evaluación de formaciones es localizar y hacer producir un yacimiento dado por la perforación de tantos pozos como sea posible (PEMEX, 2005). Tabla 3 Evaluación de las formaciones (PEMEX, 2005).

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3.3.2. PARAMETROS PETROFISICOS Los parámetros petrofísicos necesarios para definir el potencial de un yacimiento son la porosidad, la saturación del agua y la permeabilidad. Estos parámetros no se obtienen de manera directa sino que se deducen a partir de las características de la formación medidas directamente con las herramientas de registros geofísicos. 3.3.2.1. POROSIDAD Es el volumen de los poros por cada unidad volumétrica de formación. La porosidad se define como el cociente que resulta de dividir el volumen total de poros comunicados, entre el volumen total de roca (Halliburton, 2008). 3.3.2.2 PERMEABILIDAD La permeabilidad es la medida de la facilidad con que los fluidos fluyen a través de una formación. La unidad de permeabilidad es el Darcy que se define como: La cantidad de fluido que pasa a través de 1cm 2 de área de formación en 1 segundo, bajo la actuación de una atmosfera de presión, teniendo el fluido una unidad de viscosidad. Si el fluido que pasa es de 1cm 3 se dice que la permeabilidad es de 1 Darcy. Comúnmente se usa el milydarcy (md) ya que el Darcy es una unidad muy grande (Halliburton, 2008). 3.3.2.3. SATURACION La saturación de una formación es el porcentaje del volumen poroso ocupado por el fluido en consideración. Por lo tanto, la saturación de agua es la fracción o porcentaje del volumen poroso que contiene agua de formación. La saturación de petróleo o gas es la fracción del volumen poroso que contiene petróleo o gas. Los poros deben saturarse con algún fluido. De esta manera, la suma de saturaciones de los diferentes fluidos contenidos en la roca es igual al 100 % (Halliburton, 2008).

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IV. CONCLUSIÓN La Geología es una ciencia muy importante en el área petrolera, vimos los registros geofísicos y como se clasifican, así como sus aplicaciones, es muy importante conocer cada uno de los registros aquí mencionados, hay muchos más registros geofísicos pero solo mencionamos los más importantes, conocerlos es de gran importancia porque el Geólogo toma un papel muy importante a la hora de hacer una perforación. También hicimos mención breve de los conceptos básicos que se deben de conocer a la hora de leer un registros, ya que si no conocemos los conceptos básicos como es la porosidad, permeabilidad y saturación por mencionar estos como los más importantes a la hora de leer un registro, no se puede hacer un trabajo de buena calidad.

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V. BIBLIOGRAFIA •

Achji, Jorge. (2012). Registros de pozos. México.

•

Aracil, E (2011). Registros geofísicos. Aspectos aplicados. Nuevas técnicas de construcción de pozos en terrenos no consolidados. Fermín Villarroya. Editorial de la Asociación Internacional de Hidrogeólogos-Grupo Español.

•

Halliburton (2008).Recopilación Técnica. Ingeniería de Yacimientos, México 2008. Pp. 8-20

•

Mousalli, Victoria. (2011). Perfil Calibrador de Hoyo (Caliper). México pp 17.

•

PEMEX (2005). Registros Geofísicos. México 2005. pp. 1-77.

•

Santos, Ruth (2000). Registros de pozos. Parte 1. Teoría e interpretación. México, Schlumberger. Evaluación de Pozos. W.E.C. 1997

• •

Vázquez. Gabriel. (2005). Facultad de Ingeniera, Registros Geofísicos. México. Pp. 1-10

BUSQUEDAS EN INTERNET:      

http://books.google.com.mx http://sepmstrata.org/log-char.html http://sepmstrata.org/Power-Point-Lectures/Seq-Strat-Lectures.html http://www.slideshare.net/georgehsterling/registros-geofisicos http://www.slideshare.net/jchilon/modelo-sedimentologico-estratigrafico http://www.slideshare.net/vlades3011/26228291-registrooperfilajedepozos

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