01 Registros Electricos en Agujero Descubierto

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“Otro divertido día en el parche de aceite”

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APLICACIÓN DE REGISTROS

Geología Mineralogía, Litología, Correlación,Sedimentología, Análisis de Fractura,Estratigrafía/Estructura

Geofísica Sismogramas Sintéticos

Reservorio Volumétrico, Capacidad, Productividad

Perforación Seguridad, Estabilidad del Agujero/ Geometría, Cemento,

Corrosión

Introducción

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rivateObjetivo de un Pozo

El Objetivo de la mayoría de los pozos es encontrar hidrocarburos. El volumen de hidrocarburos en sitio, es dado por:

H=Constante x φ(1−Sw)hΑdonde

H = aceite inicial en sitio

φ = porosidad efectiva

Sw= saturación inicial de agua

h = intervalo productivo

A = área de drenaje

Esta es la formula que da la cantidad de aceite en sitio, vital para la explotación del reservorio.

Los registros dan:

porosidad

saturación

altura (desde la profundidad)

Esto significa que son vitales para el operador.

El área proviene de la sísmica superficial y/o pruebas de pozo.

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Invasión Formaciones Permeables y No-Permeables

LUTITA – Zona ImpermeableNo hay separación entre las curvas de resistibilidad No hay efectos de invasión

LUTITA – Zona ImpermeableNo hay separación entre las curvas de resistibilidad No hay efectos de invasión

Arenisca – Zona PermeableProceso de invasión causa separaciónCurvas de Resistibilidad

Ejemplo de Registro

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RESULTADOS DE REGISTROS RENDIBLES

GRÁFICOS - Impresos de Películas, usualmente en dos escalas diferentes de profundidad: 1/200 como copia principal de trabajo y 1/500 (1/1000) para propósitos de correlación.

Algunas mediciones están siendo entregadas con Desplegados De calidad de Registro, verificando la calidad de la información grabada.

INFORMACIÓN

DIGITAL - usualmente grabados en DAT (Cinta Digital de Audio) en el DLIS (Estándar de Registro Digital de Información -API RP 22). Las grabaciones digitales contienen información cruda y auxiliar, permitiendo así el recálculo subsiguiente de los parámetros de registro. Otros formatos tales como LAS (Estándar de Registros ASCII) también son utilizados para pequeños juegos de información, cubriendo solamente información primaria de registro.

Rendibles

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ENCABEZADO DE

REGISTRO – incluye toda la información sobre el pozo en donde se corrió el registro y la información necesaria para describir el ambiente bajo el cual las mediciones fueron informadas (Ej. Parámetros de perforación de l odo). Los bosquejos de herramienta y observaciones informando sobre eventos específicos durante la operación de registro, completan el encabezado.

REGISTRO PRINCIPAL - desplegado principal de las mediciones realizadas.

REPETICIÓN DE SECCIÓN – sección corta de registro para probar la repetitividad del registro o la repetición de registro en secciones con anomalías de medición.

PISTA DE REGISTRO - incluye el tabulador de parámetros de herramienta/calculo y grab aciones del calibrador.

Despliegue de Registros

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Encabezado

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Encabezado

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Registro de Porosidad

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Registro de Resistividad

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Tabulador de Parámetros

Herramienta/Calculo

Parámetros

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Calibración y Revisión Resumen

Resumen de Calibración

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Calibración de la Herramienta - Detalles

Resumen de Calibración

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Registro de PozoSP Resistividad

Evaluación de Registro en Agujero Descubierto

Esta figura representa el montaje básico del proceso de registro. Un camión de linea de acero con un carrete de cable de registro es colocado de manera que la sonda (equipo de medición) pueda ser bajada dentro del agujero. Las herramientas de registro miden diferentes propiedades, tales como potencial espontáneo y resistividad de la formación, a medida que la sonda es llevada a superficie. La información es procesada por una computadora en un vehiculo de registro, y es interpretada por un ingeniero o geólogo.

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Herramientas Básicas de Registros de PozoHerramientas de Litología

Potencial EspontáneoRayos Gamma

Herramientas de

Identificación de FluidosResistividad

"Laterolog"Inducción

Herramientas Petrofísicas

PorosidadNeutrónDensidadSónica

Herramientas AuxiliaresCalibrador

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La herramienta contiene un paquete de sensor y los electrónicos para procesar la información y la comunicación con la superficie. La formación a ser medida esta “separada” de la herramienta por el agujero y sus constituyentes, lodo y enjarre. De esta forma el agujero se convierte en un filtro a través del cual la formación es vista. Las correcciones de agujero son el método usado para eliminar este efecto ambiental.


Midiendo dentro del Agujero

La formación a ser medida esta enmascarada por el agujero.

El agujero contiene fluidos y es de forma irregular.

El sensor debe ser capaz de medir la propiedad de la formación con exactitud y enviar la información a la superficie.

Sensores+Electrónicos

Agujero

Formacióna serMedida

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Cuantificando Hidrocarburos

( )( )RB/STBoB

AwS1h7758OOIP

−=

φ

( )( )rcf/scf

rcf

gB

/AwS1h43,560OGIP

−

=φ

OOIP = Aceite original en sitio en STB

Bo = Factor de volumen de formación de aceite en RB/STB h = Grosor de producción neta

φ = Porosidad

Sw = Saturación de agua (en fracción)

A = Área de desagüe en acres

Bg = Factor de volumen de formación de Gas en rcf/scf

OGIP = Gas original en sitio en pies cúbicos estándar

El numerador en ambas ecuaciones, cuantifica el volumen de hidrocarburos en el reservorio y el factor de volumen de formación de aceite o gas, convierten este volumen de condiciones de reservorio a condiciones superficiales.

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Radioactividad Normal

Densidad de Electrón

Tiempo de Viaje de la

Acústica

Índice de Hidrogeno

Absorción Fotoeléctrica

Resistividad de la

Formación

Registros de Propiedades-Mediciones Reales

Los rayos gamma estándar miden la radioactividad natural total de la formación. Registros especiales gamma, llamados Rayos Gamma Espectrales, pueden determinar la cantidad de rayos gama del potasio, uranio y torio. A pesar de que estos registros no son corridos comúnmente, son a menudo útiles para el geólogo, cuando trata de correlacionar varias lutitas. Un registro de rayos gamma estándar puede ser utilizado para calcular la fracción del reservorio que es lutita, por medio del uso del calculo en linea recta.

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Resistividad

La resistividad de agua salada es baja (altamente conductivo).

La resistividad del aceite es alta (conductor pobre)

La resistencia es la oposición de una sustancia al flujo de una corriente eléctrica. Describe un objeto especifico, que puede ser medido directamente y es expresado en ohmios.

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Resistividad

Los minerales secos, no-metálicos (matriz de roca), tienen una alta resistividad.

Todos los minerales secos, no-metálicos (matriz de roca), tienen una alta resistividad.

La tabla 2 nos da una idea de las mediciones de resistividad que se pueden esperar para algunos tipos comunes de formación.

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Resistividad

La resistividad de una roca dependerá de la conductividad de los fluidos que saturan el volumen de los poros.

Hidrocarburos (aceite o gas) tienen una alta resistividad.

El agua de formación tiene un valor de resistividad que cambia dependiendo de la salinidad y la temperatura del agua.

Rangos de Resistividad

Tipos de FormaciónRango de Resistividad (ohmios-m)

Formaciones Blandas – arenas con lutitas 0.2 a 50

Formaciones Duras - carbonatos100 a 1000

Evaporitas - sal y anhidrita1000s

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Resistividad

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Esta es una técnica rápida de “mirada rápida” para reconocer las zonas contenedoras de hidrocarburos. En una zona de agua, la porosidad y resistividad se perseguirán una a la otra, si la porosidad disminuye habrá menos agua y por lo tanto la resistividad se incrementara, y viceversa. En lutitas, la resistividad usualmente sale con lecturas bajas y la porosidad con lecturas altas. En hidrocarburo, la resistividad se incrementa, mientras que la porosidad queda igual o se incrementa.


Procedimiento de InterpretaciónResistivity PorosityGamma Ray

Water

Water

Shale

Hydrocarbon

La técnica mas simple de evaluación, consiste en reconocer la zona de hidrocarburos usando las curvas de porosidad y resistividad.

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REGISTROS DEL CALIBRADOR

- Aplicaciones:

• Medición del diámetro del agujero (geometría del agujero, si se usa una herramienta calibradora de múltiples brazos con 2 o 3 mediciones de diámetro de agujero de 90° o 60° relativas una a la otra).

• Medición importante para el perforador: geometría del agujero, volumen del agujero/cemento.

• Los diámetros del agujero son un importante parámetro para la corrección ambiental de registros petrofísicos.

• Los registros del calibrador orientado de múltiples brazos, son usados para identificar las direcciones principales de los esfuerzos – “registro de rompimiento” .

- Control Básico de Calidad:

Realizar revisión de la TR - debería leer el ID nominal de la TR.

Registro del Calibrador

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Schlumberger PrivatePotencial Espontáneo - SP

El Registro SP, al igual que los registros de rayos gama naturales, es la grabación de la ocurrencia de fenómenos físicos naturales, en las formaciones dentro de un pozo. El registro SP es una grabación versus la profundidad de la diferencia entre el potencial eléctrico de un electrodo movible en el agujero y el potencial eléctrico de un electrodo superficial fijo.

El registro SP tiene varias aplicaciones en el campo de petróleo:

Correlación

Identificar la interfase de agua fresca/salada

Indicación cualitativa de estratos de lutitas

Determinación de la resistividad del agua de formación.

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Potencial Espontáneo - SP

SP:

Potencial de Membrana - Em

Potencial de Empalme Liquido - Ej

“El SP no puede ser grabado en

agujeros con lodo no-conductivo.”

Los resultados del SP de las corrientes eléctricas que fluyen en el lodo en el agujero y en las formaciones alrededor del agujero.

El componente electroquímico del SP, es el componente mas grande del SP y es debido a la interacción química causada por una diferencia en salinidad entre el enjarre y el agua de formación. Para esta presentación el componente electroquímico es partido en dos componentes mas pequeños; el potencial de membrana y el potencial de empalme liquido

Potencial de Membrana - Em: las membranas selectivas de iones permiten que los iones con ciertas cargas eléctricas (positivas o negativas) pasen a través de ellas. Las lutitas actúan como membranas selectivas de iones, ya que solo permiten que los cationes (iones de carga positiva) pasen a través de ellas.

Potencial de Empalme Liquido - Ej: Los iones se moverán normalmente de una salinidad mas alta a una mas baja, el flujo de neto de corriente resultante, será desde los fluidos de salinidad mas baja hasta los de salinidad mas alta.

El SP no puede ser grabado en agujeros con lodo no-conductivo, debido que estos lodos no proveen continuidad eléctrica entre el electrodo del SP y la formación. El SP solo puede ser grabado en agujeros descubiertos porque tiene que haber movimiento de iones entre los fluidos para establecer potencial espontáneo. Si las resistividades del filtrado de lodo y la formación de agua son casi iguales, las deflexiones del SP serán pequeñas y la curva mas bien libre de características.

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Si Rmf > Rw El SP será negativo

Si Rmf < Rw El SP será positivo

Si Rmf = Rw No se desarrollara SP

Aplicaciones

La mas común de ellas es la indicación de lutitas. En un ambiente de lodo fresco en donde Rmf > Rw las lutitas tendrán un bajo SP y areniscas limpias tendrán un SP mas alto. En un ambiente en donde Rmf > Rw las lutitas tendrán un alto SP y areniscas limpias tendrán un SP mas bajo. Si Rmf = Rw muy poco SP será desarrollado y el registro de SP tendrá muy poco carácter. Esta es la base para las aplicaciones primarias del SP de indicador cuantitativo de lutitas, determinación de la interfase de agua fresca y agua salada y la correlación. El grafico de Efectos de la Salinidad ilustra como los efectos de la salinidad del agua de formaciones cambiantes responden a la curva SP.

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Indicador de LutitasSPshale = -10 mV SPsand = -40 mV

SPlog = SP lectura del registro = -25 mV

El porcentaje de lutitas será:

SPlog - SPshale / SPsand - SPshale = -15/-30 = .5o 50% de lutitas

Arenas de Salinidades Cambiantes

Correlación


Indicador de Lutitas – El ejemplo de registro es para el caso donde Rmf > Rw. Líneas de base para un 100% de arenisca y un 100% lutitas puede ser establecidas como un máximo y un mínimo de excursiones de SP. El porcentaje de lutitas puede ser directamente obtenido para cualquier profundidad en el registro, escalando de forma lineal, entre las líneas de base de la lutita y la arena. Por ejemplo:

SPshale = -10 mV SPsand = -40 mV SPlog = SP lectura del registro = -25 mV

El porcentaje de lutitas será:SPlog - SPshale / SPsand - SPshale = -15/-30 = .5 o 50% lutitas

Interfase de Agua Fresca y Salada – la magnitud y dirección de las excursiones de SP, dependen de la salinidad relativa entre Rmf y Rw. Cuando esta relación cambia, las excursiones de SP también cambiaran. En la interfase de agua fresca el Rmf será > Rw por debajo de la interfase y podría ser igual a o menor que Rw por encima de la interfase.

Correlación – La correlación permite que los registros realizados en un viaje hacia adentro del agujero puedan ser “amarrados” (equiparado de profundidad) con aquellos realizados en otro viaje. La correlación es realizada por dos razones principales:

Equiparación de profundidades entre viajes separados hacia adentro del pozo.Posicionamiento de las herramientas de muestro en el agujero descubierto.

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El SP es un método excelente para calcular el parámetro vital Rw. El valor Rmf es usualmente medido en una muestra, en caso contrario puede ser calculado desde los gráficos, conociendo la salinidad del lodo. La constante K es una figura compleja que es incorporada a los gráficos.


Rw del SPRw es muchas veces conocido por medio de información del cliente o conocimiento local.

El SP puede ser utilizado para revisar el valor o calcularlo cuando no esta disponible.

Es especialmente útil cuando existen variaciones a lo largo del agujero.

K es una constante – dependiendo de la temperatura.

we

mfe

R

RkSSP log−=

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Rayos Gamma

Rayos Gamma

Partículas de ondas que son ramilletes sin masa de energía electromagnética de alta frecuencia, viajando a la velocidad de la luz. Los rayos gama penetran mas allá que la mayoría de las partículas, básicamente por su falta de carga. Ellas son una de las tres partículas que son producidas durante el decaimiento radioactivo (junto con las partículas alfa y beta). Cuando los rayos gamma tienen una discreta cantidad de energía electromagnética, se pueden referir a ellos como un fotón.

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Rayos Gamma

En formaciones sedimentarias, el registro de RG refleja el contenido de arcilla o lutita.

Los elementos radioactivos tienden a concentrarse en arcillas y lutitas.

Las formaciones limpias, tales como areniscas y calizas, usualmente tienen un muy bajo nivel de radioactividad.

El registro de Rayos Gamma (RG), mostrado en esta figura, mide la cantidad de rayos gamma presentes en el pozo. En formaciones sedimentarias, el registro de Rayos Gamma refleja el contenido de arcilla o lutitas. Esto es debido a que los elementos radioactivos tienden a concentrarse en arcillas y lutitas, causando una lectura de registro de RG alta. Las formaciones limpias, tales como areniscas y calizas, usualmente tienen un muy bajo nivel de radioactividad y como consecuencia una lectura baja de registro de RG. Hacer distinciones entre estas lecturas de registro RG altas y bajas, es la base de las mediciones RG,

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Porosidad

Herramientas de Porosidad

Porosidad de Neutrón

Herramientas de Densidad

Sónico

CMR

La Porosidad de Neutrón es básicamente una función del contenido de hidrogeno dentro de los fluidos de formación.

La Porosidad Sónica es calculada desde la ruta mas rápida para las ondas sónicas a través de la roca sólida.

Las herramientas de densidad calculan la densidad de ambas, la matriz de la roca y el total de fluido presente.

El CMR responde a protones de hidrogeno que son libres de moverse en un campo magnético. Esto permite la diferenciación entre los fluidos libres y los fluidos capilaramente enlazados.

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Los ploteos cruzados son una herramienta esencial en la evaluación de registros. Vienen en dos variedades, un ploteo de frecuencia simple de un registro contra el otro, o un ploteo de eje-z con un tercero en eje-z efectivo.Virtualmente hablando, cualquier registro puede ser ploteado contra otro.

Se realiza un control adicional de la información ploteada, utilizando un cortador, por ejemplo el calibrador, eliminando secciones malas del agujero, que podrían enmascarar las lecturas reales de la formación.

Los ploteos de zonificación también ayudan a afinar el análisis.

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rivatePloteos Cruzados

Combina propiedades de ambas mediciones, por lo tanto elimina las ambigüedades.

El ploteo cruzado mas común el Neutrón-Densidad.

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Para analizar una formación en busca de su litología, un modelo es creado.

Tomando una formación compuesta por un solo mineral y un solo fluido, agua, en el espacio de los poros, se pueden escribir las ecuaciones para la densidad del granel y porosidad de neutrones. Estos tienen como un desconocido la porosidad, siendo los otros parámetros conocidos. Por lo tanto esto puede ser solucionado para la porosidad.

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VolumenModelo de Formación:Contenedora de agua, mono-mineral.Esta formación puede ser descrita por la herramienta de densidad y la herramienta de neutrones.

2 ecuaciones para 1 sistema desconocido :? es sobre-determinadoPara calizas: ?Nma = 0Para arena: ?Nma = 0.04

( )φρφρρ −+= 1mamfb

( )φφφφφ −+= 1mamfn

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La solución en una forma grafica es una linea recta que va desde el punto matriz (porosidad = 0) al punto de filtrado de lodo (porosidad = 100%). Esta linea es sellada en porosidad. Por lo tanto y para cualquier punto que caiga en esta linea, la porosidad será conocida.

Por ejemplo el punto ? n = 20, ? b = 2.3, la porosidad será 20%. Los agregados a esta ecuación ? ma y ? f deberán ser conocidos para una solución correcta.

Cualquier punto que caiga sobre la linea deberá satisfacer a los agregados. Si la linea es la linea de arenisca, entonces un punto claro que caiga sobre esta linea deberá ser arenisca.


Solución al Ploteo Cruzado

El ploteo es una linea recta del punto matriz has el punto de agua de 100% porosidad. Es colocado en la escala en porosidad.

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Las líneas litológicas son líneas de guía; no deberá ser asumido que los tres minerales estarán presentes en todo momento. Por ejemplo, en una arena de lutitas conocida la única linea relevante es la linea de areniscas, en el carbonato, serán usadas las líneas de calizas y.

En arenas de lutitas los únicos dos minerales normalmente presentes (interpretación básica) son arenisca y lutitas. Un punto contenedor de agua limpia caerá sobre la linea de arenisca, el punto de lutitas estará abajo hacia el fondo derecho del ploteo. Cualquier otro punto caerá entre estos dos extremos y puede ser llamado arenas con lutitas.

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Ploteo Cruzado de Neutrón-Densidad

Este ploteo cruzado tiene a ?b ploteado contra la porosidad corregida de neutrón.La densidad del fluido en este ploteo es de 1.0g/cm3.

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Neutrón

Las herramientas de neutrones emiten neutrones de alta energía de, ya sea una fuente química o un dispositivo generador de neutrones (minitrón) y miden la respuesta de estos neutrones mientras interactúan con la formación.

Las herramientas de neutrones emiten neutrones de alta energía de, ya sea una fuente química o un dispositivo generador de neutrones (minitrón) y miden la respuesta de estos neutrones mientras interactúan con la formación o en muchos casos, los fluidos dentro de la formación. Esta respuesta medida es afectada por la cantidad de neutrones a diferentes niveles de energía y por el gasto de decaimiento de la población de neutrones desde un nivel de energía dado hasta otro. Un neutrón interactúa con la formación en una variedad de formas después de dejar la fuente, es la secuela de estas interacciones la que es detectada por la herramienta.

La figura muestra las partes de una típica herramienta de registro de neutrones.

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Neutrón

El hidrogeno es el elemento mas efectivo en el proceso de desaceleración (esparcimiento elástico) del Neutrón.

La perdida de energía del neutrón para cualquier colisión en particular depende de la masa del neutrón y la masa del elemento o partícula siendo atacada. La similaridad entre el neutrón y las masas de hidrogeno significan que el hidrogeno es el elemento mas efectivo en el proceso de desaceleración (esparcimiento elástico). Esto es mostrado en la tabla de “Índice de Hidrogeno”. Esta tabla lista, para distintos elementos, el numero promedio de colisiones necesarias para reducir un neutrón de 2 MeV al nivel termal de 0.025 eV.

La densidad de neutrones disminuye con su distancia de la fuente y el gasto de su densidad disminuye dependiendo de la cantidad de hidrogeno presente. La población de neutrones en cualquier punto durante las mediciones, depende básicamente de la cantidad de hidrogeno entre la fuente y ese punto. Esto es conocido como el índice hidrogeno (HI). Es una medición de la cantidad de hidrogeno por unidad de volumen. El HI del agua fresca es definido como 1.

La porosidad de la formación puede ser determinada utilizando el conocimiento del índice hidrogeno y después contando la cantidad de neutrones de baja energía (ya sea termal o epitermal) a una distancia dada de la fuente. Cuando el espacio de los poros contiene gas, el conteo de neutrones en los detectores, es mayor (y la porosidad medida mas baja). Nos referimos a esto como el efecto gas, debido a que el gas contribuye con mucho menos hidrogeno para el esparcimiento de neutrones, que el agua o el aceite.

Es importante recordar que los neutrones se verán afectados por el hidrogeno en ambos, los fluidos de formación y la formación, a pesar de que el hidrogeno es mas comúnmente encontrado en los fluidos. La situación en la que existe una falta de hidrogeno en el ambiente dentro del agujero (es decir una zona de gas), es vista en muchos pozos, pero es un verdadero caso especial cuando se compara con todas las zonas encontradas en todo un pozo.

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DensidadCuando medimos la cantidad de rayos gamma y los niveles de energía a una distancia dada de la fuente, la densidad de electrones de la formación, puede ser predicha.

La herramienta de registro de densidad es uno de los instrumentos mas importantes utilizados para evaluar formaciones.

Se hizo popular en primera instancia, porque media la densidad de la formación, que puede ser directamente relacionada con la porosidad de la formación.

Es conocido que los rayos gamma pierden energía cuando colisionan con electrodos (como es descrito en el esparcimiento Compton). De esto se puede deducir que mientras mas electrodos se encuentren en la formación, mas probable sea que los rayos gamma sean sometidos al esparcimiento Compton.

Esta es la base de la medición de densidad. Al medir la cantidad de rayos gamma y sus niveles de energía a una distancia dada de la fuente, la densidad de electrones de la formación, puede ser predicha. Entendiendo la relación entre densidad de electrones y densidad de granel es una parte esencial de la medición de densidad.

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SónicoLas Herramientas Sónicas están basadas en las mediciones de velocidad y las amplitudes de las ondas sónicas de cuerpo, en las rocas.APLICACIONES :

Propiedades Mecánicas : Fuerza de la Roca,

Esfuerzo de la Tierra.Propiedades Mecánicas

de las Rocas.Mecanismos de Falla de

las Rocas. Evaluación de Formación

Registro de Enlace del Cemento

Aplicaciones: Las aplicaciones principales de las mediciones de velocidad y las amplitudes de las ondas sónicas de cuerpo, en las rocas en el campo petrolero, pueden ser listadas como:

Propiedades Mecánicas: Los análisis de propiedades mecánicas están dirigidas en la medición o la predicción de:

• Fuerza de la Roca• Esfuerzo de la Tierra• Mecanismos de Falla de las Rocas

Algunas aplicaciones comunes de propiedades mecánicas en le campo petrolero, son:

• Estabilidad de la perforación y análisis de arenado. • Determinación de la altura de la fractura hidráulica. • Estabilidad del pozo

•Evaluación de Formación• Estimación de porosidad • Identificación de gas • Determinación de litología

• Registro de enlace del cemento

Sonic Tools

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rivateLa herramienta sónica básica tendrá un transmisor y un receptor. El viaje a través de la formación es afectado por una cantidad de efectos, notablemente por la porosidad. Por lo tanto la herramienta puede ser utilizada para medir la porosidad.

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Herramienta Sónica

La herramienta sónica crea una señal acústica y mide el tiempo que tarda en traspasar una roca.La simple medición de este tiempo nos da una indicación de las propiedades de formación.La amplitud de la señal también nos dará información sobre la formación.

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La diferencia entre la porosidad sónica y la porosidad de neutrones-densidad da como resultado un Índice de Porosidad Secundaria (SPI), el cual es una indicación de la cantidad de este tipo porosidad que se encuentra en la formación.

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rivatePorosidad

La porosidad de la lentitud sónica es diferente a la de las herramientas de densidad o neutrones.

Solamente reacciona a la porosidad primaria, es decir que no “ve” las fracturas o cavernas.

Dolomite

LimestoneSecondary Porosity

'm'

2 7

Residual h.c.

Moved h.c.

0 25

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Ecuaciones de Porosidad SónicaLa ecuación básica para la porosidad sónica es el Promedio de Velocidad “Wyllie”:

( ) maf ttt ∆−+∆=∆ φφ 1log

maf

ma

tttt

∆−∆∆−∆

= logφ

( )fmac ttt ∆

+∆−

=∆

φφ 211

Existe otra posibilidad de transformar la lentitud en porosidad llamada “Raymer Gardner Hunt”.Esta formula trata de tomar en cuenta algunas irregularidades vistas en el campo.

La ecuación de tiempo promedio Wyllie es una ecuación lineal de la misma forma que la ecuación que relaciona la densidad a la porosidad. Por lo tanto si el valor matriz de Dtma y el valor del fluido Dtf, son conocidos, la porosidad puede ser calculada. Un termino adicional C es adicionado para poder tomar en cuenta la compactación (o la ausencia de la misma) en algunas areniscas y la ecuación se convertirá en:

φs =1

Cp

∆ t − ∆ tma

∆tf − ∆ tma

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Propiedades Mecánicas de los RegistrosA partir de la información sónica, se pueden calcular las propiedades mecánicas de la roca, dando como resultado un esfuerzo continuo y un perfil de propiedades mecánicas, pero necesita ser calibrado con información externa, ya sea proveniente de la prueba de núcleo o del DataFRAC.

Propiedades Mecánicas

Todo material elástico tiene respuestas particulares a fuerzas externas. Las respuestas están caracterizadas por constantes elásticas. A través del uso de estas constantes podemos estimar como se podría deformar un material o cuando va a caer bajo cargas externas.

La habilidad de estimar el esfuerzo cortante y las velocidades compresionales de una formación, nos permite utilizar estas constantes de elasticidad y analizar las propiedades mecánicas de una formación, contestando de esta manera las preguntas de cuando, donde, por que y como caerá una formación.

A partir de la información sónica, se pueden calcular las propiedades mecánicas de la roca, dando como resultado un esfuerzo continuo y un perfil de propiedades mecánicas, pero necesita ser calibrado con información externa, ya sea proveniente de la prueba de núcleo o del DataFRAC.

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El tamaño de los granos determina la permeabilidad. La distribución del fluido/porosidad, determinan la calidad del reservorio. Ninguna de estas mediciones se encuentra disponible con otras mediciones de registro. En circunstancias normales la única forma de encontrar estos números, seria realizando un análisis de núcleo.

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Resonancia Magnética

Una típica formación de areniscas, consiste en granos de roca y fluidos.Los granos pueden ser grandes o pequeños o mixtos.Podría haber o no minerales arcillosos asociados con la formación.La resonancia magnética es utilizada para analizar la distribución de la porosidad y estimar la permeabilidad.

Sand grainsIrreducible water

Free Fluid

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Decaimiento de las Amplitudes del Eco

WaterintesttubeT2=3700msec

WaterinporespaceofrockT2=10to500msec

CMRporosity

CMR orosity=100%

Time(T2)

Signalamplitude La amplitud inicial de

la señal provee la porosidad CMRLa velocidad de decaimiento de la señal (T2) provee la indicación del tamaño de los poros.

La señal se origina del hidrogeno nucleico en el fluido de los poros.

Algunos de los primeros investigadores notaron que las amplitudes del eco decaen con el tiempo. Esto se puede ver en las mediciones de esta lamina de agua en un tubo de pruebas (es decir, no confinada en un medio poroso). Además, introduciendo la misma agua en una roca porosa, causa que el decaimiento proceda con mayor rapidez.

Pareciera que la velocidad de decaimiento nos dice algo sobre el fluido y sobre la geometría del medio en el que se encuentra.

Investiguemos el proceso físico que contribuye al decaimiento y ver como interactúan uno con el otro.

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rivateRegistro CMR - Ejemplo

En esta impresión, la distribución de T2 es representada en la pista 4 como un ploteo grafico, incrementando los tiempos de T2 a lo largo de la horizontal e incrementando la porosidad a lo largo de la vertical. Esta es la forma intuitiva de ver la distribución de tamaños de porosidad que la distribución de T2 normalmente representa. Sin embargo y debido al desorden, solo una muestra es representada cada 2 pies, no obstante típicamente se adquieren 4. Por lo tanto, parte de la información se encuentra faltante. Segundo, las características vistas en la distribución se estima ocurran en la profundidad que corresponde a la base de la distribución. Algunas personas no se sienten cómodas con este turno de profundidad percibida. Sin emb argo y para aplicaciones de distribución de tamaño de poros, este formato es preferido.

En la pista 3 representamos las producciones varias de porosidad del CMR-200. La porosidad total CMR (TCMR) es mostrada como una linea negra sólida. La porosidad por encima de 3ms, es denominada CMRP_3ms y es representada con una linea negra punteada. El área entre ambas esta sombreada en marrón para indicar la porosidad de los poros pequeños (típicamente arcillas enlazadas con porosidad). La Porosidad del Agua Libre (CMFF) es representada como una linea sólida color magenta y el área entre el CMRP_3ms y la CMFF esta sombreada en color crema para indicar la porosidad capilar enlazada. Cuando se encuentra disponible, la densidad (rojo solido) y la porosidad de neutrones (azul en rayas), también son mostradas en esta pista en escalas compatibles con la mineralogía principal de la zona bajo registro.

En la pista 2 representamos las permeabilidades calculadas, basados en la información del CMR. Ambos algoritmos populares en la industria - Kozeny-Kenyon (KSDR) y Timur-Coates (KTIM) –son presentados en una grilla logarítmica, que se incrementa de izquierda a derecha. El promedio logarítmico T2 (T2LM) también se encuentra presentado aquí.

En la pista 1 presentamos las usuales curvas de correlación – RG, Calibrador.

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Resistividad

La resistividad de agua salada es baja (altamente conductivo).

La resistividad del aceite es alta (conductor pobre).

La resistencia es la oposición de una sustancia al flujo de una corriente eléctrica. Describe un objeto especifico, que puede ser medido directamente y es expresado en ohmios.

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Resistividad

Los minerales secos, no-metálicos (matriz de roca), tienen una alta resistividad.

Todos los minerales secos, no-metálicos (matriz de roca), tienen una alta resistividad.

La tabla 2 nos da una idea de las mediciones de resistividad que se pueden esperar para algunos tipos comunes de formación.

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Resistividad

La resistividad de una roca dependerá de la conductividad de los fluidos que saturan el volumen de los poros.

Hidrocarburos (aceite o gas) tienen una alta resistividad.

El agua de formación tiene un valor de resistividad que cambia dependiendo de la salinidad y la temperatura del agua.

Rangos de Resistividad

Tipos de FormaciónRango de Resistividad (ohmios-m)

Formaciones Blandas – arenas con lutitas 0.2 a 50

Formaciones Duras - carbonatos100 a 1000

Evaporitas - sal y anhidrita1000s

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El flujo de la corriente únicamente puede ser llevado por los iones en la formación. Los iones solamente están presentes en espacio de los poros y únicamente en el agua. Mientras mas iones (mas agua), mas baja será la resistividad.

El agua de formación tiene una resistividad de Rw. La formación que contiene solamente agua tiene una resistividad de Ro. Esto es una definición.


Teoría de la Resistividad La corriente solo puede pasar a través del agua en la formación, por lo tanto la resistividad depende de:

Resistividad del agua de formación.Cantidad de agua presente,Estructura de los poros.

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La mayoría de las herramientas leen en la zona invadida, por lo tanto solo los parámetros de esta zona son requeridos. Las herramientas de resistividad tienen que medir ambas, las zonas invadidas y vírgenes. Esto significa que los parámetros para ambas zonas deben ser definidos. El agujero también contiene componentes que son “vistos” por las herramientas.

Estas tres zonas tienen resistividades Rm, Rmc, Rmf, Rw de los fluidos envueltos. También están las resistividades de las formaciones, Rxo y Rt. Las saturaciones de agua para ambas zonas también necesitan ser definidas ya que esto determina a resistividad, Sxo y Sw. Finalmente el diámetro de la zona invadida, di, es requerido para calcular la contribución desde esta zona. Algunos de los parámetros son medidos, otros son calculados.


Modelo de la Resistividad

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"Laterolog"

Principio del "Laterolog":

Medir la diferencia del voltaje entre dos electrodos, es la idea fundamental de los dispositivos de registros laterales.

Medir la diferencia del voltaje entre dos electrodos, es la idea fundamental de los dispositivos de registros laterales.

Para medir un intervalo especifico de una formación, un voltímetro es colocado a través del intervalo. Esto es equivalente a colocar dos electrodos de voltaje a través de la formación y medir el voltaje entre ellos. La distancia entre los electrodos puede ser cambiada para medir diferentes intervalos.

Profundidad de Investigación

Para describir completamente el ambiente del agujero y estimar la resistividad, la resistividad debe ser medida a diferentes profundidades de investigación. El control de la profundidad de investigación es logrado, cambiando las configuraciones de electrodos y los retornos de corriente. Las herramientas de corriente de registros laterales proveen hasta cuatro profundidades de investigación:

Poco profundos

Profundos

Zonas Invadidas o Deslavadas

Acimutal

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El problema de un estrato de resistividad con estratos de resistividad mas bajos en cualquiera de los lados, es que en herramientas antiguas la corriente toma la ruta mas fácil.

La solución es enfocar la corriente de medición dentro de la formación. Esto es realizado utilizando una corriente emitida de electrodos por encima y por debajo del electrodo de medición.

Esto fuerza a la corriente a fluir en una lamina directamente dentro de la formación, enfrente de ella, con muy poca desviación.


Principio del "Laterolog"Un electrodo emisor de corriente, Ao, ha guardado electrodos simétricamente posicionados en cualquiera de los lados.

Los electrodos guardados emiten corriente para mantener la potencial diferencia entre ello y el electrodo de corriente, en cero.

Esto fuerza a la corriente de medición a fluir dentro de la formación de interés.

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La linea de resistividades en series son todas medidas por la herramienta. El objetivo es minimizar el no deseado Rm, Rmc y Rxo y leer el Rt, lo mejor posible. Debido a esto existe la necesidad de lodos con sal que darán Rm, Rmc y Rxo bajos.

El Rmc es descuidado debido a que es un grosor muy pequeño comparado al grosor de la viga de la herramienta.

Este tipo de herramienta lee mejor en las resistividades mas altas.

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Efectos del AgujeroLos registros laterales ven el ambiente del agujero en series de resistividad.

Rm Las mejores mediciones ocurren en lodo saturado de sal de baja resistividad. La peor lectura se obtiene en lodos frescos. Las mediciones no pueden ser realizadas en lodos base-aceite.Rmc Usualmente descuidado porque es muy pequeño.Rxo Depende del Rmf –necesita ser conocido.Rt Parámetro a ser medido, mientras mas alto mejor.

RLL = Rm + Rmc + Rxo + Rt

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Inducción

Teoría de la Inducción

Las herramientas de inducción están basadas en principios de la inducción electromagnética. En resumen estos principios pueden ser establecidos como:

•Un campo magnético es generado por una corriente eléctrica, fluyendo en un circulo continuo.

•Una corriente eléctrica es generada cuando un circulo continuo es sujeto a un flujo magnético. La magnitud de esta corriente es proporcional a la conductividad del circulo continuo.

La Herramienta:

1.El transmisor produce un campo magnético primario. El campo tiene dos efectos:

Induce a la corriente a fluir en círculos continuos (círculos de fondo), sobre el eje longitudinal de la herramienta. La corriente inducida tiene un retraso de 90o al transmisor de la corriente. Esto induce una corriente directamente dentro del espiral receptor. Esta corriente tiene una amplitud muy grande y es conocida como la señal empare jada directa. La señal emparejada directa es cancelada por medio del diseño de la formación mutualmente balanceada.

2.El flujo de la corriente a través del circulo de fondo, genera un campo magnético de fondo.

3.El campo magnético secundario genera una corriente en el espiral receptor. El espiral receptor tiene un retraso de 90o al circulo de corriente de fondo y un retraso de 180o al transmisor de la corriente. La señal es conocida como la señal-R y es de principal importancia en la evaluación de la resistividad de formación. La magnitud de la corriente en el espiral receptor es proporcional a la conductividad de la formación, debido a esto la resistividad puede ser calculada.

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Así como la herramienta reacciona a la conductividad, los efectos de formación son lo opuesto para las herramientas eléctricas.

Las mejores lecturas de la conductividad de la zona virgen, Ct (o Rt en resistividad), son obtenidas cuando los conductores del lodo, Cm, enjarre, Cmc, y la zona invadida, Cxo, son lo mas bajas posible. Esto significa que el lodo base aceite es ideal por lo tanto el objetivo de la herramienta ha sido alcanzado.

El enjarre es, una vez mas, descuidable.


Efectos del AgujeroLa herramienta de inducción mide la Conductividad.Las herramientas de inducción miden la resistividad en paralelo.Por lo tanto las herramientas de inducción ven el ambiente del pozo como conductividad en series.

Cm - Las mejores lecturas ocurren en lodo de alta resistividad, base aceite es mejor, lodo fresco es bueno, lodo saturado de sal es peor.Cmc - Usualmente descuidado porque es muy pequeño.Cxo – Depende del Rmf – necesita ser conocido.Ct – Parámetro a ser medido, mientras mas alto mejor.

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Petrofísica BásicaRESISTIVIDAD DE INVASIÓN Y FORMACIÓN REAL

No-permeable

Zona no-invadida

Enjarre

No-permeable

Permeable

Zona invadida Zona de transiciónRmicro

Rshallow

Rdeep

Rmicro…... Registro de Microresistividad

Rshallow… Registro de Resistividad Poco Profunda

Rdeep…… Registro de Resistividad Profunda

Rmicro; Rshallow; Rdeep ==> Rt, Rxo, Di

de gráficos Tornado/Mariposa(vea el libro de gráficos)

Rxo…. Resistividad en la zona invadida

Rt… Resistividad en la zona no -invadida

Di…… Diámetro de Invasión

Rt, Rxo, F ==> S w, Sxo

(de la Ecuación Archie)

Sw = Saturación de agua en la zona no-invadida

Sxo= Saturación de agua en la zona invadida

Perfil de Resistibilidad de

Formación

Invasión

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El objetivo es obtener Rt

Rmud y Rxo afectara la medición Rt

Invasión

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Perfiles de Resistividad

Profundidad de Investigación:

Las herramientas de registro están diseñadas para medir la resistividad a diferentes profundidades radiales del pozo para determinar la resistividad de la zona deslavada y la zona virgen.

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La cantidad de cada fluido es un parámetro importante. La cantidad es usualmente citada utilizando la saturación de agua Sw. Esto puede ser calculado, debido a que la saturación en la formación es descrita de forma única, por su salinidad. Los hidrocarburos son mucho mas complejos y variables. Por lo tanto la saturación de hidrocarburo es dada por 1-Sw.

Schlumberger P

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Saturación

Matrix

water

oil

Sw = S w irr + Sw "free"

So = S oresidual + So"free"

La saturación de una formación representa la cantidad de un fluido dado, presente en el espacio de los poros.Los registros de porosidad reaccionan al espacio de los poros.Los registros de resistividad reaccionan al fluido en el espacio de los poros.La combinación de ambas mediciones da como resultado la saturación.

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Rw y Ro son definiciones. El factor de resistividad de la formación, es definido por medio de la ecuación.

Los experimentos fueron realizados por Gus Archie para dar como resultado la relación empírica entre el factor F y la porosidad.

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rivateBásicos 1

F: Factor de Resistividad de Formación.A una porosidad constante F es constante.A medida que la porosidad se incrementa, Ro disminuye y F disminuye.

Los experimentos han demostrado que F es inversamente proporcional a φm.

m: es denominado el “exponente de cementación”.a: es denominado la constante de “litología”.

F =R0

R w

F=a

φm

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Relaciones - F

Una ecuación clásica, la Ecuación Humble, utiliza las figuras de 0.62 para a y 2.15 para m. Estas fueron derivadas usando los puntos de información, ploteados en este grafico, del factor de resistividad de formación F, contra la porosidad.Las otras dos líneas fueron ploteadas utilizando una escena primaria de un algoritmo de regresión lineal, a=1 y obteniendo una figura de 1.85 para m. El segundo paso coloca a m=2 y obtiene a=0.8. Ambas formulas son mas simples que la original y dan la información resultante igual de bien, especialmente en la zona importante de 15 - 30 % de porosidad.El riesgo esta en usar un juego de figuras demasiado complicado, cuando números simples serán suficientes.

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Rt es la resistividad de la formación virgen. Esta llena solamente de agua Rt = Ro y la saturación, Sw = 1. El exponente de saturación, n, fue, una vez mas, un factor empírico encontrado por Archie a partir de sus experimentos.


Básicos 2La saturación puede ser expresada como una proporción de las resistividades:

En donde n es el “exponente de saturación", una constante empírica.Sustituyendo por Ro:

Sustituyendo por F:

Swn =

R0

Rt

Swn =

FRw

Rt

wnS =

aφ m

R w

R t

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rivate

La ecuación es algunas veces representada en términos de resistividad,

Esto da una indicación de como la resistividad varia al cambiar Sw, pero no ayuda al calcular la saturación.

En esta ecuación se asume que solamente el agua en la formación, es conductiva, y que esto puede ser representado por el termino Rw, la resistividad innata del agua.


Ecuación de Saturación

La ecuación de Archie, es por lo tanto muy simple. Ella relaciona la porosidad y resistividad de la cantidad de agua presente, Sw.En el caso básico, m=n=2, a=1, por lo tanto:

wnS =

aφ m

R w

R t

t

ww R

RS 2

2 1φ

=

Rt =a

φmRw

Swn

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Esta es una técnica rápida de “mirada rápida” para reconocer las zonas contenedoras de hidrocarburos. En una zona de agua, la porosidad y resistividad se perseguirán una a la otra, si la porosidad disminuye habrá menos agua y por lo tanto la resistividad se incrementara, y viceversa. En lutitas, la resistividad usualmente sale con lecturas bajas y la porosidad con lecturas altas. En hidrocarburo, la resistividad se incrementa, mientras que la porosidad queda igual o se incrementa.


Procedimiento de InterpretaciónResistividad PorosidadRayos Gamma

Agua

Agua

Lutita

Hidrocarburo

1=Sw

RtRw 2φ=

RtRw

Sw 22 1

φ=

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Baja resistividad de arenas de gas GOM

Produccion de gas libre de agua con un sst de grano fino con un alto ”Swirr”

Objetivo:

El análisis de registro convencional es esta arena de lutitas de baja resistividad (0.4-0.6 ohmies) y grano fino del GOM que predice saturación alta de agua y alto corte de agua. Para evaluar el reservorio de gas objetivo con mayor exactitud, las Herramientas CMR-200 y Platform Express fueron corridas para determinar el enlace y volúmenes de fluido libre, permeabilidad y saturación de gas.

Metodología:

En el intervalo del reservorio, la porosidad total y el volumen de fluido enlazado proveniente del CMR-200 promedio 30 pu y 20 pu, respectivamente. La baja resistividad resulta del alto volumen de fluido enlazada. Las saturaciones de fluido y la porosidad efectiva calculada a partir de una interpretación de un ELAN integrado, indican la producción de agua-gas libre.

Resultados:

Los 38 pies superiores del reservorio de gas han sido perforados, la producción ha sido probada y puesta en linea. Este intervalo esta produciendo actualmente sobre 11 MMSCF gas/día, libre de agua. Los valores de permeabilidad calculados de las mediciones del CMR, van desde 10-100 md dentro del intervalo perforado, en cercana concordancia con los resultados de las pruebas de producción.

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Modulo de Potencia Eléctrica

Modulo de Potencia Hidráulica

Modulo Probador

Modulo Probador Dual

Modulo de Control de Flujo

Modulo de Muestra

“Modular Dynamic Tester”

La herramienta MDT es posicionada a través de la formación objetivo y colocada contra la pared del agujero por, ya sea dos empacadores o por hasta tres probadores (la configuración usada,dependerá de los requisitos de la prueba). Los probadores son empujados a través del enjarre y contra la formación. Una baja de presión puede ahora ser creada en uno de los probadores y la baja puede ser observada en los dos probadores de observación. La información de la prueba puede proveer estimados de la presión en formación y de las permeabilidades verticales y horizontales y por lo tanto permitirnos evaluar la permeabilidad anisotrópica. También se pueden sacar muestras de fluido. En este caso el incremento en la herramienta de resistividad determinara cuando un fluido de formación sin invasión (hidrocarburo o agua de formación) esta entrando en el modulo de muestra. La baja de presión puede ser controlada desde la superficie, incrementando la oportunidad de crear flujo de una sola fase, manteniendo la presión por encima del punto de burbuja.

Los procedimientos de medición de presión y muestreo de fluidos pueden ser repetidos a múltiples profundidades en el reservorio.

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Ejemplo-Densidad de Neutrón

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Ejemplo-Resistividad

01 Registros Electricos en Agujero Descubierto

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