Registro de pozos 4.5.- PERFILES DE POROSIDAD

4.5.1.- Perfil sónico:

El perfil sónico compensado o BHC ("Bore-Hole-Compensated") mide el tiempo de tránsito,

representado por t, de una onda acústica en la formación, en seg/ft (microsegundos por pie)

generalmente presentado en las pista 2 y 3, en escalas de 40 a 140 seg/ft, con nemónico DT;

para ello un transmisor de la herramienta genera una onda que se propaga por el lodo, alcanza

las paredes del pozo y continúa propagándose por ellas. Los efectos de esta propagación son

detectados por dos receptores en la herramienta de perfilaje, generalmente de 3 a 5 pies del

transmisor; la diferencia de tiempos observada ( medidos desde el momento del disparo del

transmisor) dividida por los dos pies que separa los transmisores, determinan el tiempo de

transito de la formación.

4.5.1.1.- Principios de la medición:

Existen dos tipos principales de propagación de la energía acústica en un medio sólido que

pueden ser registrados por la herramienta de perfilaje: las ondas compresionales, también

denominadas "ondas P" y las de cizallamiento, también denominadas "ondas S" o "Shear

waves".

Las ondas compresionales son las propagadas por el movimiento de las partículas del medio

oscilando en dirección de propagación de la onda; las ondas de cizallamiento son las

propagadas por el movimiento de las partículas del medio oscilando en dirección perpendicular

a la de propagación de la onda:

Tipo de onda Dirección de propagación

de la Onda

Dirección de oscilación de

las partículas del medio

Compresional

Cizallamiento

Otros tipos de propagación de las ondas acústicas son las Ondas Rayleigh y las Ondas

Stoneley.

La onda Rayleigh se propaga en la interface lodo-formación, con una velocidad levemente

inferior a la velocidad de la onda "shear" y se atenúa rápidamente.

La Onda Stoneley se propaga en el lodo, por interacción entre el lodo y la formación; es una

energía de baja frecuencia que sufre muy poca atenuación, facilitando su detección por la

herramienta de perfilaje.

4.5.1.2.- Herramientas de perfilajes

La medición del tiempo de tránsito t de la formación con la herramienta BHC tiene muy poca

profundidad de investigación (del orden de 1 a 2"); como aproximación se dice que el número

que representa la separación transmisor-receptor, es el número de pulgadas de la proximidad

de investigación.

La definición vertical del perfil sónico depende del espaciamiento entre los receptores utilizados

en la determinación del t de la formación, para el perfil BHC normal es el orden de 60 cm (2

pies).

4.5.1.3.- Tiempo de Tránsito Integrado.

El tiempo de tránsito t de la formación puede integrarse a lo largo del pozo, comenzando en

el fondo (sumando los resultados de multiplicar los s/ft observados en cada pie de pozo por la

distancia de 1 pie considerada), con lo que se obtienen s desde el fondo del pozo hasta

cualquier profundidad; los resultados se presentan como pulsos pequeños para cada 1 ms y

pulsos grandes para cada 10 ms de "tiempo de tránsito integrado" o TTI("Transit-Time-

Integrated").

Estos datos son fundamentales para verificar la sísmica de superficie y para estos fines se

prefiere una herramienta de sónico de espaciamiento largo por efectuar una medida de mejor

calidad ya que, debido a su mayor profundidad de investigación, presenta menor riesgo de

medir en la zona alterada por la perforación.

4.5.1.4.- Calculo de la porosidad a través del registro sónico

Existen por lo menos dos ecuaciones de respuestas diferentes, ambas empíricas; esto significa

, que existe una incerteza sobre la relación existente entre el t medido y la porosidad de la

formación. Esta ecuaciones so la Wyllie y la de Raymer-Hunt.

4.5.1.4.1.- Ecuación de Wyllie.

Es la más utilizada y establece una relación lineal entre el tiempo de tránsito t medido y la

porosidad de la formación; según este modelo, el t de la formación es la suma de los t´s

de cada elemento ponderado por sus volúmenes en la formación. En el caso de una formación

limpia con porosidad y zona lavada de más de 5 cm de extensión, la ecuación es:

tlog = .tmf + Vma. tma

donde:

tlog = Tiempo de tránsito medido por el perfil sónico, s/ft.

= Porosidad de la formación, 0 1.

tmf = Tiempo de tránsito del filtrado Vma = Volumen de matriz en la formación 0 Vma 1

tma = Tiempo de tránsito de la matriz, 43 s/ft tma 55 s/ft En esta ecuación, la porosidad y el volumen de la matriz constituyen el total de la roca, por lo

tanto se debe cumplir que:

1= + Vma Sustituyen la y Vma de las ecuaciones anteriores tengo:

sa = tlog - tma

tmf - tma La ecuación de Wyllie es válida en las siguiente condiciones: Porosidad Intergranular uniforme Formaciones limpias (sin lutitas o "shales") Formaciones acuíferas Formaciones compactadas.

4.5.1.4.2.- Ecuación de Raymer-Hunt

La Ecuación de Raymer-Hunt establece una relación de segundo grado entre el tiempo de

tránsito medido y la porosidad de la formación, que puede dar mejores resultados en zonas con

porosidades variando entre valores bajos y altos, pero más difícil de utilizar en cálculos

manuales. En el caso de una formación limpia es :

1 = + Vma

tlog tmf tma

En esta ecuación, la porosidad y el volumen de matriz constituyen el total de la roca, por lo

tanto se debe cumplir que:

1 = + Vma 4.5.1.5.- Efectos ambientales No existe necesidad de aplicar correcciones por efectos ambientales al perfil sónico BHC; sin

embargo, el perfil puede estar afectado por alteración de la formación en las proximidades de la

pared del pozo, lo que altera el valor del tiempo de tránsito t medido. Una herramienta de

sónico con espaciamiento largo genera un perfil prácticamente libre de este efecto.

4.5.1.6.- Otros factores que influencian la medición Compactación: Generalmente se asume que las propiedades elásticas de las rocas son

independientes de la compactación si la roca está sometida a una presión suficientemente alta

(varios miles de psi); si la roca está sometida a presiones menores (por ejemplo formaciones

someras o formaciones con presiones anormales), el valor del tiempo de tránsito medido es

mas alto que lo esperado, indicando valores de porosidad aparente mayores que la verdadera

porosidad. En estos casos puede estimarse la verdadera porosidad dividiendo la porosidad

aparente por un factor de compactación Cp > 1.

Arcillosidad: Las lecturas del perfil sónico en lutitas o -shales" puede variar entre 70 y 130 s/ft;

el efecto de la presencia de lutita en la formación depende del contraste entre el tiempo de

tránsito medido en las lutitas o "shales" y el de la formación limpia.

Hidrocarburos: La presencia de hidrocarburos en la roca-reservorio generalmente no afecta la

medición del tiempo de tránsito en formaciones compactadas; en formaciones no compactadas

existe efecto de hidrocarburos, pero no existe una corrección que pueda ser aplicada.

Fracturas y vúgulos: La presencia de fracturas y vúgulos en la formación produce efectos muy

pequeños en el tiempo de tránsito medido por el perfil, por lo que se obtienen valores de

porosidad menores que los reales (se dice que el perfil no ve las fracturas y vúgulos).

Aprovechando este efecto puede definirse un 'indicador de porosidad secundaria' o SPI

("Secondary-Porosity-lndex") como la diferencia entre la porosidad densidad-neutrón y la

porosidad sónico:

SPI = DN - S

Efectos del pozo: El pozo debe estar lleno de fluido para que los receptores puedan detectar la

energía de sónico; cuando el nivel está bajo, la herramienta deja de registrar al salir por encima

del nivel. Otro efecto, que ocurre en pozos de diámetro grande, es la atenuación de la

intensidad de la onda, lo que dificulta la detección por el transmisor mas lejano y puede originar

'"saltos de ciclos"

4.5.2. Perfil de lito-densidad

El perfil de lito-densidad o LDT ("Lito-Density-Tool") mide la densidad media de la formación b

en gr/cc, así como su factor fotoeléctrico Pef en barns/electrón, en las proximidades de la pared

del pozo. Para ello, una fuente radioactiva es colocada en la sonda antes de bajar al pozo. La

radioactividad que la formación deja llegar a dos detectores ubicados a pocas pulgadas de la

fuente, en la herramienta de perfilaje, permite determinar los parámetros mencionados. La

curva de densidad es presentada en las pistas 2 y 3 en escala coherente la de neutrón,

generalmente de 1.95 a 2.95 gr/cc, con nemónico RHOB. El factor fotoeléctrico se presenta

generalmente en la pista 2 en escala de O a 10 barns/electrón, con nemónico PEF.

El registro de densidad mide la densidad a partir de la perdida de energía de un flujo de rayos

gamma entre emisor y receptor a través de la formación.

La disminución de la energía del flujo incidente es función de los choques y de la absorción con

los electrones en la matriz de la roca.

La cantidad de electrones es función directa de la densidad electrónica, la cual depende

directamente de la masa atómica de los elementos, es decir, su densidad.

DENSÍDAD DE LAS ROCAS: G/cm3 Cuarzo = 2.65 Calcita = 2.71 Dolomita = 2,87 Sal = 2.16 Anhidrita = 2.96 Yeso = 2.32 Carbón = 1.70 Lutita = 1.9 a 2.7 (F =Compactación) Agua = 1 Petróleo = 0.75 a 0.95 (según grado API) Gas = 0.1 a 0.3 ( Según T y P.). Para una matriz de roca constante, la densidad en el perfil es función directa de la porosidad y de los fluidos de relleno. DENSIDAD (FDC / LDT) - Herramienta FDC ("Formation Density Compensated" y "Litho Density Tool") - 2 detectores (D1 y D2). - 1 emisor.

- El FDC tiene muy buena definición vertícal (dl - d2 = 10"), pero es muy sensible a las irregularidades de la pared.

- Las lecturas se deben siempre comparar con el caliper y la curva.

4.5.2.1.- Principio de la medición

La fuente radioactiva natural emite rayos gamma de alta energía dentro de la formación, ya que

el patín de la herramienta de densidad se apoya en la pared del pozo para registrar. Existen

tres tipos de interacción entre los rayos gamma y la formación: el "efecto fotoeléctrico" que

ocurre con los rayos gamma de baja energía; la "dispersión Compton' que ocurre a niveles de

energía intermedios; y, por último, la "generación de pares" que ocurre con rayos gamma de

muy alta energía.

4.5.2.3.- Herramientas de perfilaje, profundidad de investigación y definición vertical.

La primera herramienta de perfilaje de densidad tenía una fuente de Cesium-137 con una

intensidad de 1.5 Curie y energía de 662 keV, con un detector apoyado en la pared del pozo. El

patín era 'colimado' u orientado para concentrar la emisión de rayos gamma en una dirección

preferencial dirigida a la pared del pozo. El detector estaba ubicado a una distancia de

aproximadamente 30 cm encima de la fuente. El perfil obtenido con esta herramienta es

afectado por la rugosidad o irregularidades en la pared del pozo, que permiten la presencia de

lodo entre el patín y la formación.

La siguiente generación de herramientas incluía un segundo detector entre la fuente y el

detector anterior; el espaciamiento corto entre la fuente y este nuevo detector permite

investigar principalmente el revoque, indicando valores de densidad diferentes al de la

formación dependiendo de la densidad del revoque. La diferencia de densidades obtenidas por

los dos detectores permite efectuar una corrección automática a la lectura del detector lejano

para obtener la densidad de la formación sin el efecto de la presencia de revoque entre el patín

y la formación. Se presentan las curvas de densidad media Pb corregida por revoque con

mnemónico RHOB y la corrección aplicada Ap con mnemónico DRHO, ambas en gr/cc.

Las herramientas modernas, denominadas de lito-densidad, utilizan detectores más sensibles

los que además de contar los rayos gamma también permiten detectar su nivel de energía: los

rayos gamma de alta energía son utilizados para medir la densidad y la corrección aplicada; los

rayos gama de baja energía permiten obtener la curva de efecto fotoeléctrico Pef, en la

formación en barns/electrón con nemónico PEF, la cual indica la litología de la formación.

La profundidad de investigación del perfil de densidad es de aproximadamente 30 cm, similar la

su definición vertical.

4.5.2.4.- Relación entre densidad y porosidad: ecuación de respuesta

La densidad Pb de una formación limpia y acuífera puede obtenerse como la suma de las

densidades de cada elemento, ponderada por su volumen en la formación. En el caso de una

formación limpia con porosidad y zona lavada de mas de 30 cm de extensión, la ecuación de

respuesta es:

Pblog = Pbmf +Vma x Pbma

donde:

Pblog : es la densidad de la formación, en gr/cc

: es la porosidad de la formación O 1

Pbmf: es la densidad del filtrado en la zona investigada por el perfil (Pbmf

1.1 gr/cc)

Vma : es la fracción de la roca ocupado por la matriz limpia, O Vma 1

Pbma es la densidad de la matriz limpia, en gr/cc (2.65 gr/cc Pbma 2.87

gr/cc)

En esta ecuación, la suma de la porosidad y el volumen de la matriz constituyen el total de la

roca; por lo tanto se debe cumplir que:

1 = + Vma

Combinando las ecuaciones anteriores, puede obtenerse la porosidad aparente de densidad

Da para la formación limpia y acuífera, como:

Da = Pbma - Pblog

Pbma - Pbmf

La ecuación de respuesta del perfil de densidad no es empírica, como la mayoría de las otras

ecuaciones de respuesta, sino que responde a una ley física.

EL PERFIL DE DENSIDAD PERMITE: 1. Identificar la litología detallada. (carbón, caliza, arenisca, lutita). 2. Ubicar con precisión limites de estratos.

3. Evaluar compactación en Lutitas. LA DENSIDAD FDC SALE CON DOS TIPOS DE ESCALAS: Densidad G/cm3 (1.7 a 2.7; 1.9 a 2.9). Porosidad Aparente D con p matriz = 2.65 (arenas) con p matriz = 2.72 (calizas) Escalas 45% - 0 -15%

4.5.3.- Factor fotoeléctrico

La curva del factor fotoeléctrico se obtiene del número de rayos gama los que fueron

sometidos a absorción fotoeléctrica, Pef., de la formación; éste parámetro indica básicamente

la porosidad del tipo de fluido en la formación.

El factor fotoeléctrico se expresa en función del número Z de protones (o número de electrones

por átomo eléctricamente neutro) en la formación. Los valores típicos de Pef, para las rocas-

almacén mas comunes son los siguientes: 1.8 en arenisca, 5.08 en caliza y 3.14 en dolomía.

Las siguientes son las aplicaciones del factor fotoeléctrico:

Identificación rápida de litología.

Reconocer minerales pesados en la formación.

Detección de fracturas en lodos con barita.

Evaluación de lutitas o "shales"

Facilitar la evaluación en presencia de gas.

Evaluación cuantitativa con la curva U (índice volumétrico de absorción fotoeléctrica).

4.5.3.1.- Efectos ambientales

El perfil de factor fotoeléctrico es fuertemente afectado por lodos cargados con barita y no

existe corrección para este efecto. En este tipo de lodos no se recomienda utilizar la curva de

Pef., para interpretar. La única corrección necesaria en la curva Pb de densidad de la

formación, es por curvatura del pozo; como el patín está adaptado a pozos de 8" de diámetro,

esta corrección solamente debe aplicarse cuando el pozo tenga curvaturas diferentes a 8".

Las compañías que prestan servicios de perfilaje publican gráficas para estimar la corrección

necesaria en función de la curvatura del pozo frente al patín.

4.5.3.2.- Interpretación rápida

La superposición de las curvas de densidad y neutrón permite la interpretación rápida o

"quick-look", para evaluar la litología, la presencia de hidrocarburos livianos y la

porosidad de las formaciones.

4.5.4.- Perfil de neutrón

El perfil de neutrón o CNT (Compensated~Neutron~Tool) mide el índice de hidrógeno de la

formación, expresado como N o porosidad neutrón en unidades de porosidad o pu ("porosity-

units"), generalmente presentado en las pistas 2 y 3 en escala coherente con la de densidad,

de 45 a -15 pu, con nemónico NPHI. Para ello, una fuente radioactiva natural de neutrones es

colocada en la herramienta de perfilaje antes de bajar al pozo. Los neutrones que la formación

deja llegar a dos detectores ubicados a algunas pulgadas de la fuente en la herramienta de

perfilaje, permiten obtener el índice de hidrógeno de la formación.

La herramienta mide la porosidad a partir de la disminución de energía de un flujo de neutrones

térmicos (CNL) o epitérmicos (SNP).

El factor esencial de la disminución energética son los choques de los neutrones de alta

energía con los núcleos de átomos de hidrógenos.

La calibración final del neutrón es presentada con escala de porosidad aparente

= N = 45% - 0 - 45 %

4.5.4.1.- Principio de la medición

Los neutrones emitidos por la fuente se dispersan en el pozo y en la formación alrededor de la

herramienta. Existe un descentralizador elástico apoyando la generatriz de la herramienta que

pasa por la fuente radioactiva contra la pared del pozo para maximizar la cantidad de neutrones

en la formación y minimizar la cantidad de neutrones en el pozo.

Existen cuatro tipos de interacción entre los neutrones y la formación: la "dispersión elástica" en

la cual el neutrón sufre una colisión con el núcleo de los átomos de la formación y rebota

observando las leyes de la conservación de la energía y del momento; la "dispersión inelástica"

en la cual el núcleo es excitado por la colisión con el neutrón y regresa a su estado energético

emitiendo un rayo gamma; la "captura" en la cual el núcleo absorbe el neutrón emitiendo un

rayo gamma y, por último, la "activación" en la cual el núcleo absorbe el neutrón emitiendo un

rayo beta, un rayo gama y un neutrón.

Los detectores pueden ser de dos tipos: pueden medir la populación de neutrones epitermales

en la formación o pueden medir los rayos gamma de captura emitidos por la formación durante

la absorción de neutrones termales.

4.5.4.2.- Herramientas de perfilaje, profundidad de investigación y definición vertical

Para minimizar los efectos del pozo las herramientas modernas de neutrón utilizan dos

detectores localizados a algunas pulgadas de la fuente radioactiva. Los parámetros registrados

son las "cuentas por segundo" o "count-rates" de ambos detectores, de los cuales se calcula la

relación entre ellos NRAT o "ratio", dividiendo las cuentas por segundo del detector cercano por

las del lejano. Esta relación es mucho menos sensible a los efectos de pozo que las cuentas

individuales y por eso se la utiliza para obtener el índice de hidrógeno o porosidad neutrón N a

través de una transformación de "ratio" para porosidad.

Existen dos transformaciones de "ratio" para obtener la porosidad neutrón. La convencional,

con nemónico NPHI y una nueva transformación con TNPH, la cual tiene en cuenta los efectos

combinados de la litología y la salinidad en la respuesta del perfil.

El principal patrón de calibración para la herramienta de neutrón es una serie de bloques de

calizas limpias y acuíferas con porosidades perfectamente conocidas. El segundo calibrador es

un tanque de precisión conteniendo agua. La calibración en el pozo se efectúa con una

pequeña fuente para reproducir el uration obtenido en el tanque de calibración, con lo que la

herramienta queda calibrada para leer directamente la porosidad de la formación en "matriz

caliza".

La profundidad de investigación del perfil de neutrón es de aproximadamente 45 cm, similar a

su definición vertical.

4.5.4.3.- Relación entre índice de hidrógeno y porosidad: ecuación de respuesta

Frecuentemente se obtiene el perfil de neutrón expresado en 'matriz caliza', lo que significa que

en calizas limpias y acuíferas la porosidad aparente de neutrón es la verdadera porosidad de la

formación. En ariscas limpias y acuíferas, la porosidad aparente de neutrón (expresado en

matriz caliza) es menor que la verdadera porosidad de la formación. De la misma manera, en

dolomías limpias y acuíferas, la porosidad aparente de neutrón (expresado en matriz caliza) es

mayor que la verdadera porosidad de la formación.

La porosidad neutrón N de una formación limpia y acuífera se obtiene como la suma de las

porosidades neutrón de cada elemento, ponderada por su volumen en la formación. En el caso

de una formación limpia con porosidad y zona lavada de mas de 45 cm de extensión, la

ecuación de respuesta es:

NLIog = . NLmf + Vma . NLma

donde:

NLIog es el índice de hidrógeno de la formación, matriz caliza, en pu.

es la porosidad de la formación O 1.

NLmf es el índice de hidrógeno del filtrado, matriz caliza, en pu.

Vma es la fracción de la roca ocupado por la matriz limpia, O Vma 1.

NLma es el índice de hidrógeno de la matriz limpia, matriz caliza, en pu.

(-2 pu Nlma 3 pu)

En esta ecuación, la suma de la porosidad y el volumen de la matriz constituyen el total de la

roca; por lo tanto se debe cumplir que:

1 + +Vma

Puede obtenerse la porosidad aparente de densidad Na para la formación limpia y acuífera

Na = NL Iog - NLma

NLmf - NlLma

Es interesante observar que cuando la matriz es caliza (en la que NLma = O pu) y el valor del

índice de hidrógeno del filtrado NLmf = 100 pu, la porosidad aparente de neutrón resulta ser

igual a la porosidad de la formación: = Na = NL log en pu/100, o multiplicando todas las

porosidades por 100 para expresarlas en pu:

= Na = NL log l

o que confirma que el perfil en "'matriz caliza" obtiene directamente la porosidad en calizas

limpias y acuíferas.

En el caso de la formación ser arcillosa, las ecuaciones anteriores se modifican de la siguiente

manera:

NL log =

. NL mf + Vma . NL ma + Vsh . NL sh

donde los parámetros tienen el mismo significado indicado, con las siguientes adiciones:

Vsh,, es el valor de la fracción de la roca ocupado por la lutita1 O Vs 1

NL sh es el valor de la densidad de la lutita.

En esta ecuación, la suma de la porosidad, el volumen de la matriz y el volumen total de la

roca; por lo tanto se debe cumplir que:

1 = + Vma +Vsh

El perfil de neutrón es sensible a varios efectos ambientales:

Diámetro del pozo: El efecto del diámetro del pozo puede tener un efecto apreciable en la

lectura del perfil. En general, cuando densidad y neutrón son corridos combinados, esta

corrección es efectuada automáticamente utilizando el diámetro del calibrador del perfil de

densidad que, en pozos ovalados, mide el diámetro máximo del pozo.

Espesor del revogue: Existe un efecto residual por espesor del revoque ya que el "ratio" no es

completamente insensible a la presencia del revoque.

Salinidad del lodo: Es la corrección por el efecto del cloro en el lodo, originada en su gran

sección transversal de captura para neutrones termales.

Salinidad en la formación: Es la corrección por el efecto del cloro en la formación, originada en

su gran sección transversal de captura para neutrones termales.

Densidad del lodo: Es la corrección por el efecto de la densidad del lodo, que disminuye el

valor de porosidad del perfil. Su importancia aumenta al aumentar la porosidad y el valor de la

densidad del lodo.

Separación herramienta/pared del pozo: El efecto de la separación entre la herramienta de

perfilaje y la pared del pozo puede afectar apreciablemente la lectura del perfil. Es la corrección

por el efecto del lodo entre la herramienta y la formación, originada por la presencia de un

separador o "stand-off" que normalmente es de 0.5.

Presión hidrostática: Es la corrección por el efecto de la presión hidrostática dentro del pozo,

que aumenta el valor de porosidad del perfil. Su importancia aumenta al aumentar la porosidad

y el valor de la presión hidrostática en el lodo.

Temperatura del lodo: El efecto de la temperatura del lodo puede tener un efecto apreciable en

la lectura del perfil. Este efecto es mayor a altas porosidades y aumenta con la temperatura del

lodo.