Capitulo 2 Yacimientos y Presiones

7/29/2019 Capitulo 2 Yacimientos y Presiones

1/51

CAPITULO 2 YACIMIENTOS Y PRESIONES

2.1 POROSIDAD, SATURACIN, PERMEABILIDAD Y RESISTIVIDAD DELAS

ROCAS

Las rocas se han dividido en tres grandes grupos, de acuerdo a su origen:

a) Rocas gneasb) Rocas sedimentariasc) Rocas metamrficas

La figura 1 muestra el ciclo evolutivo de las rocas.

Fig. 1 Ciclo evolutivo de las rocas

a) Rocas gneas.-se conoce, que por el enfriamiento de la tierra, la materiaen estado de fusin dio origen a las rocas gneas. Las erupcionesvolcnicas proporcionan una prueba espectacular de que el interior de latierra se encuentra todava caliente; bsicamente un volcn es una grieta oapertura por la cual el magma procedente de las profundidades es lanzadoa la superficie bajo la forma de corriente de lava, nubes explosivas degases y cenizas volcnicas, dando lugar a enfriarse las rocas gneas.

b) Rocas sedimentarias.- Como producto de los procesos erosivos y por laaccin de agentes de transporte como vientos, ros y mares, as como lapropia accin de la va generadora de sedimentos orgnicos, se dio origen

a las rocas sedimentarias.Para la industria del petrleo estas rocas son las ms importantes, ya que enellas ocurre el origen, migracin y acumulacin de depsitos dehidrocarburos. Estas rocas se clasifican a su vez en:

Clsticas Qumicas Orgnicas


2/51

Las rocas sedimentarias clsticas son aqullas formadas a partir defragmentos o material clstico, compuesto por partculas de minerales o de otrasrocas que ya existan previamente.

Las rocas sedimentarias qumicasson las que se forman por la precipitacin,

evaporacin de aguas salobres y reacciones qumicas de sales disueltas.Las rocas sedimentarias orgnicas son la que se forman por desechos

orgnicos de plantas y animales.

TABLA 1

ROCAS SEDIMENTARIAS

Estas rocas poseen dos propiedades importantes que son:

PorosidadPermeabilidad

Porosidad.- Los espacios entre las partculas de una roca se denominan poros(figura 2), estos espacios pueden ser ocupados por fluidos como agua, aceite ogas, tal y como se observa en una esponja la cual puede contener lquidos opermanecer vaca sin variar su volumen total.

Fig. 2 Porosidad de las rocas

CLSTICASQUIMICAS

ORGANICASConglomerados

Arenicas

Limolitas

Esquistos

Caliza

Dolomita

Arena

Yeso

Sal o anhidrita

Turba

Carbn

Diatomita

Calizas


3/51

En algunas rocas estos espacios pueden o no estar comunicados, lo cual esmuy importante, ya que de estos depende que pueda existir flujo a travs de laroca.

El volumen de poros entre el volumen total de la roca nos da una medida

porcentual de la porosidad. As por ejemplo, si tenemos una roca con un volumende 10 cm y un volumen poroso de 2 cm el valor de su porosidad () sera:

2 cm = = 0.2 = 20% de porosidad

10 cm

Los valores ms comunes de porosidad varan segn el tipo y lascaractersticas de las rocas en porcentajes de 5 a 25 %. Estas mediciones sehacen a partir de ncleos en laboratorios o indirectamente por medio de anlisisde registros de pozos.

Fig. 3 Porosidad y permeabilidades caractersticas de rocas en yacimientoscomerciales

Se conoce como porosidad primariala que se refiere a los espacios resultantesen la roca despus de su proceso de sedimentacin.

La porosidad secundaria de una roca es aquella resultante de fracturas,cavernas y otras discontinuidades en la matriz rocosa.

Permeabilidad.- La permeabilidad de una roca es la medida de su capacidadespecfica para que exista flujo a travs de ella.

En la Industria petrolera la unidad que se usa para medir la permeabilidad es elDarcy.

Se dice que una roca tiene permeabilidad 1 Darcy si un gradiente de presinde 1 at/cm induce un gasto de 1 cm/seg por cm de rea transversal, con un


4/51

lquido de viscosidad igual a 1 centipiose (cp). Para fines prcticos se utiliza elmilidarcy (md) que es la milsima parte de 1 Darcy.

Fig. 4 Definicin de Darcy

c) Rocas metamrficas.- Cuando las rocas de la corteza terrestre seencuentran bajo la influencia de presin por columnas de sedimentos,traccin por movimientos telricos; elevadas temperaturas por actividadgnea; reaccionan con cambios en la estructura y composicin mineral, conlo cual llegan a transformarse en nuevos tipos de rocas que se les llamametamrficas.

Como se aprecia en el ciclo de las rocas, stas pueden fundirse y volversemagma convirtindose al enfriarse en rocas gneas, o pueden sufrir el procesoerosivo que las convierte en sedimentos.


5/51

COMPOSICIN MEDIA DE LAS ROCASSMBOLO NOMBRE %

O Oxigeno 46.71Si Silicio 27.69

Al Aluminio 8.07Fe Hierro 5.05Ca Calcio 3.65Na Sodio 2.75K Potasio 2.58

Mg Magnesio 2.08

Ti Titanio 0.62H Hidrgeno 0.14TOTAL 99.34%

EXPRESADA EN XIDOS:

Sio2 Slice 59.07AL2O3 Almina 15.22

Fe2o3/Feo xidos de Hierro 6.81CaO Cal 5.10Na2o Sosa 3.71K2O Potasa 3.11MgO Magnesia 3.45Tio2 Oxido de Titanio 1.03H2O Agua 1.30

TOTAL 98.80%


6/51

2.2 GRADIENTE DE PRESIN TOTAL DESOBRECARGA

PRESIN DE SOBRECARGA

Es la presin ejercida por el peso combinado de la matriz de la roca y losfluidos contenidos en los espacios porosos de la misma (agua, hidrocarburos,etc.), sobre las formaciones subyacentes. Se expresa de la siguiente manera.

S = peso matriz roca + peso fluido intersticial

S = (1 - ) P R g D + P f g D

D

Figura 5 presin de sobrecarga

GRADIENTE DE SOBRECARGA

GSC = (1 ) P R + P R

Donde:

GSC = Gradiente se sobrecarga (kg/cmxm)


7/51

= Porosidad promedio de las formaciones encima de la profundidad delpunto de inters (%)

PR = Densidad promedio de las rocas encima del punto de inters (gr/cm)

Puesto que la porosidad no disminuye en forma lineal con la profundidad bajouna compactacin normal de sedimentos, entonces el gradiente de sobrecarganicamente se incrementa con la profundidad, pero no en forma lineal. Un valorpromedio del gradiente de sobrecarga es 0.231 kg/cm/m, que corresponde a unadensidad media del sistema roca-fluido de 2.31 g/cm.

El gradiente de sobrecarga vara de un lugar a otro y debe calcularse paracada zona especial. Para calcular la presin de sobrecarga se deben leer datosdel registro de densidad a varias profundidades y considerar que la densidad de laroca vara linealmente entre dos profundidades, as como determinar la densidadpromedio.

En la zona del terciario de la zona continental del Golfo de Mxico, la presinde sobrecarga podra aproximarse as:

S = 0.231 kg/cm/m

Esfuerzo de sobrecarga (prof.)

Figura 6Figura efecto del esfuerzo de sobrecarga sobre la porosidad de formacin

durante la compactacin normal.

PRESIN DE FORMACIN

La presin de formacin es aquella a la que se encuentran confinados losfluidos dentro de la formacin. Tambin se le conoce como presin de poro.

Las presiones de formacin o de poro que se encuentran en un pozo puedenser normales (altas) o subnormales (bajas).

Generalmente, los pozos con presin normal no crean problemas para suplaneacin. Las densidades del lodo requeridas para perforar estos pozos varanentre 1.02 y 1.14 gr/cm. Los pozos con presin subnormal pueden requerir TRs


8/51

adicionales para cubrir las zonas dbiles o de baja presin cuyo origen puede ser:factores geolgicos, tectonicos o yacimientos depresionados por su explotacin.

Las presiones anormales se definen como aquellas presiones mayores que lapresin hidrosttica de los fluidos de la formacin. Considerando una capa de

sedimentos depositados en el fondo del mar, a medida que ms y ms sedimentosse agregan encima de la capa, el peso adicional los compacta. Parte del aguaexistente en los espacios porosos se expulsa por la compactacin. Mientras esteproceso no sea interrumpido y el agua subsuperficial permanezca continua en elmar arriba, la presin dentro de la formacin se dice que es normal o hidrosttica.

A la presin de formacin generalmente se le llama gradiente de presin.Estrictamente no lo es: ya que el gradiente de presin se obtiene dividiendo lapresin de formacin entre la profundidad. Sus unidades sern Kg/cm olb/pg/pie. Sin embargo en la perforacin se ha hecho costumbre utilizardensidades como gradiente.

Si los fluidos de formacin son agua dulce, el gradiente normal gn = 1.00gr/cm = 0.1 kg/cm/m = 0.433 lb/pg/pie.

El gradiente normal en el subsuelo vara entre las diferentes provinciasgeolgicas. Debido a que los fluidos del subsuelo contienen cantidades variablesde slidos disueltos y gas, y estn sujetos a diferentes temperaturas y presiones.Por esto mismo en regiones costeras, el fluido de formacin es agua que contieneaproximadamente 80,000 ppm de cloruros (agua salada), con densidad de 1.07gr/cm (8.91 lb/gal), que es el gradiente normal aceptado parar regiones costeras.En zonas terrestres, se ha observado que los gradientes de presin normal varande 0.98 a 1.06 gr/cm (8.18 a 8.83 lb/gal). Debido a que en muchas de estas reasprevalecen las presiones subnormales, un valor igual del agua dulce. Esto es gn =1.0 gr/cm (8.33 lb/gal) para zonas terrestres.

Una formacin prctica y sencilla para describir las presiones anormales, o seaaquellas en las cuales el fenmeno hidrosttico se interrumpi, es como sigue:

Pa = 0.1 x gn x Prof. + p

Donde:

Pa = Presin anormal de formacin (kg/cm).p = Incremento de presin (kg/cm)

Pa =ga x Prof.

Donde:

ga = Gradiente de presin anormal (kg/cm/m).


9/51

en la figura 7 puede compararse el gradiente de presin anormal ga con el depresin normal y el subnormal gsn.

Resumiendo, las presiones de formacin pueden ser:

Subnormales. Cuando son menores a la normal, es decir, a la presinhidrosttica de al columna de fluidos de formacin extendida hasta la superficie.

Normales. Cuando son iguales a la presin hidrosttica ejercida por unacolumna de fluidos de formacin extendida hasta la superficie. El gradiente depresin normal es igual a 1.07 gr/cm (8.91 lb/gal) en zonas costa fuera y 1.00gr/cm (8.33 lb/gal) en reas terrestres.

Anormales. Cuando son mayores a la presin hidrosttica de los fluidos deformacin.

Las presiones anormales afectan el programa de perforacin del pozo enmuchos aspectos, dentro de los cuales se tienen:

La seleccin del tipo y densidad de lodo.

La seleccin de las profundidades de asentamiento de las tuberas derevestimiento.

La planeacin de las cimentaciones.

Adems, debern de considerarse los siguientes problemas que se puedenderivar de las altas presiones:

Brotes y reventones.

Pegaduras de la tubera por presin diferencial.

Perdidas de circulacin por usar lodos densos.

Derrumbes de lutita.


10/51

Figura 7 Gradientes de formacin

2.3 PREDICCIN DEL GRADIENTE DE PRESIN DE FRACTURA POR ELMETODO EATON

PRESIN DE FRACTURA

Es la fuerza por unidad de rea necesaria para vencer la presin de formaciny la resistencia de las rocas.

La resistencia que opone una formacin a ser fracturada, depende de lasolidez o cohesin de la roca y de los esfuerzos de comprensin a los que sesometa. Las formaciones superiores solo presentan la resistencia originada por lacohesin de la roca. A medida que aumenta la profundidad, se aaden losesfuerzos de compresin de la sobrecarga de las formaciones. Debido a esto, sepuede confirmar que las fracturas creadas en las formaciones someras sonhorizontales y la mayora de las fracturas creadas en formaciones profundas sonverticales (la roca generalmente se rompe a presiones inferiores a la presinterica de sobrecarga).

Figura 8 gradiente de fractura


11/51

PROCESO DE COMPACTACION

El proceso de sedimentacin involucra la depositacin de capas o estratos departculas de diferentes rocas. A medida que estas capas continandepositndose, se incrementa la presin de sobrecarga y las capas inferiores de

sedimentos son forzadas hacia abajo para permitir mayor depositacin en lasuperficie. En condiciones normales de perforacin, la presin de formacin es lanica que interesa ya que es capaz de producir flujo de fluidos hacia el agujerobajo ciertas condiciones geolgicas. La manera en que la matriz rocosa absorbe elaumento de la presin de sobrecarga, servir para explicar la generacin depresiones anormales en este ambiente.

La forma ms simple en que la matriz rocosa puede incrementar su resistenciaes aumentar el contacto grano a grano de las partculas individuales de la rosa.Esto implica que la porosidad resultante debe disminuir con la profundidad bajocondiciones sedimentarias normales. Si el proceso de compactacin normal de laporosidad se interrumpe no permitiendo que los fluidos en los espacios porosos seescapen, la matriz rocosa no podr aumentar el contacto grano a grano. O sea, sucapacidad para soportar presin de sobrecarga. Producir presiones de fluidomayores que las normales.

Por ejemplo:

Se puede considerar en un caso cualquiera de compactacin normal, que elgradiente de sobrecarga sea igual a 2.30 gr/cm, y como la presin de formacinnormal e igual a 1.07 gr/cm, entonces se puede obtener la siguiente igualdad.

Presin de sobrecarga = Esfuerzo de matriz + Presin de formacin.

En gradientes, sera:

2.30 = 1.23 + 1.07

Esto significa que si se tomara un plano horizontal de rea unitaria, podraconsiderarse que el 53.5% de esa rea estara ocupada por los granos de roca yel restante por los fluidos contenidos en el espacio poroso.


12/51

Figura 9 compactacin normal Figura 10 compactacin anormal

En el caso de que el proceso normal de compactacin haya sido interrumpido,entonces el contacto grano a grano no se incrementar lo suficiente, Por lo tanto,mayor cantidad de fluidos quedaran atrapados. En la figura 10 se ilustra ladistribucin unitaria que se presentar en este caso, en la cual el gradiente delesfuerzo de la matriz rocosa sera = 0.99 gr/cm y el gradiente de formacin sera1.31 >1.07 gr/cm, el cual ya es anormal.

Para que las presiones anormales queden atrapadas dentro de su ambiente yno disipen, es necesario que un mecanismo de sello est presente. El sello quems se encuentra en las cuentas sedimentarias es la deposicin rpida de unestrato rocoso de baja permeabilidad como una lutita limpia. Esta reduce elescape normal del fluido. Causa subcompactacin y presiones anormales defluidos. El sello tambin ocurre como resultado natural de prdida depermeabilidad por la compactacin de sedimentos de grano de fino, como arcillaso evaporizas.

Ecuacin de Eaton:

La tcnica para la determinacin de gradientes de formacin y de fractura, fuedesarrollada para se aplicada en lutitas ya sean suaves o duras. Un mtodogeneral usado para predecir la presin de poro utilizando la velocidad deperforacin ha sido el exponente dc. Este no toma en consideracin cualquiercambio en la compactacin de la lutita y por esta razn su aplicacin es limitada.Para que el mtodo sea ms cercano a la realidad se debe de conocer elcoeficiente de compactacin de la lutita, y la compactacin de la lutita bajo labarrena es una relacin directa de la presin diferencial. Este coeficiente puededeterminarse de registros elctricos o de pruebas en laboratorio.

Cuando se utilice la ecuacin de Eaton para el clculo de la presin de poro, sedebe considerar la compactacin de la lutita. Por ejemplo, considerando lacompactacin de al lutita en la ecuacin de Eaton para calcular el grado depresin del poro para lutitas en la costa del golfo utilizando la conductividad, es:

Pp = (GSC) (GPN)] (Cn /Co )


13/51

Esta ecuacin da buenos resultados en lutitas de Plioceno y Mioceno. Paralutitas del Oligoceno en el sur de Texas, generalmente se obtienen mejoresresultados si el exponente toma en cuenta que la lutitas ms viejas estn menoscompactadas cuando se aplica presin diferencial.

2.4 PERFIL DE PRESIONES PARA EL ACENTAMIENTO DE TUBERIAS DEREVESTIMIENTO

En las etapas de planeacin del pozo, se determina en primer lugar la presinde formacin esperada y el gradiente de fractura, que puede obtenerse por algunode los mtodos conocidos para este fin. El resultado inmediato, es el conocimientodel peso del lodo requerido para llevar a cabo la perforacin en las diversassecciones del agujero. Generalmente, se establece un margen un margen deseguridad en la presin hidrosttica que ejercer el lodo para exceder la presinde formacin.

Una vez construido el perfil de presiones el primer paso es determinar elasentamiento de las tuberas de revestimiento. El proceso de diseo se realizapartiendo del fondo del pozo, considerando siempre que la presin hidrosttica dellodo que se utilizar en el fondo no debe exceder el gradiente de fractura a ciertaprofundidad en la parte superior. Una vez que se establece la densidad a utilizar,es recomendable agregar (para fines de diseo) un margen de 0.04 gr/cm al pesodel lodo determinado en el perfil de presiones para tomar en cuenta las perdidasde presin en el espacio anular (densidad equivalente) que se generan durante lacirculacin, para no rebasar en un momento dado la presin de fractura. Resultaventajoso ampliar este margen a 0.06 gr/cm, especialmente donde el espacioanular entre la tubera y el agujero son pequeos.

Como se menciono anteriormente, se inicia del fondo trazando una lnea rectavertical con la densidad a utilizar hasta acercarse a la curva del gradiente defractura, tomando en cuenta los mrgenes mencionados y esta ser la profundidadmnima para asentar la TR; este proceso se repite hasta terminar todo el diseodel pozo.

Se debe tomar en cuenta que un asentamiento programado de de TR puedeser alterado por algn problema durante la perforacin, como puede ser unaperdida de circulacin, un brote o un o un accidente de tipo mecnico que puedeobligar a un asentamiento fuera de programa (ver grafica de gradientes


14/51

correspondiente a un pozo del campo sen). Por lo anterior, se debe considerar enel diseo la alternativa de una TR adicional, esto obviamente lo dicta elconocimiento que se tenga del rea en cuestin y toma mas relevancia cuando setrata de un pozo exploratorio.

Es importante recalcar que en la elaboracin de un programa de perforacin sedebe poner especial atencin en los asentamientos de las tuberas derevestimiento, ya que algunas ocasiones se toman como base la de los pozosvecinos y si fueron asentadas a profundidades donde queda muy justa ladensidad mxima del lodo a utilizar en la siguiente etapa. El gradiente de fracturaen la zapata puede dar como resultado que durante la perforacin se presentenperdidas de circulacin con sus consecuentes problemas, encareciendo el costodel pozo por el tiempo y recursos consumidos.

Figura 11 grafica

Tubo conductor: Puede ser hincado o se perfora y se cementa, y su objetivoes: aislar acuferos superficiales y tener un medio para la circulacin del fluido deperforacin.

Tubera superficial: Tiene como objetivo, aislar acuferos superficiales e instalarconexiones superficiales de control.

La figura de la grafica corresponde aun pozo del rea sen en donde antes de latubera de explotacin se cementa una TRa la salida de la zona de presin altamentepresurizada, pero en ocasiones se atenido la necesidad de cementar una TRQue se seala en rojo, ya que en estaparte (zona lutitica) se encuentra una zonade transicin que se caracteriza por laexistencia de brechas conformadas porcalizas fracturadas que son zonaspotenciales de perdida de lodo deperforacin que muchas veces quedanfuera de control, por lo que es necesariocementar la TR mencionada. Se cementatambin una TR intermedia a la entrada dela zona de presin anormalmente alta. Secementa una TR superficial a mas menos1,000 m el tubo conductor se asienta a 50m. a continuacin se describe en formabreve cual es la finalidad del asentamientode cada una de las TRs mencionadas.


15/51

Tubera intermedia 1: Se cementa en la cima de la zona de presin

anormalmente alta, para cambiar la base del lodo de perforacin e incrementar ladensidad del mismo.

Tubera intermedia 2: Se cementa a la salida de la zona de presin anormalpara bajar la densidad al lodo de perforacin y perforar la zona d inters.

Tubera de explotacin: permite la explotacin selectiva de los intervalos quepresenten las mejores caractersticas para ello.

Cabe aclarar que existen localizaciones donde no se encuentran zonas dpresin anormal, y los asentamientos los dictan las formaciones a atravesar, por loque los asentamientos se rigen por las condiciones a encontrar y el nmero detuberas a cementar puede variar en mas o menos de las aqu mencionadas.

PREGUNTAS Y RESPUESTAS

1 Dnde inicio el proceso de seleccin y asentamiento de las tuberas derevestimiento?

2 Para fines de diseo de asentamiento de las tuberas de revestimiento ytomando los gradientes de formacin y fractura, Qu margen es recomendableen el peso del lodo?

3 Describa brevemente cual es la finalidad del asentamiento de cada una delas tuberas de revestimiento.


16/51

2.5.-INTERPRETACION BASICA DE REGITROS GEOFSICOS

CONCEPTOS BSICOS DE INTERPRETACIN

Introduccin

Esta seccin presenta una revisin de los conceptos bsicos de anlisis de

registros en agujero descubierto. Un conocimiento prctico de cada uno de esosconceptos es fundamental para efectuar un anlisis bsico a boca de pozo. Paramayor informacin acerca de las especificaciones de las herramientas y discusinsobre su teora, el estudiante se deber referir a los manuales sobre anlisis deregistros en agujero descubierto y la evaluacin de formaciones as como a lateora sobre herramientas y manuales de operacin El proceso de la interpretacinLos parmetros petrofsicos necesarios para la evaluacin de las formacionesresultan difciles de obtenerse directamente. Por esto, generalmente debendeducirse u obtenerse de la medicin de otros parmetros fsicos de lasformaciones. Las herramientas de registros actuales nos permiten obtener unagran cantidad de parmetros como son: la resistividad, la densidad, el tiempo de

trnsito, el potencial natural, la radioactividad natural y el contenido de hidrgenode la roca.

La interpretacin de registros permite traducir estos parmetros medibles enlos parmetros petrofsicos deseados de porosidad, saturacin de hidrocarburos,permeabilidad, litologa, etctera. La interpretacin de los registros se complicadebido a las alteraciones que provoca el proceso de la perforacin. Este procesoaltera el contenido de fluidos en la vecindad del pozo (ver proceso de invasin).

Ya que se requieren los parmetros petrofsicos de la formacin original nocontaminada, la herramienta de registros debiera ser capaz de "ver" ms all de la

zona alterada. De todos modos las tcnicas de interpretacin deben ser capacesde compensar el efecto de la zona alterada.

El propsito de las diferentes herramientas de registros geofsicos esproporcionar mediciones de donde se puedan obtener o inferir las caractersticaspetrofsicas de las rocas del yacimiento. La meta de la interpretacin cuantitativade los registros es proporcionar las ecuaciones y tcnicas para que dichosclculos puedan llevarse a cabo. Evaluacin de las formaciones La evaluacin de


17/51

formaciones puede definirse generalmente como la prctica de determinar laspropiedades fsicas y qumicas de las rocas y los fluidos contenidos en ellas. Elobjetivo de la evaluacin de formaciones es localizar, definir y hacer producir unyacimiento dado por la perforacin de tantos pozos como sea posible. En estepunto, las compaas petroleras utilizan una variedad de mtodos de evaluacin

de formaciones, algunos de los cuales se ilustran en la tabla 1.Los registros geofsicos son slo algunas de las mltiples fuentes de datosusados en la evaluacin de formaciones. Sin embargo, a travs de ladeterminacin precisa de la profundidad, los registros geofsicos son un medio quese usa para reunir todos los mtodos de evaluacin de formaciones. Los registrosson una pequea porcin, pero muy importante, de un gran enigma. Lasdecisiones para taponar o terminar un pozo, a menudo se basan en los registros yen un apropiado anlisis de los mismos. Alternativas para evaluar formacionesEvaluacin del volumen de hidrocarburos del yacimiento La frmula tradicionalpara calcular el volumen de hidrocarburos contenido en los poros del yacimientoes:

En donde: VA es el volumen del yacimiento, cp es la porosidad promedio y Swes la saturacin promedio de agua.

Tabla 2


18/51

N/G es la relacin de espesor neto total a espesor usable del yacimiento comouna fraccin del espesor total.

Para evaluar este volumen de hidrocarburos se dispone de diferentes tcnicasque obtienen las caractersticas de la roca de una manera selectiva:

-Los registros geofsicos.-Los ncleos.-Los mtodos ssmicos.

Para darnos una idea de la incertidumbre de la informacin disponible de lasrocas de los yacimientos, tomemos como ejemplo un yacimiento con unaconfiguracin simple. Supongamos un campo con un espacia miento constanteentre pozos. Un pozo drena el equivalente de un cilindro con un radio de 0.5kilmetros. El yacimiento tiene un espesor de 100 metros. El volumen total delyacimiento drenado por el pozo, incluyendo slidos y fluidos es de 78.5 x 106 m3 yse supone que es atravesado por un agujero de 20.3 centmetros. (8.5 pulgadas).

Un ncleo perforado en un pozo de 20.3 cm tiene un dimetro no mayor de 10cm. En el espesor total de 100 m, se obtiene un volumen de 0.785 m3 de roca.Este volumen representa un 10-6 por ciento del volumen total del yacimiento. Unade las herramientas de registros con la mayor profundidad de investigacin es elDoble laterolog. Su radio de investigacin es del orden de 1.25 m.

La resolucin vertical es de 0.61 m. En una sola medida, la herramientainvestiga 3 m3. En 100 m, la seccin investigada corresponde a 490 m3, o 6.25 x106 veces el volumen del yacimiento. Similarmente, la herramienta de Neutrninvestiga un radio de 25.4 cm desde la pared del pozo. Esto corresponde a 0.12m3 si se considera una resolucin vertical de 0.31 m. En toda la seccin delyacimiento, se investigan 40 m3 o 0.5 x 10-6 veces el volumen del yacimiento.

La ssmica superficial puede investigar grandes volmenes de formacinsubsuperficial. La profundidad de investigacin es generalmente adecuada enyacimientos de someros a medianos. La resolucin vertical es pobre, del orden de2 a 30 metros. La porcin de volumen de yacimiento investigado con esta tcnicaes de 1.0. Esta tcnica es ms apropiada para exploracin que para desarrollo decampos.

Parmetros petrofsicos

Los parmetros petrofsicos necesarios para definir el potencial de unyacimiento son la porosidad, la saturacin de agua y la permeabilidad. Estosparmetros no se obtienen de manera directa sino que se deducen a partir de las


19/51

caractersticas de la formacin medidas directamente con las herramientas deregistros geofsicos.

Porosidad

La porosidad es el volumen de los poros por cada unidad volumtrica deformacin. La porosidad se define como el cociente que resulta de dividir elvolumen total de poros comunicados, entre el volumen total de roca.

La porosidad puede ser primaria o secundaria. En una arena limpia, la matrizde la roca se compone de granos individuales de arena, con una forma ms omenos esfrica y apiada de manera que los poros se hallan entre los granos.Esta porosidad ha existido desde el momento e depositacin y se le llamaporosidad primaria, nter granular, sucrosita de matriz. La porosidad secundariase debe a la accin de aguas de formacin o fuerzas tectnicas en la matriz de laroca despus del depsito. Por ejemplo, las aguas de infiltracin ligeramentecidas pueden crear o agrandar los espacios porosos al desplazarse a travs delos canales de interconexin en las calizas. Tambin los caparazones depequeos crustceos pueden disolverse y formar cavidades. Se pueden presentartensiones en la formacin causando redes de grietas, fisuras fracturas que seagregan al volumen de los poros.

Saturacin

La saturacin de una formacin es el porcentaje del volumen poroso ocupadopor el fluido en consideracin. Por lo tanto, la saturacin de agua es la fraccin oporcentaje del volumen poroso que contiene agua de formacin. La saturacin depetrleo o gas es la fraccin del volumen poroso que contiene petrleo o gas. Losporos deben saturarse con algn fluido. De esta manera, la suma de saturacionesde los diferentes fluidos contenidos en la roca es igual al 100%.

Sw + Sh = 1

Permeabilidad

La permeabilidad es la medida de la facilidad con que los fluidos fluyen atravs de una formacin. La unidad de permeabilidad es el Darcy que se definecomo: la cantidad de fluido que pasa a travs de 1 cm2 de rea de formacin en 1segundo, bajo la accin de una atmsfera de presin, teniendo el fluido unaunidad de viscosidad. Si el fluido que pasa es 1 cm3 se dice que la permeabilidades de 1 Darcy. Comnmente se usa el milidarcy (md) ya que el Darcy es unaunidad muy grande. Para ser permeable una roca debe tener porosinterconectados o fracturas. Existe cierta relacin entre la porosidad y lapermeabilidad. Por lo general, una porosidad mayor se acompaa de una mayor


20/51

permeabilidad. Sin embargo, esto no es una regla. Las lutitas y ciertas clases dearena tienen altas porosidades, pero baja permeabilidad debido a que sus granosson tan pequeos que los caminos que permiten el paso de fluidos son escasos ytortuosos. Otras formaciones, como las calizas pueden tener baja porosidad, perola presencia de pequeas fracturas o fisuras de gran extensin les dan una alta

permeabilidadResistividad y fluidos de la formacin

Resistividad

La resistividad es la habilidad de un material para impedir el flujo de la corrienteelctrica a travs de l. La unidad es el OHM-M. La conductividad es el recprocode la resistividad. Representa la habilidad de un material para permitir el flujo de lacorriente elctrica a travs de l. Unidades MILIMHO / M o MILlSIEVERT / M.

10000Resistividad =

Conductividad

La matriz de la roca, el aceite, y el gas son aislantes elctricos. Ellos noconducirn el flujo de una corriente elctrica. Adems, se dice que susresistividades son infinitas. Por su lado el agua conducir la electricidaddependiendo de su salinidad. Esto implica que cualquier flujo de corriente a travsde una formacin toma lugar en el agua de formacin, y no los hidrocarburos o laroca de matriz.

El agua salada, con altas concentraciones de slidos disueltos (p. ej., NaCI,etc.), conducir la electricidad mucho ms eficientemente que el agua dulce.

Adems, el agua salada tiene mucho menor resistividad que el agua fresca. En lamayora de los casos, el agua presente en una formacin a una cierta profundidadser moderadamente salina. Las zonas conteniendo agua, adems, tienen mayorconductividad -o menor resistividad- que las zonas conteniendo hidrocarburos.

Debido a que el aceite y gas no conducen la corriente elctrica, es imposibledistinguirlos de la matriz de roca con base en la resistividad. Esos fluidos, sinembargo, llenan los espacios porosos de la formacin, dejando menos espaciopara agua conductiva de formacin. Los datos de corriente elctrica que fluyen atravs de una formacin impregnada de hidrocarburos son forzados a tomar unpatrn ms tortuoso, sinuoso alrededor de los hidrocarburos que ocupan parte delespacio poroso. El efecto global de la presencia de hidrocarburos es unincrementoen resistividad.

La base para el anlisis de registros es comparar la resistividad medida de unaformacin con la resistividad calculada de aquella formacin supuesta deporosidad 100% llena de agua. La resistividad de una roca a saturacin de agua


21/51

100% se refiere como resistividad mojada (Ro)' Si, para una porosidad dada, laresistividad medida es significantemente mayor que la resistividad mojada,entonces indica la presencia de hidrocarburos.

Esta relacin es la base para determinar el porcentaje de porosidad que est

lleno con agua de formacin (saturacin de agua). Adems, el porcentaje deporosidad que est lleno de hidrocarburos (saturacin de hidrocarburos).

La saturacin de agua (Sw) para una formacin limpia se calcula usando laecuacin de Archie.

Las resistividades en las formaciones arenosas caen en el rango de 0.2 a1,000 ohms-m.

En formaciones calcreas, las resistividades pueden ser ms altas, del ordende 100 a 40,000 ohms -m.

Los factores que afectan la resistividad son: la cantidad de sal en el agua.Como regla general, la cantidad de sal en el agua aumenta con la profundidad.

Por lo tanto a medida que aumenta la cantidad de sal en el agua, la resistividaddisminuye. Esto se debe a que la cantidad de iones aumenta. La saturacin deagua; a medida que se tiene mayor saturacin de agua, la resistividad ser menor,Por ejemplo: la formacin que contiene hidrocarburos tendr una saturacin deagua baja por lo que nos da una alta resistividad Porosidad: si la porosidad esgrande, la resistividad ser baja, debido a que en estas condiciones se tendrmayor cantidad de agua para un mismo % de saturacin de agua.

La figura 12 muestra el comportamiento en funcin de los fluidos y laporosidad.


22/51

Figura 12

La temperatura: a medida que aumenta la temperatura, la resistividad de laformacin disminuye, debido a que los iones que transportan electricidad semueven con mayor rapidez. La litologa: si la formacin es arenisca, la resistividad

ser menor que si la formacin fuera carbonato. El camino que tiene que seguir lacorriente en los carbonatos es mayor.

Factor de formacin y saturacin de agua

La resistividad de una formacin limpia es proporcional a la resistividad de lamezcla con la que est saturada. La constante de proporcionalidad se conocecomo factor de formacin. Considere una formacin con una cantidad dada deporosidad, y suponga que la porosidad se encuentra totalmente llena con aguasalina de formacin de una resistividad dada, (figura 13). La resistividad del aguade formacin (Rw), es muy baja, debido a que el agua salina es capaz de conducirla corriente elctrica. La resistividad de la formacin en si misma (Ro, oresistividad mojada, donde la porosidad esta 100% llena de agua) depender de laresistividad del agua de formacin y algunos otros factores referidos como el factorde resistividad de formacin (Fr).

Figura 13


23/51

Arreglando esta ecuacin, el factor de resistividad de formacin (Fr) secuantifica como la relacin de la resistividad de la formacin mojada a laresistividad del agua (Rw) presente en esa formacin.

En este ejemplo, la resistividad del agua de formacin (Rw) se define comouna constante. Adems los cambios en el factor de resistividad de la formacin(Fr) ocurrirn slo con cambios en la resistividad total de la formacin (Ro). Lanica forma en la cual Ro puede cambiar en una formacin de Rw constante espor el cambio en la cantidad de fluido disponible para conducir una corrienteelctrica. Esto va acompaado de cambios en porosidad. Conforme la porosidaddisminuye, la cantidad de agua disponible para conducir la corriente elctricadisminuye tambin. Resulta un incremento en la resistividad de la formacin (Ro).

Adems, el factor de resistividad de la formacin (Fr) es inversamenteproporcional a la porosidad (F).

Mientras trabajaba sobre calizas en Francia, G.E. Archie, de la Humble DilCompany, desarroll la relacin entre la resistividad de la formacin y laporosidad. Archie analiz registros elctricos (resistividad) de varios pozos, yporosidad de ncleos de zonas productoras de los mismos pozos. l not quehaba cierta relacin entre la resistividad y la porosidad, y fue capaz de identificarzonas de inters utilizando slo los registros elctricos. Lo que realmente querasaber, era si exista alguna relacin que hiciera posible la determinacin de dndeuna zona podra ser productiva, basndose en la medicin de resistividad y laporosidad de ncleos.

Los cambios en la porosidad de una formacin pueden tener efectos diferentessimplemente al incrementar o disminuir la cantidad de fluido disponible paraconducir una corriente elctrica. Con un cambio en la porosidad, podra habercambios concomitantes en la complejidad de la red porosa que afecten lanaturaleza conductiva de los fluidos presentes. El factor de resistividad de laformacin (Fr) podra variar con el tipo de yacimiento. Esos cambios sonexpresados por el factor de tortuosidad (a) y el exponente de cementacin (m).


24/51

Para las calizas del experimento de Archie, los factores de tortuosidad yexponentes de cementacin fueron siempre constantes (a = 1.0, m = 2.0). Sinembargo, ste puede no ser el caso para todos los yacimientos. Aunque ambosparmetros pueden determinarse experimentalmente para un yacimientoespecfico, los analistas de registros utilizan comnmente un conjunto de valorespara el factor de tortuosidad (a) y de exponente de cementacin (m), dependiendode la litologa y la porosidad. Esos valores estndares se presentan en la tabla 2.

Tabla 3

Considere ahora que la formacin porosa discutida previamente se llena conalguna combinacin de agua conductiva de formacin de resistividad constante(Rw) y aceite (figura 14). El aceite es un aislante y no conducir la corrienteelctrica. Adems, debido a que la formacin est llena con ambos fluidos (aceiteyagua) la resistividad de la formacin no ser ms referida como resistividadmojada (Ro). La medicin de la resistividad de la formacin en este caso --tomando en cuenta la resistividad de la matriz de la roca y los fluidos contenidos --es llamada resistividad verdadera (Rt).


25/51

La figura 14 Modelo de formacin conteniendo agua y aceite

La resistividad verdadera de una formacin ser slo igual a la resistividadmojada (Rt=Ro) cuando la porosidad de esa formacin est completamente llenade agua conductiva. Sin embargo, debido a que algunas de las porosidadesdisponibles podran estar llenas con fluido no conductivo como aceite o gas, laresistividad mojada (Ro) de esa formacin, se relaciona ahora a la medicin de laresistividad verdadera (Rt) por algn factor adicional, referido como F'.

El factor F' puede tambin expresarse como la relacin de la resistividadterica mojada de esa formacin (Ro) respecto de la resistividad real medida de laformacin (Rt).

En la formacin ejemplo, debido a que se consideran constantes tanto laresistividad del agua (Rw) como la porosidad, la resistividad mojada (Ro)resultante tambin ser constante. Adems, los cambios en el factor F' ocurrirncon los cambios en la resistividad verdadera medida (Rt). Bajo ciertas condiciones,la nica forma en la cual la resistividad verdadera medida (Rt) de la formacinpuede cambiar, es a travs de la incorporacin o reduccin de fluido conductivo.Por ejemplo, la incorporacin de aceite al yacimiento podra resultar en unincremento en la resistividad medida de la formacin (Rt), debido a que algunacantidad de agua conductiva de formacin podra ser desplazada por el aceite.

As, el factor F' resulta dependiente de la proporcin relativa de fluidos conductivos(agua) y fluidos no-conductivos (hidrocarburos) en la formacin.

El factor F' en la ecuacin representa saturacin de agua (generalmenteexpresada como Sw) la cual es el porcentaje de espacio poroso en la formacinque est ocupado por agua conductiva de formacin. Por sustitucin deecuaciones, la saturacin de agua puede relacionarse a las propiedades fsicas dela formacin y a las propiedades conductivas de los fluidos que ella contiene.


26/51

La saturacin de agua est relacionada a esas propiedades por el exponente n(exponente de saturacin). El exponente de saturacin puede tener un rango devalores que dependen de las condiciones especficas del yacimiento. Perogeneralmente, se supone que es igual a 2.0. Con el conocimiento de lascaractersticas de produccin de la formacin en cuestin, es posible determinar

valores ms aproximados para el exponente de saturacin. La ecuacin parasaturacin de agua (Sw), una versin extendida de aquella presentada como piede pgina en la publicacin de Archie en 1942 y comnmente referida como"Ecuacin de Archie", se ha convertido en el fundamento de la industria entera deregistro de pozos. En su forma ms simple, a ecuacin de Archie se muestracomo:

Donde:n = exponente de saturacina = factor de tortuosidad(I) = porosidadm = exponente de cementacinR w = resistividad del agua de formacinR t = resistividad verdadera de formacin

Es importante notar que mientras la saturacin de agua representa elporcentaje de agua presente en los poros de la formacin, sta no representa larelacin de agua a hidrocarburos que sern producidos desde un yacimiento.Yacimientos de arenisca luttica con minerales de arcilla que atrapan una grancantidad de agua pueden tener altas saturaciones de agua, y solamente producirhidrocarburos. La saturacin de agua refleja las proporciones relativas de esosfluidos contenidos en el yacimiento. Ahora bien, obtener valores aproximados desaturacin de agua es el principal objetivo del anlisis de registros en agujerodescubierto.

Con el conocimiento de la saturacin de agua, es posible determinar elporcentaje de espacio poroso lleno con un fluido diferente de agua (p. ej.,hidrocarburos), y de all las reservas de hidrocarburos.

Ecuacin de Archie fraccionada

Sw = saturacin de agua V "V Kt


27/51

n = exponente de saturacin

Obtenido a travs de las suposiciones de litologa o manipulacin de datos yanlisis de ncleos.

a = factor de tortuosidad

Obtenido a travs de suposiciones de litologa o manipulacin de datos yanlisis de ncleos.

(i) = porosidad

Obtenida de registros (densidad, neutrn, snico, resonancia magntica) oanlisis de ncleos.

m = exponente de cementacin

Obtenido a travs de suposiciones de litologa o manipulacin de datos yanlisis de ncleos.

Rt = resistividad de la formacin

Obtenidos de registros (induccin, laterolog). Supuesto para reflejar resistividadde la zona no invadida, y tomado como la resistividad medida por la lectura msprofunda.

Rw = resistividad del agua de formacin

Se encuentra entre las variables ms difciles de determinar, pero es una delas cuales tiene un gran impacto en los valores calculados de saturacin de agua(Sw). A menudo, es mejor obtenerla mediante anlisis de muestras, pero puedeser definida de registros, bajo ciertas condiciones.


28/51

2.6- TIPOS DE REGISTROS GEOFSICOS

Para determinar algunas caractersticas de las formaciones del subsuelo esnecesario llevar a cabo la toma de registros. Para esto se utiliza una unidad mvil(o estacionaria en pozos costafuera) que contiene un sistema computarizado parala obtencin y procesamiento de datos. Tambin cuenta con el envo de potencia yseales de comando (instrucciones) a un equipo que se baja al fondo del pozo pormedio de un cable electromecnico. El registro se obtiene al hacer pasar loscensores de la sonda enfrente de la formacin, moviendo la herramientalentamente con el cable.

Figura 15 Diagrama esquemtico de la toma de registros

Dentro de los objetivos del registro geofsico podemos mencionar:

Determinacin de las caractersticas de la formacin: porosidad, saturacinde agua / hidrocarburos, densidad.

Delimitacin (cambios) de litologa


29/51

Desviacin y rumbo del agujero Medicin del dimetro de agujero Direccin del echado de formacin Evaluacin de la cementacin Condiciones mecnicas de la TR

Registros en agujero abierto

Induccin Doble Laterolog Neutrn compensado Densidad compensada Snico digital Imgenes de pozo

Registros en agujero entubado

Evaluacin de la cementacin Pruebas de formacin Desgaste de tubera

Tipos de herramientas

El equipo de fondo consta bsicamente de la sonda. Este es el elemento quecontiene los sensores y el cartucho electrnico, el cual acondiciona la informacinde los sensores para enviar a la superficie, por medio del cable. Adems, recibe einterpreta las rdenes de la computadora en superficie. Las sondas se clasificanen funcin de su fuente de medida en:

Resistivas (Fuente: corriente elctrica) Porosidad (Fuente: cpsulas radiactivas). Snicas (Fuente: emisor de sonido).

En la figura 16 se muestran los tres tiposde herramientas.

De acuerdo con lo anterior tenemos:

Herramientas de registros con principio resistivo(elctrico) :

Induccin Doble induccin Doble Laterolog Microesfrico Medicin de echados


30/51

Microimgenes resistivas de formacin

Herramientas de registros radiactivos

Neutrn compensado Figura 16

Litodensidad compensada Espectroscopa de rayos gamma Rayos Gamma naturales

Herramientas de registros con principio acstico

Snico de porosidad Snico dipolar de imgenes Imgenes ultrasnicas

Mediante una cuidadosa interpretacin de la respuesta de los registros, es

posible evaluar el potencial productivo de la formacin. Adems, se tienensistemas de cmputo avanzados para la interpretacin.

Registros resistivos

La cantidad de aceite o gas contenido en una unidad de volumen delyacimiento, es el producto de su porosidad por la saturacin de hidrocarburos. Losparmetros fsicos principales para evaluar un yacimiento son porosidad,saturacin de hidrocarburos, espesor de la capa permeable y permeabilidad.

Para deducir la resistividad de formacin en la zona no invadida, las medidas

de resistividad se usan, solas o en combinacin. Es decir, atrs de la zonacontaminada por los fluidos de control del pozo. Tambin se usan para determinarla resistividad cercana al agujero. Ah, en gran parte, el filtrado del Iodo hareemplazado los fluidos originales.

Las medidas de resistividad junto con la porosidad y resistividad del agua deformacin, se usan para obtener la saturacin de agua. La saturacin obtenida delas resistividades somera y profunda se comparan para evaluar la productividad dela formacin. La resistividad de una formacin pura saturada con agua, esproporcional a la resistividad del agua con la que se encuentra saturada.

En donde: F = Factor de formacin, Rw = Resistividad del agua de formacin, yRo = Resistividad de la roca saturada con agua.


31/51

La resistividad de una formacin depende del fluido contenido en la misma y

del tipo de formacin.

Para medir la resistividad de la formacin se cuenta con dos herramientas:

InduccinDoble Laterolog

Generalmente, se prefiere usar la herramienta de induccin cuando laresistividad de la formacin es baja, del orden de 500 ohms. Cuando se tienenformaciones altamente resistivas la herramienta de doble Laterolog proporcionainformacin ms confiable. En las formaciones de carbonatos de baja porosidadse tienen resistividades muy altas. Por esto, si se requiere hacer unainterpretacin cuantitativa, se debe tomar un registro doble Laterolog. Sinembargo, se necesita de un medio conductivo entre la herramienta y la pared delpozo. Por ello, no es posible tomar un registro doble Laterolog en Iodos noconductivos, como los que son a base de aceite.

Doble induccin fasorial

La herramienta doble induccin fasorial realiza medidas de resistividad a tresdiferentes profundidades de investigacin. De esta manera, proporcionainformacin para determinar las resistividades de la zona virgen, la zona barrida yla zona de transicin (en su caso).

Con esta informacin se pueden obtener datos de saturacin y movilidad defluidos (complementada con informacin de otras herramientas).

El sistema fasorial permite obtener datos msexactos para diferentes valores de resistividad. Laherramienta cuenta con un sistema de autocalibracin que mejora la precisin de la respuestay reduce el efecto de las condiciones ambientales.

Adems, el sistema de transmisin de datos enforma digital del fondo a la superficie permite unamayor capacidad disales libres de ruidos. Lafigura 17 muestra un ejemplo del registro.

Las principales aplicaciones de estasherramientas son:

1. Interpretacin de formaciones con dimetrosgrandes de invasin

2. Formaciones con contraste medio-alto deresistividades

3. Grficos de invasin4. Pozos con Iodos no conductivos


32/51

Figura 17 Doble induccinfasorial

Doble Laterolog telemtrico

La herramienta Doble Laterolog proporciona dos mediciones con la mayorprofundidad de investigacin, de tres mediciones necesarias que se requierenpara tratar de determinar la resistividad de la zona invadida (Rxo =) y de la zonavirgen (Rt), a stas SI les conocen como Lateral Somera (Lis) y Lateral Profunda(LId).

La tercera medicin requerida se puede obtener de correr la herramienta deEnfoque Esfrico o Microesfrico (MSFL) en forma independiente o combinada .

En la herramienta DLL se permite que vare tanto el voltaje emitido como lacorriente (pero manteniendo el producto potencial constante), con lo cual brinda unrango de mediciones. La figura 18 muestra Un ejemplo del registro.


33/51

Figura 18 Doble laterolog telemtrico

Aplicaciones principales Resistividad en la zona virgen y zona lavada. Perfiles de invasin. Correlacin. Deteccin de vista rpida de hidrocarburos. Control de profundidad. Indicador de hidrocarburos mviles.

Microesfrico enfocado

Esta herramienta surge de la necesidad de conocer Rxo para realizarcorrecciones a las lecturas de otras herramientas y tener un valor adecuado de Rt.Durante el desarrollo de las herramientas de registros se han pasado por variasetapas hasta llegar al SRT ( Spherically Focused Resistivity Tool). Previos a estageneracin podemos citar microlog, microlaterolog y proximidad.

La herramienta actual se conoce genricamente como registro microesfrico(Micro Spherical Focused Log). Se basa en el principio de enfoque esfrico usadoen los equipos de induccin pero con un espaciamiento de electrodos muchomenor. En este caso los electrodos se ubican en un patn de hule que se apoyadirectamente sobre la pared del pozo. El arreglo microesfrico reduce el efecto

adverso del enjarre del fluido del pozo. De esta manera se mantiene unaadecuada profundidad de investigacin. La figura 19 muestra un ejemplo delregistro.

Principales aplicaciones

Resistividad de la zona lavada Localizacin de poros y zonas permeables Indicador de hidrocarburo mvil Calibrador


34/51

Figura 19 Registro microesfrico enfocadoRegistros nucleares

La determinacin de la porosidad de la formacin se puede hacer de maneraindirecta a travs de las medidas obtenidas de herramientas nucleares oacsticas. Las herramientas nucleares utilizan fuentes radiactivas. Mediante lamedicin de la forma de interactuar, con la formacin de las partculas irradiadaspor la fuente, se pueden determinar algunas caractersticas.

Se tienen tres tipos de herramientas nucleares:

Radiacin natural Rayos Gamma, espectroscopa Neutrones Neutrn compensado Rayos gamma litodensidad compensada

Las herramientas para medir la radiacin natural no requieren de fuentesradiactivas y la informacin que proporcionan es til para determinar la arcillosidady contenido de minerales radiactivos de la roca. Las herramientas de neutrncompensado y litodensidad requieren de fuentes radiactivas emisoras deneutrones rpidos y rayos Gamma de alta energa, respectivamente. Dada laforma diferente en que las partculas interaccionan con la materia, resulta til lacomparacin directa de las respuestas obtenidas para la deteccin de zonas con

gas, arcillosas, etc. De manera general tenemos:


35/51

Neutrn compensadoLa herramienta de neutrn compensado utiliza una fuente radiactiva (emisor de

neutrones rpidos) y dos detectores. Su medicin se basa en la relacin deconteos de estos dos detectores. Esta relacin refleja la forma en la cual ladensidad de neutrones decrece con respecto a la distancia de la fuente y estodepende del fluido (ndice de hidrgeno) contenido en los poros de la roca y por lotanto, de la porosidad. La figura 20 muestra un ejemplo del registro.

La herramienta es til como indicador de gas. Esto es porque mide el ndice dehidrgeno y el gas contiene un bajo ndice, entonces la porosidad aparentemedida ser baja. Al comparar esta porosidad aparente con la determinada porotras herramientas tales como el litodensidad o el snico, es posible determinar laposible presencia de gas.

Las principales aplicaciones de la herramienta son:

Determinacin de la porosidad Identificacin de la litologa Anlisis del contenido de arcilla Deteccin de gas

Litodensidad compensadaEl equipo de litodensidad es una herramienta que utiliza una fuente radiactiva

emisora de rayos gamma de alta energa y se usa para obtener la densidad de laformacin e inferir con base en esto la porosidad; as como efectuar unaidentificacin de la litologa. Para obtener la densidad, se mide el conteo de rayosgamma que llegan a los detectores despus de interactuar con el material. Ya queel conteo obtenido es funcin del nmero de electrones por cm3 y ste serelaciona con la densidad real del material, lo que hace posible la determinacinde la densidad. La identificacin de la litologa se hace por medio de la medicindel "ndice de absorcin fotoelctrica". ste representa una cuantificacin de la

capacidad del material de la formacin para absorber radiacin electromagnticamediante el mecanismo de absorcin fotoelctrica. La figura 21 muestra unejemplo del registro.


36/51


37/51

Figura 20 Neutron compensado Figura 21 Litodensidadcompensada

Las principales aplicaciones de la herramienta son:

Anlisis de porosidad Determinacin de litologa Calibrador Identificacin de presiones anormales

Espectroscopia de rayos Gamma

La respuesta de una herramienta de Rayos Gamma depende del contenido dearcilla de una formacin. Sin embargo, la herramienta de Rayos Gamma Naturalesno tiene la capacidad de diferenciar el elemento radiactivo que produce la medida.La mayor parte de la radiacin gamma natural encontrada en la tierra es emitida

por elementos radiactivos de la serie del uranio, torio y potasio. El anlisis de lascantidades de torio y potasio en las arcillas ayudan a identificar el tipo de arcillas,El anlisis del contenido de uranio puede facilitar el reconocimiento de rocasgeneradoras. La figura 22 muestra un ejemplo del registro.

En rocas de carbonatos se puede obtener un buen indicador de arcillosidad sise resta de la curva de rayos gamma la contribucin del uranio. Las principalesaplicaciones de la herramienta son:

Anlisis de! tipo de arcilla Deteccin de minerales pesados

Contenido de potasio en evaporitas Correlacin entre pozos


38/51

Figura 22 Espectroscopia de Rayos GamaRayos Gamma naturales

La herramienta de Rayos Gamma mide la radiactividad natural de lasformaciones y es til para detectar y evaluar depsitos de minerales radiactivostales como potasio y uranio. En formaciones sedimentarias el registro reflejanormalmente el contenido de arcilla de la formacin. Esto se debe a que loselementos radiactivos tienden a concentrarse en las arcillas. Las formacioneslimpias usualmente tienen un bajo nivel de contaminantes radiactivos, tales comocenizas volcnicas o granito des lavado o aguas de formacin con sales disueltasde potasio. La figura 23 muestra un ejemplo del registro. La herramienta se correnormalmente en combinacin con otros servicios y reemplaza a la medida delpotencial espontneo en pozos perforados con Iodo salado, Iodo con base deaceite, o aire.

Las aplicaciones principales de la herramienta son:

Indicador de arcillosidad Correlacin Deteccin de marcas o trazadores radiactivos


39/51

Figura 23 Rayos Gama naturalesRegistros acsticos

El equipo snico utiliza una seal con una frecuencia audible para el odohumano. El sonido es una forma de energa radiante de naturaleza puramentemecnica. Es una fuerza que se transmite desde la fuente de sonido como unmovimiento molecular del medio. Este movimiento es vibratorio debido a que lasmolculas conservan una posicin promedio. Cada molcula transfiere su energa(empuja) a la siguiente molcula antes de regresar a su posicin original.

Cuando una molcula transfiere su energa a otra, la distancia entre ellas esmnima, mientras que entre la primera y la anterior a ella, la distancia es mayorque la normal. Las reas de distancia mnima entre molculas se llaman "reas decompresin" y las de mayor distancia se llaman "reas de rarefaccin". Un impulsode sonido aparecer como un rea de compresin seguida por un rea derarefaccin. En el equipo snico los impulsos son repetitivos y el sonido aparecercomo reas alternadas de compresiones y rarefacciones llamadas ondas. sta esla forma en que la energa acstica se transmite en el medio. La figura 24 muestralas diferentes ondas y trayectorias.


40/51

Figura 24 Transmisin de la energa acstica

Snico digital

La energa snica emitida desde el transmisor impacta la pared del pozo. Estoorigina una serie de ondas en la formacin y en su superficie. El anlisis del trende ondas complejo, proporciona la informacin concerniente a la disipacin de laenerga de sonido en el medio. La herramienta Snico Digital permite la digitacindel tren de ondas completo en el fondo, de tal manera que se elimina la distorsindel cable. La mayor capacidad de obtencin y procesamiento de datos permite elanlisis de todos los componentes de la onda de sonido (ondas compresionales,transversales y Stoneley). La figura 25 muestra un ejemplo del registro.


Correlacin de datos ssmicos Sismogramas sintticos Determinacin de porosidad primaria y secundaria Deteccin de gas Deteccin de fracturas Caractersticas mecnicas de la roca Estabilidad del agujero Registro snico de cemento


41/51

Figura 25 Snco DigitalOtros registros

Medicin contina de echados

La herramienta de medicin continua de echados mide la conductividad de laformacin por medio de electrodos montados en cuatro patines. Mediante larespuesta obtenida en estos electrodos, es posible determinar la inclinacin delechado. Adems la herramienta cuenta con un cartucho mecnico que permiteobtener la desviacin, el azimut y el rumbo relativo del pozo.Otra informacin obtenida es el calibre del pozo.

La herramienta requiere de un medio conductivo para la medicin, sin embargomediante el uso de un equipo especial para Iodos no conductivos, es posiblerealizar el registro. La figura 26 muestra un ejemplo del registro. Las aplicacionesprincipales de la herramienta son:

Determinacin de echados estructurales Identificacin de fracturas Geometra del pozo


42/51

Figura 26 Medicin Continua de Echados EstratigrficosGeometra de pozo

La herramienta geometra de pozo cuenta con cuatro brazos. stos midensimultneamente dos calibres de pozo independientes. Tambin se miden elazimut de la herramienta, la desviacin del pozo y el rumbo relativo. La figura 27muestra un ejemplo del registro. En la computadora en superficie, es posibleobtener la integracin del volumen del pozo y el volumen necesario de cementopara cementar la prxima TR.


Geometra del agujero

Informacin direccional Volumen de agujero y de cemento


43/51

Figura 27 Herramienta de Geometra del pozoHerramientas de imgenes

Induccin de imgenes

La herramienta de imgenes provee de una imagen de la resistividad de laformacin que refleja las capas, contenido de hidrocarburo y proceso de invasin.La resolucin vertical hasta de 1 pie muestra las laminaciones y otras estructurasde formacin con un mnimo de efectos ambientales.

La herramienta mide las seales R y X de ocho arreglos, seis de ellosoperados a dos frecuencias simultneamente. Estas medidas en bruto sonconvertidas en cinco curvas, cada una con una resolucin vertical compatible ycon profundidades medianas de investigacin que van desde 10 hasta 90pulgadas. Estas profundidades de investigacin cambian muy poco en el rangoentero de conductividades de formacin. Cada juego de cinco curvas estdisponible en resoluciones de 4,2 Y 1 pie. Las cuatro curvas son procesadas paraobtener un perfil de invasin y proveer de una determinacin exacta de Rt, juntocon una descripcin de la zona de transicin de invasin y el volumen de filtradodel Iodo en cada profundidad. La figura 28 muestra un ejemplo del registro.


44/51

Figura 28 Induccin de Arreglo de ImgenesAplicaciones principales:

Registros de Resistividad e Imgenes con resolucin vertical de 1 pie enpozos uniformes o con un contraste moderado de Rt/Rm

La resistividad verdadera y una descripcin detallada de la resistividad deinvasin Determinacin de la saturacin de hidrocarburos e imgenes.

La figura 29 muestra un ejemplo del registro.

Snico dipolar de imgenes

La figura 30 muestra un ejemplo del registro.

Imgenes microrresistivas de formacinLa figura 31 muestra un ejemplo del registro

Herramientas de registros de las diferentes compaas

Las tablas 1 y la resumen las diferentes herramientas de registros disponiblesentre las compaas de servicio y sus siglas que la identifican:

Otros tipos de servicios:

Caractersticas, limitaciones y condiciones de uso de los equipos de registros.Las herramientas de registros se disean para obtener algunas caractersticas

de la formacin bajo ciertas condiciones de uso. Algunos datos a considerar enuna herramienta de registros son:

Dimetro externo mximo y longitud de la herramienta.

Estos datos se refieren a las dimensiones del equipo de registros y se obtienendel fabricante o de la compaa de servicio. Para los registros en pozo abierto, losdimetros ms comunes son, 3-3/8", 3-5/8" Y la longitud vara entre las diferentesherramientas. .Rango de presin y temperatura mxima. La presin mxima en laherramienta estndar es de 15,000 a 20,000 (psi) libras / pulgada cuadrada y latemperatura mxima estndar es de 350 F (175 C). Hay equipos especiales paraambientes hostiles de 25,000 psi y 500 F.

Dimetro mnimo y mximo de pozo.


45/51


46/51

Figura 29 Doble laterolog Azimutal de Imgenes


47/51

Figura 30 Snico Dipolar de Imgenes


48/51

Figura 31 Imgenes Microrresistivas de Formacin


49/51

Tabla 4


50/51

Tabla 4

El dimetro mnimo del pozo es aqul en el que se puede introducir de manera

segura la herramienta. Bajo ninguna circunstancia se deber usar la herramientaen un pozo con un dimetro menor. Normalmente, una herramienta estndar de 3-3/8" puede usarse en pozos con un dimetro mnimo de 5". En caso de que setenga un agujero menor, existen herramientas esbeltas de 2-3/4", para ambienteshostiles.

El dimetro mximo est determinado por la capacidad de la herramienta paraemitir una seal hacia la formacin y recibir una "respuesta" de la misma quepueda ser confiablemente detectada por los sensores del equipo. En el caso delas herramientas de patn, el dimetro mximo se relaciona con la aperturamxima del brazo que porta el patn. Usar una herramienta en un dimetro mayor,nos puede ocasionar informacin poco confiable o muy afectada por el agujero.Los valores comunes de dimetro mximo oscilan entre 14" a 22" y dependen decada herramienta.

Fluido en el pozo

El fluido en el pozo puede permitir o impedir el funcionamiento de unaherramienta. Algunos equipos pueden usarse en pozos vacos (sin Iodo deperforacin) y otros requieren de la presencia de fluido en el agujero. Laconductividad elctrica del Iodo puede tambin limitar el funcionamiento de unaherramienta. Por ejemplo las herramientas que emiten una corriente elctrica paraforzar una respuesta de la formacin, requieren de un medio conductivo entre laherramienta y la pared de! pozo. Por esto no pueden ser usadas en Iodos noconductivos como es el caso de los Iodos a base de aceite.

Profundidad de investigacin y resolucin vertical

La herramienta de registros slo puede "ver" una porcin de la formacin. Estaporcin est definida por dos caractersticas:

Profundidad de Investigacin: Esta caracterstica nos indica qu tanprofundamente "lee" una herramienta en particular y vara con las caractersticasde la formacin y el medio ambiente. Como ejemplo, un equipo de Doble Laterologtiene una profundidad de investigacin de cerca de 2.5 metros, mientras que unode Neutrn Compensado es de aproximadamente 30 cm.

La resolucin vertical indica la capacidad de una herramienta de ver capasdelgadas y se puede definir como el mnimo espesor de capa para el cual elcensor mide, posiblemente en una porcin limitada de la capa, un parmetrorelacionado con el valor real de la formacin. La resolucin vertical depende de laseparacin entre transmisor /fuente y receptor /detector. Como ejemplo, un equipo


51/51

de Doble Laterolog tiene una resolucin vertical de cerca de 0.6 metros mientrasque en uno de Neutrn Compensado es de aproximadamente 0.3 metros. Comoejemplo, en la tabla 2 se detallan las caractersticas y limitaciones de dosherramientas de registros:

Capitulo 2 Yacimientos y Presiones

Documents

Transcript of Capitulo 2 Yacimientos y Presiones