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REGISTROS ELÉCTRICOS
Hace más de medio siglo se introdujo el registro eléctrico de pozos en la industria petrolera.
Desde entonces se han desarrollado y utilizado en forma general, muchos más y mejores
dispositivos de registros.
A medida que la ciencia de los registros de pozos petroleros avanzaba, también lo hacia el
arte de la interpretación de datos. Hoy en día el análisis detallado de un conjunto de perfiles
cuidadosamente elegidos, provee un método para derivar e inferir valores precisos para las
saturaciones de hidrocarburos y de agua, porosidad, índice de permeabilidad y la litología
del yacimiento.
Resistividad
La resistividad de la formación es un parámetro clave para determinar la saturación de
hidrocarburos. La electricidad puede pasar a través de una formación solo debido al agua
conductiva que contenga dicha formación. Con muy pocas excepciones como el sulfuro
metálico, la grafiíta y la roca seca que es un buen aislante. Las formaciones subterráneas
tienen resistividades mesurables y finitas debido al agua dentro de sus poros o al agua
intersticial absorbida por una arcilla.
La resistividad de una formación depende de: la resistividad del agua de formación, la
cantidad de agua presente y la geometría estructural presente.
Registros Eléctricos
Los registros de resistividad miden la diferencia de potencial causada por el paso de la
corriente eléctrica a través de las rocas. Consiste en enviar corrientes a la formación a
través de unos electrodos y medir los potenciales en otros. Entonces la resistividad de la
roca puede determinarse ya que esta resulta proporcional a la diferencia de potencial. Las
herramientas que se utilizan para medir las resistividades pueden ser de dos tipos según el
dispositivo que utilicen, estos tipos son:
Dispositivo normal.
Dispositivo lateral básico.
Estos registros son aplicables, cuando: se utiliza un fluido de perforación salado. Si la
formación presenta una resistividad de media a alta. Las capas son delgadas, excepto si
estas son de resistividades muy altas.
Inductivos
Los perfiles de inducción fueron introducidos en el año de 1.946, para perfilar pozos
perforados con lodos base aceite, transformándose en un método “standard” para este tipo
de operaciones.
Estos miden la conductividad (recíproca a la resistividad) de las formaciones mediante
corrientes alternas inductivas. Dado que es un método de inducción se usan bobinas
aisladas en ves de electrodos, esto para enviar energía a las formaciones. La ventaja de este
perfil eléctrico se basa en su mayor habilidad para investigar capas delgadas, debido a su
enfoque y a su radio de investigación.
Factores que afectan tanto a los registros resistivos como inductivos, son:
Efecto pelicular (efecto skin).
Factor geométrico.
Efecto de invasión.
Formaciones adyacentes.
Fluidos de perforación y revoques.
Figura 1: Sección de un registro de resistividad mostrando las arenas con posibles
acumulaciones de hidrocarburos.
Gradiente Geotérmico
Es la variación de temperatura, es decir gradiente térmico, que se produce en el material de
un planeta rocoso (de ahí el prefijo GEO). Físicamente se expresa en unidades de
temperatura de diferencia entre unidades de longitud recorrida para obtenerlas. Por
ejemplo, un gradiente geotérmico de 0,03ºF/ft indica que cada pie de descenso supone un
aumento de 0,03ºF en la temperatura. El gradiente geotérmico nos da una idea de la
variación del calor interno de la Tierra.
El gradiente geotérmico no es un valor constante puesto que depende de las características
físicas que presente el material en cada punto del interior del planeta, es decir, de las
condiciones geológicas locales algunas de las cuales son: la relación presión con
temperatura, la composición química y las reacciones que se produzcan, la existencia de
material radiactivo, la presencia de movimientos convectivos y rozamientos, y un largo etc.
El Gradiente geotérmico puede ser calculado como el cociente entre la diferencia de
temperaturas y la diferencia de Profundidades referidas a las mismas temperaturas, tal y
como se muestra en la siguiente ecuación:
if
if
PP
TTG
Donde:
:G Gradiente geotérmico.
Tf: temperatura Final o del punto de referencia 2
Ti: temperatura Inicial o del punto de referencia 1 (generalmente se utiliza la temperatura
de Superficie que es igual a 60°F.
Pf: Profundidad Final o del punto de referencia 2.
Pi: Profundidad Inicial o del punto de referencia 1 (generalmente se utiliza la como
referencia la superficie por lo que Pi = 0 ft.
TALLER N° 1
Problema 1. Complete la siguiente tabla utilizando la información anexa en la misma, para
ello utilice la grafica Gen-09. Calcule las resistividades mediante la formula anexa y
compárela con las resistividades obtenidas en la tabla anterior.
6,77T
6,77T
R
R
2
1
1
2
Resistividad
(Ohm-m)
Temp.
Superf
(°F)
Temp.
Fondo
(°F)
Prof.
Total
(ft)
Gradiente
Geotérmico
(F/100ft)
Prof. A
(°F)
Temp.
A
(°F)
Resistividad
A
(Ohm-m)
Concentración
Salina (ppm)
Resistividad
A
(Fórmula)
180 0,9 8595 1,9 1200
0,065 75 10000 6000 162
0,052 216 10997 8700 100000
1,4 112 8000 5220 4250
0,54 90 225 14614 10000
0,1 8000 0,3375 109 60000
0,045 220 1,45 0,032 200000
95 230 0,9 1,8 1000
0,125 80 5220 3500 140
Parte II
1. ¿Qué puede concluir de la tabla Gen-09 y del calculo de la resistividad por medio de
la fórmula?
2. ¿Cómo se ve afectada la resistividad con la concentración salina?
3. ¿Los cambios son proporcionales?
4. ¿A mayor profundidad mayor resistividad?. Explique
Problema 2. Usando la información grafica dada, complete las siguientes tablas. Utilice la
carta Gen-09.
Datos:
• Rw @ 500 ft = 1,5 ohm-m
• Rmf @ 87 F = 0,75 ohm-m
Zona 1 Zona 2 Zona 3
Base Tope Base Tope Base Tope
Prof. (ft) Prof. (ft) Prof. (ft)
Temp. (°F) Temp. (°F) Temp. (°F)
Gradiente
Geotérmico
(F/ft)
Gradiente
Geotérmico
(F/ft)
Gradiente
Geotérmico
(F/ft)
Punto Temp. (°F) Prof. (ft) G
(°F/ft)
Rw (Ohm-m) Rmf (Ohm-
m)
A 2560
B 4567
C 6333
D 9262
b) Determinar:
Rw @ 143 F =?
Rmf @ 5689ft=?
c) Mencione las condiciones del pozo que pueden afectar los perfiles de pozos. Categorías
y subdivisión
RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACION
Registro de Potencial Espontáneo (SP)
La curva SP es un registro de la diferencia entre el potencial eléctrico de un electrodo móvil
en el pozo y el potencial eléctrico de un electrodo fijo en la superficie en función de la
profundidad.
Frente a las lutitas, la curva SP por lo general, define una línea más o menos recta en el
registro, que se llama línea base de lutitas, mientras que, frente a formaciones permeables,
la curva muestra excursiones con respecto a la línea base de lutitas; en las capas gruesas
estas excursiones (deflexiones) tienden a alcanzar una deflexión esencialmente constante.
Definiendo así una línea de arena. Dicha deflexión puede ser hacia la izquierda (negativa) o
la derecha (positiva), dependiendo principalmente de la salinidad de la formación y del
filtrado de lodo.
Las curvas del SP, no se pueden registrar en pozos con lodos de perforación no
conductivos, ya que estos no proporcionan una continuidad eléctrica entre el electrodo del
SP y la formación. Además si la resistividad del filtrado del lodo y del agua de formación
son casi iguales, las deflexiones obtenidas serán muy pequeñas y la curva no será muy
significativa. Estos registros permiten: establecer correlaciones geológicas de los estratos
atravesados, diferenciar las lutitas y las capas permeables, permitiendo a su vez saber sus
espesores, obtener cualitativamente el contenido de arcilla de las capas permeables.
Factores que afectan a la curva SP:
Espesor y resistividad verdadera de la capa permeable.
Resistividad de las capas adyacentes.
Resistividad del fluido de perforación.
Presencia de arcilla dentro de las capas permeables.
Métodos para calcular la Resistividad del Agua de Formación (Rw):
La gráfica SP-1 permite calcular la resistividad equivalente de la formación, Rweq, para el
Potencial Espontáneo Estático SSP, que es la medición de la formación limpia, es decir el
mayor valor de SP. Se entra en el gráfico con el valor de SSP en mV, y se intercepta con
la temperatura del yacimiento en °F ó °C, para definir la relación entre la Resistividad del
filtrado del lodo equivalente Rmfeq y la Resistividad del agua de formación equivalente
Rweq, Rmfeq/Rweq.
Para un lodo predominantemente salino, se determina Rmfeq de la siguiente forma:
Si Rmf @75°F (24°C) es mayor que 0,1 Omh-m, se obtiene Rmf a la temperatura de
formación usando la gráfica Gen09, y usando Rmfeq = 0,85 Rmf.
Si Rmf @75°F (24°C) es menor que 0,1 Omh-m, utilice la gráfica SP-2 para obtener el
valor de Rmfeq a la temperatura de formación.
Ejemplo:
SSP = 100 mV a 250 °F Rmf = 0,70 Ohm-m a 100 °F ó 0,33 Ohm-m a 100 F Entonces, Rmfeq = 0,85 x 0,33 = 0,28 Ohm-m a 250 °F Rweq = 0,025 Ohm-m a 250 °F SSP = -Kc log (Rmfeq/Rweq) Kc = 61 + 0,133 T °F
Siempre es preferible utilizar medidas reales de la resistividad, pero de ser necesario, la
carta Gen-09 permite estimar la resistencia de una muestra de agua a una temperatura dada
cuando se conoce la salinidad (concentración de NaCl), o estimar la salinidad cuando se
conoce la resistividad y la temperatura. Esto también puede ser usado convertir la
resistencia de una temperatura a otra temperatura.
Ejemplo: La resistividad de una muestra de agua es 0.3 Ohm-m a 25°C;
¿Cuál es la resistividad a 85°C?
Entre en la carta Gen- 09 con 25°C y 0,3 Ohm-m. Su intersección indica una salinidad de
aproximadamente 20.000 ppm. Esta línea de concentración es constante y permite obtener
una resistividad de agua de la muestra de 0,13 Ohm-m a 85°C.
La resistividad de una muestra de agua puede ser estimada también a través de su análisis
químico. Una vez obtenido el valor equivalente de la concentración de NaCl, de carta
Gen-08, se puede entrar en la carta General Gen-09 para estimar la resistencia de la
muestra, tal y como se explico en el párrafo anterior
La carta Gen-08 presenta en el eje de las abscisas la concentración Total de elementos
sólidos presentes en la muestra en ppm (mg/kg); la suma de todos los elementos parciales
nos da un valor de concentración aparente, se traza una línea vertical que corta las curvas
que representan cada ión, esta intersección en el eje de las ordenadas permite encontrar los
multiplicadores de suplemento, de cada uno de los iones presentes. La concentración de
cada ion es multiplicada por su multiplicador de suplemento, y los productos para todos los
iones son sumados para obtener la concentración equivalente NaCl.
Las concentraciones son expresadas en ppm o mg/kg, ambos por el peso. Estas unidades
equivalentes.
Ejemplo: Un análisis de agua de formación de la muestra presenta 460 ppm de Calcio,
1400 ppm SO4 y 19.000 ppm NaCl.
La concentración total de sólidos es 460ppm + 1400ppm + 19.000ppm = 20.860 ppm.
Entre en la carta Gen-08 con esta concentración total de sólidos, interceptando esta línea
con cada ión encontramos 0.81 como el multiplicador del Calcio y 0.45 como el
multiplicador SO4.
Se multiplica la concentración por los multiplicadores correspondientes, el equivalente de
la concentración de NaCl encontrado es aproximadamente:
(460ppm x 0,81) + (1400ppm x 0.45)+ (19.000ppm x 1) = 20.000 ppm.
Finalmente, entrando en la gráfica Gen-09 de salinidad de la resistividad con 20.000 ppm y
75°F (24°C), la resistividad encontrada es 0.3 a 75°F.
Problema 1. Complete la siguiente tabla usando el registro anexo. Indique el signo del
Potencial Espontáneo.
Profundidad (ft) SP SSP
4198
4226
4293
4244-4260
4298-4314
4319-4340
Problema 2. Mediante el uso de las cartas SP-1 y SP-2 determine la resistividad del agua
de formación (Rw) a partir del valor de potencial espontáneo estático. Utilice:
Rmf
: 0,51@135 F
BHT: 135 F
Prof. total: 8007 ft
Temperatura en superficie: 60 F
Espesor capa: 8 ft (7442 – 7450)’
Resistividad zona invadida: 28 ohm-m
SSP:--52 mV
PARTE II
Responda de manera clara y precisa las siguientes preguntas:
a) Explique el origen del SP
b) ¿Qué indica el signo del potencial espontáneo?
d) ¿Dónde completaría un pozo para la producción de hidrocarburo?. ¿Por qué?
Problema 3. Mediante el análisis químico de una muestra de agua de formación, se
determinó que dicha muestra estaba compuesta de 4350 ppm de Calcio, 6000 ppm de
Magnesio, 1150 ppm de Carbonato, 8000 ppm de Sulfato, 1800 ppm de Bicarbonato y
21270 de Cloruro de Sodio. Determinar la resistividad de la muestra a la temperatura de
130 F.
GAMMA RAY
Registro de Rayos Gamma (GR)
Los rayos gamma son impulsos de ondas electromagnéticas de alta energía que son
emitidos espontáneamente por algunos elementos radioactivos, como por ejemplo los
elementos radioactivos de la serie del Uranio y el Torio que son los que emiten casi toda la
radiación gamma que se encuentra en la tierra.
El registro GR, es una medición de la radioactividad natural de las formaciones. En
formaciones sedimentarias el registro normalmente refleja el contenido de arcilla de las
formaciones ya que los elementos radioactivos tienden a concentrase en arcillas y lutitas,
las formaciones limpias generalmente tienen un nivel muy bajo de radioactividad.
La sonda del GR contiene un detector para medir la radiación gamma que se origina en la
formación cerca de la sonda. En la actualidad se emplean contadores de centello para esta
medición. Estos registros permiten: Estimar los límites de las capas, estimar el contenido de
arcilla en capas permeables, controlar la profundidad del cañoneo y verificar la perforación
en pozos revestidos. El Gamma Ray se mide en Unidades API.
Factores que afectan el registro GR:
Tipo de detector.
Velocidad del perfilaje.
Diámetro y densidad del hoyo.
Espesor de las formaciones.
Excentricidad y diámetro de la sonda.
Figura 2: Sección de un registro de rayos gamma mostrando la litología de la formación estudiada, en
este caso se puede ver claramente la ubicación de las arenas.
Saturación del Agua de Formación
Para el cálculo de la saturación de agua, se dispone de varios modelos de acuerdo a las
características de las rocas. El más simple es el modelo de ARCHIE, aplicable solo en
aquellas arenas completamente limpias o con muy escaso contenido de arcilla (Vsh ≤ 5%).
La ecuación de Archie, que relaciona saturación de agua con las resistividades posee un
exponente de saturación n y un exponente de cementación m aproximadamente igual a 2,
también relaciona, la porosidad y la constante, cuyo valor generalmente es 1, tal y como se
muestra a continuación:
tm
wnw R
aRS
xom
mfnxo R
aRS
Donde:
Sw: saturación del agua de formación. (%)
Sxo: saturación de agua de la zona lavada. (%)
Rw: resistividad del agua de formación. (Ohm-m)
Rmf. Resistividad del filtrado del lodo. (Ohm-m)
Rxo: resistividad de la zona lavada. (Ohm-m)
Rt: resistividad de la zona virgen. (Ohm-m)
n: exponente de saturación (2)
m: exponente de cementación (2)
a: constante (1)
Conocer la saturación de agua, nos permite obtener de forma indirecta la saturación de
hidrocarburo, ya que asumimos que en la formación existentes dos fluidos agua e
hidrocarburo y la suma de ellos es igual al 100% del fluido presente en la formación. Tal y
como se muestra en la siguiente ecuación:
1 ShSw ó
SwSh 1
También permite obtener el factor de recobro que se define como el cociente entre la
cantidad de hidrocarburo que es posible extraer de la formación y la cantidad de
hidrocarburo existente, es decir el POES o Petróleo Original en Sitio, generalmente de
expresa como:
POES
NpFr
En función de las saturaciones de los fluidos puede expresar como:
w
orw
w
oro
o
hm
S
SS
S
SS
S
SFr
1
1
1
Donde
Sw: saturación del agua de formación.
Sh: saturación de hidrocarburo
Shm: saturación de hidrocarburos móvil (que se puede recuperar)
Sor: saturación de hidrocarburo irreducible (no puede ser recuperado)
Fr: factor de recobro (porcentaje del hidrocarburo que puede recuperarse de la formación)
Problema 1. Complete la tabla Anexa.
clsh
clleidoGR GRGR
GRGRI
)12(33,0 2 GRIxVsh
Sub Capa GRleido IGR(%) Vsh (%)
A
B
C
D
E
F
GRsh = 80API GRcl = 26 API
Problema 2.
a) Ubique por intervalos zonas de Lutitas y Zonas de Arenas.
b) Verifique en cual arena o cuales arenas es posible aplicar la ecuación de ARCHIE y
justifique su respuesta numéricamente. En ese caso, calcular la saturación de agua
sabiendo que:
= 20%
m = n = 2
Rw
@ 130ºF = 0,22 ohm-m
BTH=130 F @8000ft
REGISTROS DE POROSIDAD
Registros Neutrónicos, de Densidad y Sónicos. (Registros de porosidad).
Neutrónicos
Los registros neutrónicos se emplean principalmente para delinear formaciones porosas y
para determinar su porosidad. Responden principalmente a la cantidad de hidrógeno en la
formación.
Por lo tanto, en formaciones limpias cuyos poros se hallen saturados con agua o
hidrocarburo, el registro reflejará la cantidad de porosidad saturada de líquido.
Las zonas de gas con frecuencia pueden identificarse al comparar este registro con otro
registro de porosidad o con un análisis de muestras. Una combinación del registro de
neutrones con uno o más registros de porosidad proporcionan valores más exactos de
porosidad y contenido de arcilla así como también permiten identificar litología. La
porosidad por medio de este se determinada leyendo directamente del registro obtenido, es
decir:
CNLN
Entre las herramientas que se emplean para correr los registros neutrónicos, tenemos:
Neutrón Compensado. (CNL)
Dual Porosity Neutrón. (CNT-G)
Gamma-Neutrón CCl.
Serie de GNT.
Dual Spaced Ephitermal Neutrón.
Sidewall Neutrón Porosity. (SNP)
Dual Spaced Neutrón II.
Factores que afectan el Registro Neutrónico:
Efectos de la litología.
Tamaño del hoyo.
Peso del lodo.
Efecto Stand-Off o falta de separación entre la herramienta y la pared del pozo.
Efecto de la salinidad.
Temperatura y presión.
Densidad
Los registros de densidad se usan principalmente como registros de porosidad. Otros usos
incluyen identificación de minerales en depósitos de evaporitas, detección de gas
determinación de la densidad de los hidrocarburos, evaluación de arenas con arcillas y de
litologías complejas, determinación de producción de lutitas con contenido de aceite,
cálculo de presión de sobrecarga y propiedades mecánicas de las rocas. La porosidad se
determina por medio de este a partir de la siguiente ecuación:
fma
bmaD
Donde:
: Porosidad, %.
:ma densidad de la matriz (gr/cc)
:b densidad bruta (medida en punto de referencia), (gr/cc)
:f densidad del fluido (1,71 gr/cc)
Entre las herramientas que se emplean para correr los registros de densidad, tenemos:
Lithodensity. (LDT).
Espectral Density. (LDT).
Plataforma Express. (PEX).
Factores que afectan el Registro de Densidad:
Efecto del hoyo.
Espesor del revoque.
Litología de las formaciones.
Fluidos presentes en la zona investigada.
Efecto de los hidrocarburos.
Figura 4: Sección de un registro compuesto Densidad – Neutrón. El cruce de las curvas
indica la presencia de arenas con hidrocarburos.
Sónicos
El perfil sónico no es más que el registro continúo del tiempo que emplea una onda sonora
compresional, para viajar a través de un pie lineal de formación. El tiempo requerido para
este viaje, se denomina tiempo de tránsito. El objetivo fundamental de este es medir la
porosidad de la formación, lo cual dependerá de la litología de la formación y de la
naturaleza de los fluidos que llenen los espacios porosos. La porosidad se determina por
medio de este a partir de la siguiente ecuación:
maf
maS tt
tt
Donde:
: Porosidad, %.
:mat tiempo de tránsito de la matriz ( s /ft)
:t tiempo de tránsito leído (medida en punto de referencia), ( s /ft)
:ft tiempo de tránsito del fluido (189 s /ft)
Entre las herramientas que se emplean para correr los registros de densidad, tenemos:
Registro Sónico Compensado. (BHC)
Sónico de Espaciamiento Largo. (LSS)
Array Sonic
Multipole Array Acoustinlog.
Factores que afectan el Registro Sónico:
Diámetro del hoyo.
Litología.
Coeficientes de matriz y fluido para varios minerales y tipos de porosidad (pozos Llenos de Fluido)
Efectos de la arcillosidad de las arenas en los registros de porosidad:
Las arcillas dentro de los cuerpos de arena, en diferentes grados, causan un aumento en la
porosidad determinada a partir de las lecturas de los registros de porosidad. Esto se debe a
que las arcillas tienden a disminuir la densidad total de la formación medido por el registro
de densidad, aumentar el tiempo de tránsito de la onda acústica y aumentar la concentración
de hidrógeno de la formación medido por el registro neutrónico. Por lo tanto, la porosidad
obtenida a partir de las ecuaciones antes mencionadas, deben ser corregidas por la presencia
de arcilla, mediante las siguientes ecuaciones:
Registro neutrónico: φ = φN - φNSH * VSH
Registro de densidad: φ = φD - φDSH * VSH
Registro Sónico: φ = φS - φNSH * VSH
Cuando se disponen de dos registros de porosidad, la porosidad se puede determinar con la
combinación de ellos donde la porosidad resultante recibe el nombre de porosidad
croosplot.
Efectos del gas en los registros de porosidad:
La presencia del gas en la formación disminuye la densidad total de la misma, por lo tanto,
aumenta la porosidad "leída" por el registro de Densidad. Esta misma presencia disminuye
el tiempo de tránsito de la onda acústica, como consecuencia, aumenta la porosidad
determinada por el registro Sónico. En cambio, la concentración de hidrógeno del gas
comparada con la del petróleo líquido es menor, porque contiene menor átomo de ése en
sus moléculas, por lo tanto, la presencia del gas en la formación causa una disminución en
las lecturas de la porosidad en el registro de Neutrón.
En la práctica, si se dispone sólo de un registro de porosidad y se tiene la certeza de que las
lecturas del registro están afectadas por gas, se estima la porosidad mediante las siguientes
aproximaciones empíricas:
Densidad φ = 0.85 * φD.
Sónico φ = 0.95 * φS.
Neutrón φ= 1.25 * φN.
Generalmente se usa la combinación Densidad - Neutrón, porque es la mejor para la
detección del gas, ya que éste afecta en sentidos opuestos a las lecturas de estos dos
registros. Cuando las arenas son gasíferas y arcillosas, para estos promedios se usan los
valores de cada registro individuales, corregidos previamente por arcillas.
Problema 1. Determine porosidad, saturación de agua y resistividad del agua de formación
para las siguientes secuencias geológicas, las cuales fueron perforadas en un hoyo fresco.
(a=1, m = n = 2). Utilice la Gráfica Por 5 o la ecuación fma
bmaD
y el modelo de
Archie para el cálculo de la saturación de Agua, t
mwn
w R
aRS
Problema 2. Mediante el uso de la grafica Por –15a, realice correcciones por efecto del
hoyo para la lectura de densidad (ρb) a partir de un registro FDC para un hoyo de13 pulg.
lleno de lodo, ρb = 2,4 g/cc Concentración salina = 25000 ppm Suponga matriz Arenisca
(ρma= 2,65 g/cc), para ello estime el valor de porosidad usando la gráfica Por-5 y verifique
sus resultados usando la formula.
La densidad bruta b , registrada con el FDC ( Densidad de Formación Compensada o Litho-
Density ) , es convertida a la porosidad con la gráfica POR 5. Se entra en la gráfica, con el valor de
la densidad bruta, corregida para tamaño del hoyo, en el eje de las abscisas; se intercepta con el
tipo de roca del yacimiento y se lee la porosidad sobre la densidad del fluido apropiada f , en la
escala de las ordenadas. ( f es la densidad del fluido que satura la roca inmediatamente que rodea
el líquido filtrado del lodo de perforación por lo general.
Ejemplo: b = 2.31 g/cm3 en litología caliza ma = 2.71 (calcita)
Rt Rw ρb Formación Ø(%) Sw(%)
245 0,083 2,54 Caliza
175 0,1 5,54 Dolomita
45 0,3 2,30 Arenisca
15 2,28 Arenisca 100
25 2,51 Dolomita 35,5
120 0,09 2,56 Caliza
135 2,6 Caliza 62,5
f = 1.1 (lodo salino) Entonces, D = 25 %
En algunas circunstancias, el FDC* el registro de densidad Compensada de la Formación y
el registro de Litho-densidad deben ser corregido para el tamaño del hoyo, y el registro de
neutrón SNP debe ser corregido por el espesor del revoque. Los gráficos presentados en la
gráfica por 15 a proporcionan estas correcciones.
Para el registro FDC, entre en la carta con el diámetro de perforación, dh. Vaya a la
densidad aparente de la formación b (FDC la lectura de densidad del registro), y lea, en la
ordenada, la corrección para ser añadida a la lectura de densidad del registro FDC.
Ejemplo: dh = 12 in. b = 2,20 g/cm3 (hoyo lleno de lodo) Entonces, la corrección = 0,02 g/cm3 bcor = 2,20 + 0,02 = 2,22 g/cm3
Para el registro LDT, entran en la abscisa de la carta con el producto del diámetro del hoyo
menos 8 en pulgadas por la diferencia entre la lectura de densidad LDT, b , menos
densidad del lodo, m ; y diámetro del hoyo menos 200 en unidades métricas. Lea, en la
ordenada, la corrección para ser añadida a la lectura de densidad bruta del registro.
Ejemplo: dh = 325 mm
b = 2,45 g/cm3
m = 1,05 g/cm3
Sustituyendo
(dh – 200)( b – m ) = (325 – 200)(2,45 – 1,05) = 175
Entonces, la corrección = 0,014 g/cm3
corb = 2,45 + 0,014 = 2,464 g/cm3
Responda brevemente:
1. ¿Recomendaría un registro eléctrico en lodo base aceite, por qué?. En caso de no
recomendarlo, por cual lo sustituiría?
2. Las correcciones donde se plantean, y cual es la zona donde se hacen mayores correcciones?
3. ¿Qué mide el registro de densidad?
4. ¿Qué son los lignitos?. ¿Cuáles son sus principales características?
Problema 3. Complete la tabla anexa. Asuma ,/5,43 ftsegtma ,/189 ftsegtf
UAPIGRcl 18 y UAPIGRsh 105
Problema 4. (Perfil Sónico). Complete la tabla adjunta. Usando para ello la siguiente
ecuación, además defina cada uno de los términos de la ecuación y los valores posibles que
pueda tener cada uno de los términos
Problema 5. Se ha perforado un pozo de desarrollo en el bloque superior del yacimiento A perteneciente al campo B de la unidad de explotación C. Se corrió un grupo de registros antes de revestir el pozo en la zona productora. Estudios preliminares arrojan que la zona prospecto a ser cañoneada para poner en producción al pozo se encuentra aproximadamente entre (1545 – 1580) ft. Como parte del estudio final de completación del pozo se le asigna a usted que compruebe que ciertamente esta es la zona a ser completada. Para realizar dicho estudio usted dispone de la siguiente información: ρ
mud: 8.8 LPG
Rw: 0.16 Ω.m @101.5 F
Rm
: 2.2 Ω.m @81 F
Dh: 7’’
Caliper: 6.5’’ S
hr: 30%
BTH: 131 F @3685’ Nota: Neutrón presentado en matriz arenisca.
Para tomar la decisión de completar una zona o intervalo de una formación, utilizando
como principal parámetro de apoyo los perfiles de pozo, se debe en primera instancia
conocer la saturación de hidrocarburo de la zona o intervalo de estudio. Dicha saturación
será calculada como: la resta de 1 menos la saturación del agua de formación a través de
ecuación de Archie t
mwn
w R
aRS
, se aplican los métodos conocidos para determinar la
resistividad del agua de formación, se conoce la Resistividad de la formación en la zona
virgen (Rt), y los parámetros m=2 y a=1 generalmente son constantes, en este caso solo
falta determinar Ø.
1. Lo primero que debemos identificar es en que matriz fue corregido el registro ya
que las tablas a utilizar han sido calibradas en matriz caliza, y es importante realizar
la conversión antes de utilizar las graficas, para ello se utilizara la grafica POR13b,
entramos por el eje de las ordenadas con la porosidad CNL reportada por el registro,
interceptamos con la matriz en la cual se corrió el registro y en el eje de las abscisas
tenemos el valor de porosidad aparente en caliza.
2. Una vez obtenido este valor se deben realizar las correcciones por efectos
ambientales, utilizando la grafica POR14c, se traza una línea vertical igual al valor
de la porosidad aparente en caliza (ver figura POR 14c), con los valores
correspondientes a: diámetro de hoyo, espesor del revoque, salinidad del hoyo,
densidad del lodo, temperatura del hoyo, la presión y la salinidad del agua de
formación, se entra en la escala correspondiente, se intercepta con la línea vertical
de porosidad y se sigue la tendencia o comportamiento paralelo a la curva mas
cercana y se sube o se baja hasta el punto de calibración (ver ejemplo POR14c). El
diámetro del hoyo es un dato, el espesor del revoque es el diámetro del hoyo menos
el caliper entre dos, la salinidad del lodo se obtiene utilizando la Gen 9 llevando la
resistividad del lodo a concentración salina en Kppm, la densidad del lodo es otro
dato, si su valor es mayor a 14 lpg se entra en la escala que dice Barite, y es menor a
14 utilizamos la escala que dice Natural, además la densidad del lodo permite
calcular la presión, hlP **052,0 , donde la densidad se introduce en libras por
galón y h es la profundidad del intervalo en estudio; la temperatura que se introduce
es la del punto o intervalo de estudio, (recordar las formulas de gradiente) la
salinidad del agua de formación se obtiene de forma análoga a la concentración
salina del lodo. Estas intercepciones al llegar a los puntos de calibración permiten
calcular los Ø si la desviación es a la derecha de la línea de porosidad Ø será
positivo, si es a la izquierda será negativo.
3. Todos los Ø se suman algebraicamente, al valor de porosidad aparente en caliza,
y ese es el valor de porosidad aparente en caliza corregido.
4. También se deben realizar la corrección de la porosidad FDC (densidad), utilizando
la POR15a, (este procedimiento fue descrito en el problema 2).
5. Con los valores corregidos de porosidad CNL y FDC, calculamos el cociente y con
la saturación de hidrocarburo residual y la gráfica CP-10, determinamos el tipo de
fluido presente en formación, si la densidad ρ < 0,15, el fluido presente es gas, si se
mueve entre 0,15<ρ<0,8 el fluido es petróleo y si ρ > 0,8, es agua, esta grafica es
una apreciación cualitativa del tipo de fluido, en ocasiones no es posible determinar
el valor de la densidad cuantitativamente, en ocasiones los valores reportados se
salen de la escala, si es por encima será agua, y si es por debajo será gas.
6. La porosidad verdadera se determina en función del tipo de fluido, si el fluido
presente es agua o petróleo, la porosidad final que se introduce el formula de Archie
es un promedio de ambas 2
FDCCNL
7. Si el fluido presente en la formación es Gas se utiliza la grafica CP-9, se registra en
la línea vertical correspondiente al ØCNL el valor obtenido, igual ocurre con la
porosidad ØFDC, se traza una línea que una ambos valores y se lee el corte en la
línea vertical Ø1, desde este punto se traza una línea hasta el (0,0) del recuadro
inferior, con la Saturación de hidrocarburo residual se entra por eje de las abscisas
en el este mismo recuadro, se intercepta con la línea y se lee en el eje de las ordenas
el Ø, observe que valor siempre será negativo. La porosidad verdadera que se
introducirá en la ecuación de Archie será 1 .
