Upload
sam2484
View
261
Download
0
Embed Size (px)
DESCRIPTION
conceptos básicos de litologia y porosidad en evaluación de formaciones
Citation preview
Neutron – Density - SonicQuick-Look lithology
Porosity Combinations Cross Plots
Cálculo de Porosidad y Predicción de litología
Reconocimiento de patrones de curvas (Quick-look) Gráficos binarios (cross-plots) de dos clases medidas de porosidad –
Determinación de Porosidad y Litología1. Neutrón – Densidad: (ΦN vs. ΦD o ρb )
2. Neutrón – Delta Sónico: (ΦN vs. ∆t μ/sec)
3. Factor fotoeléctrico Pe – Densidad: ( Barns/e vs. ρb )
4. Delta Sónico – Densidad: (∆t μ/sec vs. ρb )
Gráficos ternarios, de tres medidas de porosidad – Determinación de Litología Determinación de propiedades de la matriz por medios gráficos - Litología Técnicas de computación interactiva – Porosidad, Litología y Fluidos
Reconocimiento de Patrones de Curvas (Quick-look)
Combinación de curvas en un mismo registro Efecto del Gas en el Densidad, Neutrón y Sónico - Porosidad Efectiva en
Zona de Gas Litología – Efecto de Muscovita en el Gr y Densidad Respuesta de Algunas Litologías a las 3 Herramientas de Porosidad, D-N-S Respuesta variable del Neutrón-Densidad en areniscas con gas Efecto del Agua, Aceite, Gas y Arcilla en el GR-Re-D-N
Gas EffectΦD > ΦN
Gas Cross –Over(Red)
Gas in pores reduces
Density
Gas in pores has lower
Hydrogen than water /oil
High Resistivity
Invasion, movable oil
SP supression due to
hydrocarbon
Clean GR
Good hole in front reservoir
Identificación de GasCombinación: Neutrón – Densidad –Sónico y Temperatura
Porosidad Densidad – Neutrón – Acustica en Zona con Gas ΦDN gas = ((ΦD ^2 + ΦN
^2 ) / 2) ^0.5
LitologíaEfecto de minerales
radioactivos Arenisca limpia, porosa, y buena productora de hidrocarburos
Contiene muscovita – densidad > 3, grm /cc – en la parte inferior lo cual:
• Aumenta la densidad en la zona media /inferior de al arena
• Incrementa el valor del GR por el alto contenido de K
Manifestaciones positivas de los registros son:
• La porosidad neutrónica es consistentemente alta en toda la arena
• El caliper muestra un reboque o torta uniforme en frente de la arena lo cual indica permeabilidad.
Dresser Atlas , 1982
Respuesta de cada mineral /litología pura a las herramientas de porosidad
Litología ΦN and ΦD Pe
Caliza Curvas del Densidad y Neutrón se sobreponen (ΦN = ΦD )
~ 5
Dolomita Separación Neutrón-Densidad (ΦN > ΦD ) de 12 a 20 unidades de Φ
~ 3
Anhydrita (ΦN > ΦD )ΦN ~ 0ΦD Negativa
~ 5
LutitaShale
Fuerte separación con Neutrón ΦN alto, y ΦN > ΦD
Arenisca Φd > Φn En matriz arenisca Φd > Φn
< 2
Sal ΦN < 0.Porosidad Densidad (ΦD ) muy alta
4.7
Arenisca con GAS
La separación Φd > Φn se incrementa fuertemente por efecto de gas
Dolomita con GAS
El gas disminuye la fuerte separación original (ΦN > ΦD ) de la dolomita
Modificado de Asquit, G. et al, 2004
Estimativo de Litología Combinación: Neutrón – Densidad – GR
Respuesta del Neutrón – Densidad en zonas con
Gas
La respuesta de la porosidad en la combinación Neutrón-Densidad muestra como el efecto de gas (Gas Cross Over) depende de
la profundidad de la invasión
La porosidad
La densidad del hidrocarburo
El contenido de arcilla
Asquit, G. et al, 1982
Efecto de Agua, Aceite, Gas y Arcilla en Areniscas
Porosidades registradas en matriz arenisca
Las zonas limpias, con agua, muestran poca o ninguna separación de las ΦD y ΦN, tienen resistividades muy bajas, y el GR y SP muestras permeabilidad y poca radioactividad
Arcillosidad en areniscas con agua y aceite muestras separación de las ΦD y ΦN, siendo ΦN > ΦD. En areniscas con gas, la separación se invierte con el típico gas cross-over
Las zonas de gas muestras el típico Cruce del Gas. La intensdiad de la separacion ΦD > ΦN se modifica por:• Arcillosidad tiende a disminuir
la separación• Baja presión, cerca a la
superficie tiende a aumentar la separación
Gr / SP Res ΦD y ΦN
Curvas con matriz arenisca
Soluciones Gráficas Usando dos Registros de Porosidad
1. Porosidad Neutrón vs Densidad (ΦN o ρD)
2. Porosidad Neutrón vs Tiempo de Tránsito (ΦN o ∆t)
3. Efecto Fotoeléctrico vs Densidad (Pe vs ρD)
4. Tiempo de Tránsito vs Densidad (∆t vs ρb)
Modelamiento de dos Minerales detectados con dos herramientas
Diferentes Gráficos de dos registros para determinar litología y porosidadImplica la solución de las siguientes ecuaciones
1. ∆t = Φ ∆tf + V1 ∆tm1 + V2 ∆tm2
2. ΦN = Φ (ΦN)f + V1 (ΦN)m1 + V2 (Φ N)m2
3. ρb = Φ ρf + V1 ρm1 + V2ρm2
4. 1.0= Φ + V1 + V2
Donde Φ = Porosidad Vk , K = 1,2, = fracción volumétrica de la matriz
XK , K = 1,2, = Respuesta del registro X al mineral puro con porosidad 0%
Ecuaciones 1 a 3 son la división de la respuesta total medida por cada registro, en las respuestas de cada componente de la formación – matriz y porosidadPara cada gráfico se usan dos de las ecuaciones 1-3 en adicion a la ecuación 4 para obtener una solución La respuesta de cada par de herramientas debe estar corregida por arcillosidad, hidrocarburos, porosidad secundaria y rugosidad del hueco perforado
Solución Gráfica de las Ecuaciones
Φ= 0
Linea
Mat
riz -fl
uido
Φ
= 1.0
Dresser Atlas, 1982
Gráfico Porosidad Neutrón vs Densidad (ΦN o ρD)
En eje X ingresar Φn, en unidades de porosidad, corregida por efectos ambientales
En eje Y , ingresar densidad, ρb , o Φd
La intercepción de las proyecciones de Φn y Φd determina:
• Litología que puede ser de un solo mineral o de combinaciones litológicas
• Porosidad, que se determina de las porosidades de las líneas de litologías adyacentes. Unir líneas de porosidades iguales e interpolar
Ante dos posibles litologías, las porosidades permanecen relativamente invariables
La combinación Densidad Neutrón es la más usada, pero huecos irregulares y muy grandes invalidan los resultados
Líneas M
atriz-Fluido indica
ndo Porosidad
Gráfico Porosidad Neutrón vs Tiempo
de Tránsito (ΦN o ∆t)
Ante dos posibles litologías, las porosidades
permanecen relativamente invariables
El sónico es menos sensible a huecos
irregulares que el densidad
Las curvas rojas usan la ecuación
Φs = 5/8 * (∆tlog – ∆tma)/ ∆tlog
Las lineas azules usan la ecuación
Φs = (∆tlog – ∆tma) / (∆tlog – ∆tma)
Posible desventaja: tanto el neutrón como el sónico
son muy sensibles al shale. Pequeños errores en el
cálculo de Vsh producen porosidades erradas
Como el sónico no lee Φ secundaria, los estimativos
de este gráfico pueden ser pesimistas
Gráfico Efecto Fotoeléctrico vs Densidad (Pe vs ρD)
Las dos medidas Pe y ρD provienen del registro de densidad espectral
La porosidad de la intersección se estima de la distancia relativa a líneas que conectan valores de la misma porosidad en las líneas de litología
La litología mixta es inversamente proporcional a la distancia del punto a líneas de litología más cercanas
La selección de la alternativa litologica – ej. arenisca dolomítica vs. Arenisca calcárea – tiene mucho influencia en la determinación de la porosidad
En huecos irregulares o donde se usó lodo muy pesado, los datos pueden ser inválidos
El Pe no estuvo disponible hasta después de 1987
Gráfico Tiempo de Tránsito vs Densidad (∆t vs ρb)
La selección de un alternativa de los posibles pares litológicos influye fuertemente sobre el estimativo de porosidad
Las líneas de litología están muy cerca una a la otra lo cual crea incertidumbre en los estimativos de litología y porosidad
Muy apropiada para la identificación de reservorios radiactivos, más que para predicción de litología
Las rocas almacenadoras caen cerca a las líneas de litología mientras que las arcillas o shales se localizan en el cuadrante inferior derecho
Esto permite separar reservorios radioactivos de shales
Es la solución gráfica menos usada
El hueco de perforación no deber ser rugoso
Soluciones Gráficas Usando Tres Registros de Porosidad
Mezclas de Tres Minerales
1. Gráfico Ternario M-N2. Gráfico Ternario de la ρma y ∆tma de la Matriz
3. Gráfico Ternario ρma y Uma (Factor Fotoeléctrico volumétrico de la Matriz)
Gráficos con 3 Registros Este método se puede usar cuando se
tiene información de 3 registros que detectan porosidad y miden características diferentes de las rocas
El método calcula la pendiente de cada linea que une los puntos de matriz y fluido, en las gráfica binarias
• Densidad – Tiempo de Transito• Densidad – Porosidad Neutrón
Pendiente de Densidad vs. ∆t = M Pendiente Densidad vs. ΦN = N Con M y N se forma una gráfica que
permite soluciones triples – triángulos de tres litologías / minerales
Esto permite predicciones de mezclas de litologías complejas
Los datos originales, ρb, ΦN , y ∆t deben estar corregidos por arcillosidad, hydrocarburos, y porosidad secundaria 2.0 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 3.0
0
20
40
60
80
100
120
140
160
( ρma , ∆tma)
(ρ fl , ∆t fl )
Bulk Density gr/cc
Tran
sit T
ime
μsec
/ft
M = 0.01 * (∆t fl - ∆ t ma) / (ρma - ρ fl)
M = 0.01 * (∆t fl - ∆ t log) / (ρlog - ρ fl)
Pendiente "M"
* 1
00
Litología a partir del Gráfico M-N
Es la técnica más antigua de interpretación Los circulos llenos y abiertos corresponden a
diferentes aguas, salada o fresca Las agrupaciones numeradas corresponden a
diferentes intervalos de porosidadSe necesitan tres registros de porosidad: Sónico,
Densidad y NeutrónM = 0.01 * (∆t fl - ∆t) /(ρb-ρfl )
M = 0.003* (∆t fl - ∆t) /(ρb-ρfl ) métrico
N = (Φnfl - Φn) /(ρb-ρfl )Φnfl = 1.0, porosidad neutrónica de fluido
Φn = Porosidad neutrónica (caliza)
ρfl = Densidad del fluido
ρb = Densidad total
∆t fl = tiempo del transito del fluido, 189 o 185 μsec=ft
∆t fl = tiempo del transito de
Esta gráfica se puede escalar en triángulos de 3 minerales / litologias. Los puntos que caigan dentro de cada triángulo tiene una mezcla de los 3 minerales
Cálculo de la Matriz Aparente, ρmaa , a partir de
ΦN y ρb
ρma = (ρb – ΦND * ρf) / (1- ΦND)
ρma = densidad de la matriz
ΦND = Porosidad del gráfico ND
ρfl = Densidad del fluido
ρb = Densidad total
Calcula la densidad aparente de la matriz
Localice el punto de intercepción de la porosidad neutrón (matriz caliza) , en el eje X, y la densidad en el eje Y
La densidad aparente de la matriz se lee de acuerdo a las líneas cercanas
Los valores de ρma se usan para determinar gráficamente la litología, a partir de las características de la matriz, en mezclas ternarias de minerales
Cálculo del Tiempo de Tránsito de la Matriz
∆tmaa del ΦN y ∆t
∆tma = (∆t * ΦNS * ∆t f) / (1 – ΦNS)
∆tma = Tiempo de tránsito de la matriz
ΦNs = Porosidad del gráfico NS
∆t f = Tiempo de tránsito del fluido
∆t = Tiempo de tránsito del registro
Determina el tiempo de transito aparente de la matriz
Los valores de ∆tma se usan para determinar litología a partir de las características de la matriz en otro gráfico
Localice el punto de intercepción de la porosidad neutrón (matriz caliza) y el tiempo de tránsito
El tiempo de tránsito aparente de la matriz se lee de acuerdo a las líneas cercanas
Los valores de ∆tma se usan para determinar gráficamente la litología, a partir de las características de la matriz, en mezclas ternarias de minerales
Identificación de la Litología a partir de Densidad y
Tiempo de Transito de la Matriz
De las gráfica anteriores se grafica:
ρma = (ρb – ΦND * ρf ) / (1 - ΦND)
∆tma = (∆t * ΦNS * ∆t f) / (1- ΦNS)
Plotee los valores ρma y ∆tma en el gráfico La proporción relativa de cada mineral es inversamente proporcional a la distancia de cada vértice de los triángulos litológicosLos puntos en los lados sólo tienen proporciones de los dos minerales de los extremos del lado
Cálculo de Uma – Factor Foloeléctrico Volumétrico de la
Matriz Uma , Factor fotoeléctrico volumétrico aparente de la matriz (apparent matrix capture cross section) se calcula de la gráfica o de la siguiente ecuación (Western Atlas, 1995)
Uma= { (Pe * ρ b) – (Φ ND * Ufl ) / (1 – Φ ND) }
Ufl = Factor Fotoeléctrico Volumétrico del fluid 0.398 barns / cc, para agua fresca 1.36 barns / cc para agua salada
Φ ND = porosidad del gráfico neutrón-densidad
Pe = efecto foto elétrico [barns / electrón]
Localizar Φ ND en el eje y , el efecto fotoeléctrico Pe en el eje X, y encuentre su intercepsión en la gráficaPe : Se parte de valor de ρ b en la escala inferior, se une con el valor de Pe en la escala intermedia, y se continua la linea hasta interceptar el Uma, en las Xs de la gráfica. De alli se va verticalmente hasta encontrar el valor de Φ ND
Western Atlas, 1995
Identificación de la Litología a partir de Densidad y el Factor Folotoeléctrico Volumétrico
de la Matriz
En este gráfico se usa el valor de Uma calculado de la gráfica / ecuación anterior. Uma se localiza en el eje X de la gráfica adjunta. En el eje Y se coloca la densidad aparente – ρma – de la matriz hallado anteriormente
La intercepción en la gráfica es la mezcla mineral – binaria o ternaria – de la matriz.
Las proporciones de los minerales en la mezcla son inversamente proporcionales a la distancia del punto a los minerales de los vértices.