Clases completas

EVALUACIÓN DE FORMACIONES
ES UNA SUBDICIPLINA DE LA INGENIERÍA EN PETRÓLEOS,
ESPECIALIZADA EN:
LA RECOLECCIÓN DE DATOS Y,
LA CUANTIFICACIÓN DE PARÁMETROS
NECESARIOS PARA REALIZAR OTRAS ACTIVIDADES.
MÉTODOS :
1 LABORATORIO
2 REGISTROS DE ELÉCTRICOS DE POZOS
3 PRUEBAS DE PRESIÓN Y PRODUCCIÓN
06:48 2

LAS TÉCNICAS DE REGISTROS ELÉCTRICOS DE
POZOS ABARCAN:
1. DEFINICIÓN DEL MODELO MATEMÁTICO Y
EMPÍRICO(LIMITACIONES)
2. OBTENCIÓN DE LOS REGISTROS(CALIDAD DE DATOS)
3. ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN
EL INGENIERO EN PETRÓLEOS DEBE CONOCER LOS TRES ASPECTOS
DEBIDO A QUE EL PROCESO DE INTERPRETACIÓN ES AFECTADO POR
LA CALIDAD DE LA MEDICIÓN Y LIMITACIONES DEL MODELO
PETROFÍSICO.
MODELOS MATEMÁTICOS A UTILIZAR APUNTAN A LAS TÉCNICAS DE
INTERPRETACIÓN CONVENCIONAL O TRADICIONAL, DESARROLLADO
PARA FORMACIONES LIMPIAS.
06:48 3

REGISTROS DE POZOS
Calidad de un reservorio:
Zona de interés
Porosidad, Saturación de hidrocarburos y Espesor
Permeabilidad efectiva
La evaluación de una formación diferencia las rocas productivas
porosas y permeables de aquellas que no lo son y cuantifican
sus reservas.
El objetivo final de REGISTROS DE POZOS es mediante el análisis y la
interpretación apropiada, localizar y evaluar los yacimientos de
hidrocarburos y estimar el potencial de la formación para permitir su
explotación
La fase más importante de las OPERACIONES DE REGISTROS de
pozos es la interpretación, que permite a los diferentes especialistas
obtener la información necesaria para realizar sus tareas
06:48 4

USOS DE LOS REGISTROS
Geofísico, interpretación geofísica de los datos sísmicos
Geólogo, correlacionar y mapear formaciones potenciales
Ingeniero de Perforación, zonas de sobrepresión, gradiente de fracturas, presión de poros, etc.
Ingeniero de Producción, completación y estimulación.
La prueba más común es “leer” el registro y entender las diferentes reacciones producidas por las
características propias de la formación sobre la herramienta.
PARA PODER INTERPRETAR LA INFORMACIÓN
CONTENIDA EN LOS REGISTROS ES NECESARIO
CONOCER:
• FUNDAMENTOS DE LA INTERPRETACION CONVENCIONAL .
• FACTORES QUE INFLUYEN EN LA MEDIDA DEL REGISTRO.
• INFORMACIÓN QUE PROPORCIONA LA HERRAMIENTA.
06:48 5

LOS REGISTROS DE POZOS TAMBIÉN SE UTILIZAN PARA EVALUAR
ZONAS CANDIDATAS PARA RECOMPLETACIÓN
CUESTIONAMIENTOS DE LOS ANALISTAS DE
REGISTROS:
¿LA FORMACIÓN CONTIENE HIDROCARBURO?
¿QUÉ CLASE DE HIDRACARBURO ESTÁ PRESENTE?
¿LA SATURACIÓN DE HIDROCARBURO ES ALTA?
¿LA ACUMULACIÓN DE PETRÓLEO ES GRANDE?
Ciencia de los registros ya es parte de la “era del computador.”
La comprensión de los conceptos básicos es esencial aún en las técnicas de interpretación
más avanzadas
“Es cierto que la tecnología cambia constantemente, pero también es cierto que los conceptos
básicos siempre serán los mismos”.
06:48 6

INFORMACIÓN DE UN PROGRAMA MODERNO DE
REGISTROS:
Litología
Indentificación de zonas productoras
Profundidad y espesor de esas zonas
Interpretación CUALITATIVA Y CUANTITATIVA de las características y contenido del
yacimiento .
YACIMIENTO – FORMACIÓN - RESERVORIO
Los yacimientos son cuerpos de roca con comunicación hidráulica en donde se acumulan los
hidrocarburos y agua en el espacio poroso.
Roca reservorio
Espacio poroso
Mecanismo de entrampamiento
- Trampa estructural
- Trampa estratigráfica
- Trampa mixta
06:48 7

Fallas:
Depósitos lenticulares
06:48 9

Discordancias
Rocas productivas.- Son de origen sedimentario y se clasifican en dos
grupos: clásticas y carbonatos. Los tres tipos generales de rocas
productivas de importancia en la industria son arenisca, caliza y
dolomita
Existen también lutitas que son un tipo de areniscas pero más compacta
y además es una roca impermeable. La presencia de arcilla y lutita en las
arenas de un yacimiento clástico, afecta tanto las características de la
formación como la respuesta de los instrumentos de registro.
ROCAS RESERVORIOS
06:48 10

Rocas
productivas
CLÁSTICAS
CARBONATOS
ARENISCAS
LUTICAS
CALIZAS
DOLOMITAS
06:48 11

PETROFÍSICA
Empaquetamiento: Es la configuración geométrica de la distribución de las
partículas
Selección: Una roca seleccionada tienen una mayor porosidad que una mala o
pobremente seleccionada.
Cemento: Una roca bien cementada tiene una porosidad menor que aquella mal
cementada.
Angularidad / redondez: Afectan a la porosidad debido al entrelazamiento de los
granos así como al relleno de los espacios vacíos.
Compactación: La porosidad disminuye con el aumento de presión de las
capas suprayacentes.
SATURACIÓN
lativa
Efectiva
Absoluta
DADPERMEABILI
Efectiva
sidual
Asoluta
POROSIDAD
Re*
*
*
*
Re*
*
06:48 12

RESERVAS
Reservas probadas.- Volumen de hidrocarburos que se considera ser recuperable de
yacimientos conocidos, por medio de mecanismos primarios o secundarios.
Reservas suplementarias.- Son una subcategoría de las reservas probadas, se
recuperarán mediante la aplicación de varias técnicas llamadas en su conjunto, de
recuperación mejorada.
Reservas no probadas.- Volumen de petróleo que se estima ser recuperado de las
cuencas sedimentarias, donde el taladro aún no ha comprobado la presencia de
depósitos petrolíferos.
Reservas probables.- Son reservas en donde el análisis geológico y de ingeniería
determinan que son más factibles de ser comercialmente recuperables que de no serlo.
No hay pozo exploratorio perforado en el área que se está evaluando.
Reservas posibles.- Son reservas en donde es menos segura su recuperación
comercial que las reservas probables. Son el volumen de hidrocarburos que se cree que
existe en áreas aún no exploradas, evaluado solamente en base a criterios geológicos.
06:48 13

MÈTODOS DE CÁLCULO DE RESERVAS
• Volumètrico
• Curvas de declinaciòn
• Balance de materiales
MÉTODO VOLUMÉTRICO
- Registros de pozos
- Análisis de muestras
- Análisis de fluidos
- Determinación de la permeabilidad
- Otros.
Es importante tener todos estos datos en el inicio del
desarrollo del campo de modo que presenten lo más
aproximadamente posible las condiciones del yacimiento.
(ac – p) SwhAPOES 17758 (Bls)SwhAPOES 1
06:48 14

• Volumen de hidrocarburos que se podría recuperar:
Ro FSwhAV 17758 (Bls)
• Por lo tanto los principales parámetros para evaluar un
yacimiento son:
- Porosidad
- Saturación de agua
- Espesor permeable de la zona
- Permeabilidad(Productividad)
• Estos parámetros se pueden obtener
de registros eléctricos, nucleares ó
acústicos
06:48 15

PROPIEDADES
ELÉCTRICAS DE
LAS ROCAS
06:48 16

NATURALEZA DE LAS PROPIEDADES
ELÉCTRICAS DE LAS ROCAS
La Resistencia, r, es la capacidad que tiene una sustancia para impedir
el flujo de una corriente. Depende de la naturaleza y geometría del
alambre.
La caída de voltaje V, entre los extremos del alambre varía
proporcionalmente con I, y se expresa matemáticamente con la ley de Ohm:
La Resistividad, R, es la capacidad que tienen una sustancia de resistir
e impedir el flujo de una corriente. Es independiente de la forma y el
tamaño del conductor Voltímetro
Generador
Amperímetro
rIV *
06:48 17

• Si reemplazamos el alambre del circuito por otro del mismo material pero de diferente
geometría, y la corriente se mantiene constante, se producirá un cambio en la caída de
voltaje entre los extremos del alambre
• El cambio en la caída de voltaje es producido por un cambio en la resistencia del
alambre, si la longitud del alambre aumenta, entonces aumenta su resistencia y si el
área del alambre aumenta entonces la resistencia disminuye:
A
L
Rr *
•Las rocas reservorio son normalmente rocas sedimentarias, porosa y permeable. Estas
incluyen tres tipos de rocas principales:
- Areniscas con fragmentos consolidados (SiO2)
- Caliza con restos orgánicos (CaCO3)
- Dolomita con alteraciones químicas CaMg(CO3)2
• El aire que contiene la muestra en sus poros lo hace pobre conductora.
•Agua pura, petróleo y gas son pobres conductores.
•La conducción electrolífica de la roca reservorio resulta por la presencia de agua salada.
06:48 18

PARA TENER UNA MEJOR IDEA DE LAS
RESISTIVIDADES ANALIZAMOS EL CIRCUITO:
Se encuentra lleno de agua + 10% de NaCl, en este caso se tiene agua salada que simula
agua de formación de resistividad Rw.
Rw = V / I1 (Ω.m)
•Asumiendo un cubo de una unidad de longitud.
06:48 19

Al mismo cubo añadimos una fracción de arena, se desaloja un 60% de agua con lo que
obtenemos una porosidad del 40%. Tomando en cuenta que el espacio poroso sigue lleno de
agua, tendríamos una formación limpia saturada al 100% de agua de formación. Ro.
Ro = V /I2 (Ω.m)
Luego inyectamos petróleo, y simulamos una formación virgen que incluye roca matriz, agua
y petróleo, y obtendríamos la resistividad total Rt..
Rt = V / I3 (Ω.m)
Debido a que el flujo de corriente en la formación se debe solo a la presencia de agua
intersticial, entonces la relación de las intensidades de corriente sería la siguiente:
I 1 > I2 > I3
por lo que :
Rw < Ro < Rt
Y
Cw > Co > Ct
06:48 20

RESUMIENDO:
•El flujo de corriente en la formación se debe a la presencia de agua.
•A mayor porosidad la conductividad aumenta, porque hay mayor volumen de agua.
•A mayor temperatura mayor conductividad.
•A mayor salinidad mayor conductividad.
•Cualquier formación tiene una resistividad mensurable y finita.
•En presencia de agua la resistividad es baja
•En presencia de hidrocarburos la resistividad es alta
•Es una constante propia de la formación que caracteriza la litología,
porosidad, tamaño de los poros, arreglo de los granos y tortuosidad.
•F es el mismo en un medio homogéneo
•F es una cantidad adimensional que depende solamente de las propiedades
de la roca.
•F es un parámetro importante en la interpretación de registros eléctricos.
FACTOR DE FORMACIÓN
06:48 21

Núcleo saturado 100% de agua cuya
resistividad es Ro, circula una corriente y
presenta una caída de voltaje a través del
núcleo.
• Los iones se mueven a través de la roca, siguiendo
caminos tortuosos, así la longitud del volumen
equivalente del agua Le, es mayor que la longitud real,
L.
El área de la sección transversal equivalente del volumen de agua, Ae, es:
Le
AL
Ae
Entonces la resistencia rw se expresa por:
Ae
Le
Rr WW *
volumen de agua en el núcleo = A*L* Ø. volumen de agua en el circuito equivalente = A e *Le
A
L
Rr OO
06:48 22

reemplazando las dos ecuaciones se tiene:
AL
Le
Rr WW
2
*
La constante de proporcionalidad se llama factor de resistividad de
formación; F:
w
o
R
R
F
dado que los circuitos son equivalentes : ro = rw , se tiene:
22
1
L
Le
F
donde:
L
Le
TORTUOSIDAD =
F es independiente
del tipo de fluido
06:48 23

1. Número de iones presentes en la formación, generalmente llamada
concentración, ó para aguas de formación salinidad.
• VOLUMÉTRICA (Depende de T)
• PESO (Independiente de T)
2. Velocidad con la que los iones se mueven a través de la solución: se
relacionan con la temperatura. La fuerza de la resistencia es controlada por:
• TAMAÑO DE IONES
• VISCOSIDAD DEL SOLVENTE.
3. Carga de los iones: depende del tipo de sal en la solución, la carga varía de
acuerdo con la conductividad de cada sal y la concentración de cada una.
La conductividad depende de:
EFECTO DE SALINIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN Y
TEMPERATURA SOBRE LA RESISTIVIDAD DE LAS
FORMACIONES
•RW y Rt dependen de las cargas eléctricas que se mueven a través de la
roca sedimentaria.
06:48 24

1. La concentración total de sólidos en la solución
2. La concentración fraccional de la sal
3. La conductividad de cada sal a la concentración total de sólidos.
•Con suficiente exactitud para propósitos prácticos, la conductividad en una solución de
N sales está dada por.
N
i
ii
t
sol cn
n
C
1
1
•Aguas de formación son predominantemente soluciones de NaCl.
•La concentración de iones polivalentes es generalmente baja.
•La conductividad de la mayoría de formaciones se incrementa con la
concentración.
•La concentración equivalente de NaCl, de una solución de N sales puede
expresarse como: N
i
iie knn
1
•Cuando la concentración equivalente de NaCl es conocida, su resistividad puede
determinarse a cualquier temperatura utilizando la carta GEN - 9
ni = concentración de cada una de las sales presentes
ki = factor de multiplicación del iésimo ión a la concentración total de sólidos
disueltos TDS (GEN – 8)
06:48 27
En soluciones que contienen mas de una sal, la contribución de cada sal a la
conductividad total depende de:

RELACIÓN FACTOR DE FORMACIÓN – POROSIDAD
Varios investigadores estudian la relación entre F y otras propiedades petrofísicas.
Utilizan diferentes modelos para simular un medio poroso:
- Paquetes de esferas
- Tubos capilares
- Redes neuronales
Archie sugiere la siguiente relación empírica:
Winseauer sugiere la siguiente ecuación:
La utilidad de las dos últimas ecuaciones, determinan F y éste depende de los valores de a y m.
m
F
m
a
F
06:48 30

RELACIÓN FACTOR DE FORMACIÓN Y
POROSIDAD A PARTIR DE MEDIDAS DE
LABORATORIO
Para para relacionar el factor de formación y la porosidad para una roca
reservorio a partir de muestras de la formación se determina por medidas de
laboratorio de F y Ø con varias muestras de core.
El procedimiento experimental requiere varios pasos:
1. Las muestras, son limpiadas para remover cualquier hidrocarburo.
2. Se satura las muestras completamente por salmuera de resistividad,
Rw, conocida. El mejor resultado de las medidas depende de la
obtención de una salmuera similar en composición al agua de
formación.
3. Se mide La resistencia, ro.
4. Se obtiene la porosidad .
06:48 31

06:48 32
logloglog maF
Extrapolando a Ø = 1 se obtiene a.
.m = pendiente

RELACIONES GENERALIZADAS ENTRE FACTOR DE
FORMACIÓN Y POROSIDAD
ECUACIÓN DE HUMBLE
Para arenisca consolidadas
ECUACIÓN DE PHILIPS
Se tomaron 793 muestras de areniscas
ECUACIÓN DE CHEVRÓN
Se tomaron 1833 muestras de arenisca
215.2
82,062,0
, FF
a
F m
54.1
45.1
F
73.1
13.1
F
06:48 33

PARA ROCAS CARBONATADAS
La gran variación en los tipos de rocas arcillosas y otras formaciones carbonatadas
hace mucho más difícil definir una relación generalizada F- Ф .
Se tomaron 188 muestras de rocas calcàreas:
Para rocas compactas y de baja porosidad y carbonatos no fracturados,
respectivamente
2
1
F
5.22.2
1
a
F/019.087.1
1
F06:48 34
RELACIÓN F - Ф DE DATOS DE REGISTROS DE
POZOS
Porter y Carothers establecen relaciones de datos de registros de pozos obtenidos bajo
condiciones in-situ. Partiendo de 2295 datos de F y Ф obtuvieron relaciones generalizadas
para cada campo geológico específico.
1.08
2.45
F 1.29
1.97
F

RELACIÓN ENTRE EL FACTOR DE FORMACIÓN Y
LA PERMEABILIDAD
•La velocidad real de un flujo dentro de un medio poroso es mucho mayor que la
velocidad deducida por Q/A.
•A medida que la permeabilidad disminuye la tortuosidad aumenta.
Carothers observó una relación entre F y la K, para areniscas y calizas:
(calizas)
(areniscas)
RELACIÓN ENTRE LA RESISTIVIDAD DE LA
FORMACIÓN Y SATURACIÓN
•La resistividad de una formación limpia es proporcional a la resistividad de la solución
salina con la cual esta saturada totalmente.
•Ni petróleo, ni gas conducen corriente eléctrica, su conducción se debe al agua presente y
a la conductancia superficial de la roca.
65.3
8
10*4
F
K
5.4
8
10*7
F
K
),,( WWt SRFfR
06:48 36

Archie obtuvo la siguiente relación para formaciones limpias.
El exponente de saturación n depende del tipo de roca principalmente de la
manera en que los poros están conectados ( se obtiene experimentalmente) y su
rango varía entre:
1 ≤ n ≤ 2.5
Para la mayoría de las rocas consolidadas n = 2, a menos que se tenga
información más específica.
t
w
w
R
FR
S
t
wn
w
R
RF
S
06:48 37

o
t
R
R
R
I
-Presencia de Hidrocarburo
Rt>Ro => IR> 1
- Muestra saturada 100% de Agua
Rt=Ro => IR = 1
- Error : Ro > Rt
Físicamente imposible IR < 1
En resumen la resistividad de una formación depende de:
•Porosidad.
•Resistividad de agua.
•Saturación de agua Sw.
•Litología (a,m,n).
•Temperatura.
ÍNDICE DE RESISTIVIDAD
Las primeras interpretaciones cuantitativas de registros eléctricos utilizaron
esta fórmula que consistía en la comparación entre:
•Rt, registrada en una roca yacimiento con presencia potencial de H.C.
•Ro, registrada en una roca yacimiento conocida y saturada al 100% de agua.
06:48 38

• La ecuaciones para la interpretación cuantitativa de registros se desarrollaron
asumiendo un medio ideal:
- Formación es un medio infinito, homogéneo e isotrópico.
- Pozo es un cilíndrico regular, de diámetro conocido lleno de un fluido
homogéneo de propiedades conocidas.
- Capas que atraviesan el pozo con homogéneas e isotrópicas
Por consiguiente se hace necesario corregir los datos obtenidos en un medio
real antes del uso de estas ecuaciones
El uso herramientas en ambientes diferentes producirá un registro de calidad baja y
no representativo.
La selección de la herramienta estará en función de la calidad del registro y la
cantidad de información que se necesita extraer.
Se requiere conocer cierta información del AMBIENTE REAL del pozo tal
como:
- Diámetro y forma del hueco.
- Propiedades de los fluidos de perforación que llenan el pozo.
- Temperaturas de la formación y del pozo
- La variación radial de las propiedades de la formación
06:48 40

DIÁMETRO Y FORMA DEL HUECO
Se utiliza una herramienta caliper-bit.
• Determina la geometría del hueco; el registro indica claramente que el diámetro real del hueco
difiere en gran medida del diámetro de la broca utilizada para la perforación del hueco.
• El hueco perforado está muy lejos de ser un cilindro regular de diámetro conocido.
• Formaciones duras, consolidadas e impermeables, diámetro de hueco y broca coinciden.
• En formaciones permeables el diámetro del hueco es reducido por el espesor de la costra
de lodo.
• Formaciones: no consolidadas, suaves, formaciones solubles al agua, formaciones
fracturas naturales, formaciones de lutitas reactivas; hueco demasiado rugoso.
Herramientas con patín (por ejemplo, herramienta de microresistividad, densidad), dan lecturas
no representativas .
Un registro caliper por lo general se puede combinar con registros:
-Microresistividad
-Densidad
-Neutrón
-Sónico, etc.
Cada una de estas herramientas va a proporcionar diferentes diámetros y formas de hueco pero
muy relacionadas la una con la otra.
06:48 41

06:48 42
El Registro Caliper es uno de los más
sencillos que se corren en el pozo, con
propósitos de registrar el diámetro del
hueco ya sea abierto o con tubería de
revestimiento
Nos permite observar irregularidades.

PROPIEDADES DEL LODO FILTRADO DE
LODO Y COSTRA DE LODO
Las herramientas de registro son por lo general corridas en pozos llenos con fluido
de perforación.
Los fluidos de perforación afectan, generalmente a la respuesta de la herramienta,
dependiendo de sus tipos y propiedades.
Los lodos base aceite son poco conductivos y limitan el uso de los registros de
resistividad o inducción.
El lodo de perforación fluye a través de la formación permeable debido a la presión
diferencial entre el hueco y al formación.
Las propiedades de la formación de interés, son afectadas por:
LODO
COSTRA DE LODO
FILTRADO DEL LODO.
06:48 45

06:48 46
El grado de estos efectos depende de:
1) Diseño de la herramienta
2) Propiedades físicas de la zona
involucrada
3) Tamaño del hueco
4) Espesor de la costra de lodo
5) Profundidad de invasión
Los datos del lodo de perforación que se
necesitan en las operaciones de registros
son:
1) Tipo de lodo
2) Densidad
3) Viscosidad
4) PH
5) Pérdida de fluido
6) Resistividades del lodo, costra
de lodo y filtrado de lodo.

RESISTIVIDADES DEL LODO, FILTRADO DE
LODO Y DE LA COSTRA DE LODO
Las resistividades de lodo, filtrado de lodo y de la costra de lodo. Rm, Rmf, y Rmc,
respectivamente son las propiedades más representativas en el análisis de los registros,
primariamente porque las propiedades eléctricas del lodo difieren drásticamente de la
formación y de los fluidos de la formación, que causan un contraste de resistividad considerable,
entre el pozo perforado y la roca.
Este contraste controla la calidad del registro.
Las muestras del lodo, el filtrado de lodo y la costra de lodo, se colocan en conjunto en el filtro
de presión y luego son puestos sucesivamente en el resistivímetro, el cuál proporciona una
lectura de la resistividad.
Los valores de Rm y Rmf, proporcionados por el resistivímetro son normalmente
representativos, sobre todo si el procedimiento de la medida recomendada por el API5 se siguió
correctamente.
El valor de Rmc es usualmente inexacto, porque la manera en que la costra de lodo es colocada
en la celda del aparato, dicta el valor de la resistividad indicado por el resistivímetro.
06:48 47

CORRELACIÓN DE RESISTIVIDADES DE
FILTRADO DE LODO Y COSTRA DE LODO CON
LA RESISTIVIDAD DEL LODO
El valor de Rm se lo obtiene por medio del sistema MWD (Measurement While Drilling), éste
sistema proporciona los parámetros del hueco que está siendo perforado a un tiempo real.
Conocido Rm se puede obtener Rmf mediante una correlación empírica.
Debido a la dificultad asociada con la medida de Rmc, aún cuando el valor está disponible, este
por lo general se lo estima a partir de correlaciones empíricas
Cuando no están disponibles, Rmf y Rmc, pueden estimarse por uno de los tres métodos:
-Método 1.
Para lodos de agua fresca con: 0.1 ≤ Rm ≤ 0.2 ( Ω-m) @ 75°F, y Rm y ρm (ppg) conocidos se
tiene:
m
R
R
m
mf
0475.0396.0log
06:48 48

-Método 2.
Para lodos de perforación con: 0.1 ≤ Rm ≤ 10 ( Ω-m) @ 75°F, se lo obtuvo
empíricamente con 94 muestras:
Rmf = Km(Rm)1.07
- Método 3.
Otra correlación estadística, válida solamente para lodos de bajo peso, lodos
con predominio de NaCl son:
Rmf = 0.75 Rm
Rmc = 1.5 Rm
Peso del lodo
Lb/gal Kg/m2 Km
10 1200 0.847
11 1320 0.708
12 1440 0.548
13 1560 0.448
14 1680 0.412
16 1920 0.380
18 2160 0.350
06:48 49

EFECTOS DE LA TEMPERATURA EN LA
RESISTIVIDAD DEL LODO, FILTRADO DE
LODO Y COSTRA DE LODO
•La resistividad del lodo, del filtrado de lodo y la costra de lodo son usualmente medidos
en superficie.
•La interpretación cuantitativa de registros requiere los valores de Rm, Rmf, Rmc, bajo
las condiciones del pozo.
•Debido a la predominación de NaCl en los lodos, las ecuaciones, pueden ser usadas para
convertir los valores de la resistividad de superficie a una temperatura dada del hueco
F
T
T
RR
77.6
77.6
2
1
12
C
T
T
RR
5.21
5.21
2
1
12
•Varios estudios muestran que los efectos de la temperatura sobre los fluidos en la
formación no son los mismos en la solución de NaCl.
•Se puede medir el valor de Rm in situ en el fondo del hueco con el registro microlog.
06:48 50

VARIACIÓN DE LAS RESISTIVIDADES DEL
LODO DE PERFORACIÓN
La Fig. muestra los efectos de la variación de las propiedades de los fluidos. La PH > PF, para
que no exista reventón:
06:48 53

VARIACIÓN RADIAL DE LAS PROPIEDADES
DE LA FORMACIÓN
La invasión altera la distribución de los fluidos alrededor del pozo perforado y
subsecuentemente crea zonas de resistividad que difieren considerablemente de la resistividad
verdadera de la formación.
Conocer que perfil de la invasión se espera en las diferentes formaciones es de gran ayuda
en la interpretación de los registros, especialmente los registros de resistividad
El volumen del filtrado de lodo que invade una formación permeable es determinado por la
pérdida de fluido del lodo, diferencia de presión entre el agujero perforado y la formación, la
permeabilidad de la costra de lodo y el tiempo que la formación estuvo expuesto al lodo.
La costra de baja permeabilidad alcanza un espesor tal que la caída de presión disponible a
través de ella no puede sostener un caudal significativo de flujo.
La porosidad de la formación normalmente determina la profundidad de la invasión.
Para una pérdida dada de fluido, presión diferencial, permeabilidad de la costra de lodo y el
tiempo de exposición, la invasión en una formación con una baja porosidad es más profunda
que en una formación de alta porosidad.
06:48 54

•Asumiendo el desplazamiento como un pistón ( es decir, solamente el filtrado se mueve
tras del frente de invasión), resulta un perfil de invasión ideal de resistividad mostrada en
la figura anterior.
•Rxo y Rt son la resistividad de la zona invadida y la formación no invadida,
respectivamente. Estas se pueden expresar como:
n
w
w
t
S
FR
R
n
xo
mf
xo
S
FR
R
dividiendo la segunda ecuación para la primera ecuación, se obtiene:
n
WW
n
XOmf
t
XO
SFR
SFR
R
R
/
/
n
XO
W
W
mf
t
XO
S
S
R
R
R
R
reemplazando Sw y Sxo por (1-So) y (1-Sor), respectivamente tenemos:
n
w
mf
t
xo
Sor
So
R
R
R
R
1
1
06:48 56

PERFIL DE TRANSICIÓN
06:48 57

PROFUNDIDAD DE INVASIÓN
Cuando se perfora un pozo, se acostumbra mantener el peso del lodo de manera que exceda la
presión de los fluidos que pueda haber en las formaciones que se perforan, de esta manera los
fluidos de las formaciones no penetrarían en el pozo y no se produciría un reventón.
Esta práctica tiene la desventaja de alterar el contenido de fluido de la formación cerca del
pozo; ocasionando una invasión.
Cuando el lodo invade la formación solo el líquido penetra en ella y una costra de lodo se
acumula en los bordes del pozo; que puede ser gruesa o delgada y resistente o frágil
dependiendo del tipo de lodo.
El espesor de la invasión depende de los siguientes parámetros:
- Pérdida de agua del lodo - A mayor pérdida de agua, mayor será la
invasión, siempre y cuando todos los otros factores sean iguales y la roca sea
permeable.
- Diferencia de presión.- La diferencia de presión entre las columnas del lodo
y de la formación tiene cierto efecto en el espesor de la invasión. Sin
embargo, la pérdida de agua de algunos lodos es práticamente
independiente de la diferencia de presión en estos casos la diferencia no
afecta la invasión.
06:48 59

- Permeabilidad.- La permeabilidad de la costra de lodo es tan baja que controla en
forma efectiva el flujo de filtrado en la formación, en otros casos la permeabilidad de la
roca es tan baja que es ésta la que controla el flujo de filtrado.
- Tiempo.- El tiempo total en que la formación está en contacto con el lodo es un factor
importante, ya que a mayor tiempo, mayor espesor.
- Porosidad de la formación.- En igualdad de condiciones, a mayor porosidad mayor
invasión
CONCEPTO DE SATURACIÓN DE PETRÓLEO
MÓVIL
La saturación de petróleo móvil, Som, es la diferencia entre la saturación de petróleo
inicial, Soi, y la saturación de petróleo residual, Sor, que permanece después de la
formación ha sido invadida por agua:
Som = Soi - Sor
El factor de recobro, FR, para un mecanismo de empuje de agua intenso se estima por:
La capacidad del filtrado de lodo para desplazar petróleo durante el proceso de invasión
indica que la formación muestra permeabilidad relativa en relación con el petróleo
oi
om
R
S
S
F
06:48 60

TEMPERATURA DE LA FORMACIÓN
La temperatura prevaleciente en un hueco determina el valor de la resistividad del lodo y sus
derivados en la región alrededor de la herramienta.
La temperatura también afecta la mayoría de las propiedades de la formación.
La distribución de la temperatura en un hueco debe conocerse para el análisis apropiado del
registro.
El incremento en la temperatura de la tierra con la profundidad es debido a que el centro es
extremadamente caliente.
La conductividad térmica, , se puede expresar la conductividad del calor usando la ley de
Fourier:
dz
dT
AKQ h
hK
06:48 61

CÁLCULO DEL GRADIENTE GEOTÉRMICO gG Y
TEMPERATURA DE FORMACIÓN
La máxima temperatura registrada, es utilizada para calcular la gradiente geotérmico, gG:
En la mayoría de casos la temperatura cerca de la superficie, sufre caídas entre los 60 y
80 °F.
Un valor promedio de 70°F puede ser asumido. La temperatura de formación, FD a
cualquier profundidad FD, es calculada por:
TD
TSBHT
gG
FDgSTFT G *
•La curva ideal de distribución lineal de la temperatura es modulada por el cambio de
la conductividad termal de una capa a otra. Despreciar modulaciones locales a sido
una práctica aceptada en aplicaciones de registros.
06:48 63

DISTRIBUCIÓN DE LA TEMPERATURA EN
POZOS PROFUNDOS
Después de que una sección es perforada ella es registrada y recubierta antes de perforar la
siguiente sección, que en efecto, se lo perfora con una broca de menor diámetro.
A continuación, se corre un registro a la profundidad deseada y en cada una de las
secciones.
Los registros son corridos en profundidades intermedias para chequear algunas condiciones
anormales, tales como zonas de presiones transitorias, que es la señal de un acercamiento a un
intervalo anormal de presión.
Si graficamos la máxima temperatura registrada a la correspondiente profundidad, se obtiene
un diagrama similar al de la Fig.
Un cambio drástico en el rango de las conductividades termales de las formaciones puede
producir tal cambio en el gradiente geotérmico. Esta explicación, sin embargo, no puede
aplizarse a este caso porque formaciones poco profundas se exhibe bajas conductividades
termales debido a la consolidación reducida y altas porosidades.
La transición de zonas de presión normal a presión anormal no siempre explican tal cambio
de pendiente.
06:48 65

La suposición de la distribución lineal en pozos profundos puede resultar una
temperatura de formación falsa:
06:48 66

Esta observación sugirió que la relación temperatura profundidad puede expresarse
empíricamente así Dm
sf
t
eTT
06:48 67

ENCABEZADO
DEL REGISTRO
06:48 68

1. Nombre de la compañía de registros y nombre del registro.
2. Identificación del pozo, #, nombre, campo, país, estado donde el pozo está ubicado, y el nombre de la compañía de
operación.
3. Identificación del tipo de pozo y también utilizado para propósitos de archivos.
4. Ubicación exacta del pozo de acuerdo al sistema utilizado en cada país.
5. Otros registros y servicios corridos en el pozo. (Para complemento y referencia rápida de algunos datos).
6. Plano de referencia permanente. Desde este punto se toma la elevación con respecto al mar.
7. La elevación exacta sobre el nivel del mar a partir del Kelly Bushing ó nivel cero para la corrida de los registros.
8. Nivel desde el cuál el perforador mide la profundidad.
9. Elevación exacta con respecto al suelo. Se toma la altura desde el suelo hasta la mesa rotaria y Kelly Bushing.
10. Fecha en la que se empieza a correr el registro y número de corrida.
11. Profundidad tomada por el perforador y el registrador a partir de la mesa rotaria.
12. Tope y base del intervalo registrado.
13. Profundidad a la que se encuentra la zapata, obtenida por el perforador y registrador.
14. Diámetro de la broca.
15. Propiedades del fluido de perforación, tales como densidad, viscosidad, PH, pérdida de fluido, etc.
16. Fuente donde se obtuvo la muestra.
17. Parámetros de las resistividades del lodo, filtrado de lodo y costra de lodo, medidos a una cierta temperatura.
18. Como se obtuvo la medida, por cálculo o fórmula.
19. Resistividad del lodo a la temperatura del fondo del hueco.
20. Tiempo de circulación de lodo entre el momento que se empieza a correr el registro hasta que la herramienta alcanza
el fondo del pozo.
21. Máxima temperatura registrada.
22. Identificación de la herramienta y su localización
23. Compañía de registros y compañía operadora. Como ejemplo de compañía de registros tenemos:
Schlumberger, Seer Oil, Haliburton, Baker Hugues, etc, y como compañías operadoras tenemos:
Petroecuador, Repsol YPF, Kerr McGee, Pérez Compac, OXY, etc.
06:48 69

Son considerados métodos indirectos para determinar parámetros y así evaluar
formaciones petrolíferas.
Son métodos rápidos y precisos para conseguir información de las
formaciones perforadas.
La información más importante se obtiene cuando los registros son corridos
en hueco abierto
La información es limitada con huecos revestidos.
Los únicos registros que se pueden correr en hueco revestido son gamma
ray y neutrón y los de control de cementación.
Los registros en hueco abierto tienen su función dirigida a:
1 . Detectar yacimientos potenciales
2 . Estimar la cantidad de hidrocarburos.
06:48 75

PENETRACIÓN CON HERRAMIENTAS DE REGISTROS
ELÉCTRICOS
• Cuando se perfora un pozo, se tiene una idea cualitativa de su identidad y
tipo de fluidos que contiene.
• Aún es necesario estimar otros parámetros que permitan resolver la
ecuación.
Con este propósito se corren registros a hueco abierto.
• Las herramientas de registro son bajadas en el hueco mediante cable
eléctrico, el cuál conduce la información del fondo del pozo a los
registradores en superficie.
• Cada herramienta mide diferentes parámetros de formación dependiendo de
la característica de la roca.
• La combinación de dos o tres registros lleva a un mejor conocimiento de la
litología, porosidad y geometría.
• Se puede distinguir de petróleo, agua y gas.
rw FS
hAV
1
**
06:48 76

PARA DETECTAR
O
MEDIR
PARÁMETRO NOMBRE DEL REGISTRO SIMBOLO
LITOLOGIA
Y
ESPESOR
YACIMIENTO
NO YACIMIENTO
ESPESOR
GAMMA RAY
SPONTANEUS POTENTIAL
MICROLOG
CALIPER LOG
GR
SP
ML
CAL
POROSIDAD
POROSIDAD(Φ)
NEUTRON LOG
SONIC LOG
DENSITY LOG
NL
SNP
CNL
SL
BHC
FDC
RESISTIVIDAD SATURACION (Sw)
CONVENCIONALES
ENFOCADOS
INDUCTIVOS
MICRORESISTIVOS
SN,LN,LL
LL
IL
ML
)(h
06:48 79

EL REGISTRO POTENCIAL
ESPONTÁNEO
06:48 80

Es originado por el contacto de dos fluidos de diferentes salinidades
( fluidos de perforación y fluido de formación).
Las condiciones para que se origine el SP son:
1. Agua de formación innata
2. Fluido de perforación (conductivo)
3. Roca selectiva de iones (lutita)
El SP es útil para:
1. Detectar capas permeables
2. Ubicar los límites y permitir la correlación entre capas.
3. Determinar valores de resistividad del agua de formación Rw.
4. Dar valores cualitativos del contenido de arcilla
06:48 81

• El SP es un registro de diferencia
de potencial de un electrodo
móvil en un pozo y un potencial
fijo en un electrodo en superficie
en función de su profundidad
06:48 82

• El SP tiende a seguir una línea
recta en la línea base lutita
• En formaciones permeables la
curva del SP se desvía, de la línea
base lutita
• En capas de suficiente espesor
define la línea de arena.
• La curva del SP es relativa.
06:48 83

ORIGEN DEL SP
• Las desviaciones de la curva del SP son el resultado de flujo de
corrientes existentes dentro del lodo; estas corrientes son
producidas por fuerzas electromotrices que tienen origen:
1.Electroquímico
• Potencial de difusión
• Potencial de membrana
2.Electrocinético
• arcillas
• costra de lodo
)( cE
m
d
E
E
)( KE
)( KshE
)( KmcE
06:48 84

POTENCIAL DE CONTACTO DE LIQUIDOS (Ed)
• Se produce cuando dos
electrolitos de actividades
químicas diferentes se relaciona
con el numero y tipo de iones
presentes.
• Los iones positivos y los
iones negativos se difundirían
en el medio poroso desde el
electrolito concentrado al
electrolito disuelto.
Na
Cl
06:48 85

• Los iones cloros , se difunden más rápidamente, debido a su tamaño más
pequeño y menor afinidad al agua.
• Debido a este fenómeno de difusión, la solución diluida se carga
negativamente.
• La rata de difusión disminuye a medida que la carga negativa repele la
migración de iones negativos.
• Cuando se alcanza el equilibrio, se establece un constante, que puede
expresarse por la ecuación de Nerst:
(1)
• Donde:
Potencial de difusión (v)
Transferencia de iones cloro y sodio.
2
1
a
a
In
F
RT
ttE a
NaCld
dE
dE
NaCl
tt ;
06:48 86

• La transferencia es la fracción de corriente llevada por el ion designado.
Por definición:
Movilidades ( velocidad a la que un ion se mueve bajo un gradiente de
potencial fijo)
Constante de gas,
temperatura absoluta; K
Constante de farad ay: 96516 C
: Actividades de los dos electrolitos.
Por tanto la ecuación final será:
(2)
NaCl
Cl
Cl
UU
U
t
ClNa
Na
Na
UU
U
t
1NaCl
tt
C
J314.8
aT
21,aa
R
U
F
2
1
12
a
a
In
F
RT
tE a
Cld
06:48 87

POTENCIAL DE MEMBRANA (Em)
• Se produce cuando dos
electrolitos de concentraciones
diferentes están separados por un
medio poroso donde las paredes
del poro contienen una doble capa
eléctrica.
• La arcillas tienen dicha capa, ya
que las lutitas son ricas en arcilla,
constituyen una membrana.
• Las paredes de los poros de la
membrana de lutita están cargados
negativamente debido a la
existencia de una doble capa
eléctrica, por lo que el paso de
iones cloro es grandemente
restringido.
06:48 88

• Los cationes , sin embargo pueden entrar en los poros l libremente.
• Por consiguiente, la solución concentrada se cargará negativamente con
respecto a la solución diluida, y un potencial es creado a través de la
membrana.
 Las lutitas son mezclas dispersas de partículas de tamaño de la arcilla,
y con frecuencia contienen una gran proporción de minerales de arcilla.
 Generalmente existen un exceso de cargas eléctricas negativas dentro
de las laminas de arcilla. Este desequilibrio eléctrico debe compensarse
para mantener la neutralidad eléctrica de las partículas de arcilla.
 Los agentes compensadores son los iones positivos que se adhieren a
las superficies de las laminas de arcilla en un estado seco hipotético.
• El máximo potencial de lutita ocurre a través de una membrana perfecta
(membrana catiodica ideal);es cuando la membrana de lutita puede
bloquear completamente el paso de iones cloro; es decir solamente deja
pasar los cationes sodios.
Na
mE
06:48 89

• Cuando se tiene una membrana ideal.
• De la ecuación (1) se tiene:
• Cuando la membrana de lutita es imperfecta, se produce un escape de iones
y el disminuye; en estos casos se debe utilizar un factor de corrección.
1;0 NaCl
tt
2
1
a
a
In
F
RT
E a
m 3
Cl
mE
06:48 90

COMPONENTE ELECTROQUÍMICO DEL SP.
• Las dos situaciones anteriores
pueden combinarse en una celda
cilíndrica que contiene dos
soluciones de cloruro de sodio de
actividades y
• Las dos soluciones están
separadas en la parte superior del
canal por una membrana de lutita
perfecta y en la parte más baja del
canal por un medio poroso limpio.
1a 2a
06:48 91

• Esta configuración sugerida por
Mounce y Rust, constituye un
circuito eléctrico cerrado en el que
Ed y Em se han creado
electroquímicamente.
06:48 92

• Estos potenciales son aditivos:
(4)
(2) y (3) en (4)
(5)
Aplicando el concepto al caso real:
Para una formación permeable no arcillosa ( formación limpia)
Donde:
dmc EEE
2
1
2
a
a
In
F
RT
tE a
Clc
mf
w
a
a
KEc log
F
RT
t
F
RT
tK a
Cl
a
Cl
606.4)303.2(2
06:48 93

A
Generalmente, es independiente de la concentración y temperatura
sobre los rangos normalmente experimentados en aplicaciones de
registros.
Si expresamos K(mv) y T ( C):
:250
C
604.0
10)19.591.7(
1091.7
*1019.5
*1091.7
4
4
4
4
x
x
t
V
s
cm
xU
V
s
cm
xU
Cl
Na
Cl
Cl
t
aa TTK 00024.0
96516
314.8*604.0
*606.4
FTTK
CTTK
TK
133.03.61
24.05.65
)2.273(24.0
06:48 94

• El proceso de filtración da como resultado un potencial electrocinética,
también conocido como potencial de corriente o potencial de
electrofiltración.
• Generalmente se forma una costra de lodo al atravesar formaciones
permanentes.
• La costra de lodo contienen partículas de arcilla que tienen una doble capa
eléctrica.
• Debido a la diferencia de concentración iónica entre el agua contenida en la
arcilla y el agua libre existe diferencia de potencial.
• El movimiento de estas cargas genera un potencial electrocinético.
• El potencial electrocinético se produce cuando un electrolito fluye a través
de un medio poroso permeable y no metálico.
COMPONENTE ELECTROCINETICO DEL SP
06:48 95

• La magnitud del se determina por:
 Presión diferencial entre columna hidrostática y formación .
 Resistividad del electrolito
• Aparece como consecuencia del proceso de filtración a través de la
costra del lodo (en la practica casi no se genera a través de la
formación permeable en si, porque la mayor parte de la caída de presión
se da a través de la costra de lodo.
• Investigaciones experimentales de Wyllie, establece la siguiente
relación:
Donde:
Potencial electrocinético
Presión diferencial
Constantes relacionadas con la composición y resistividad del lodo.
kE
kE
Y
K PXE
YX
P
EK
,
06:48 96

• Mientras mayor sea y ,
mayor será .
• La lutita es similar en tipo y
propiedades a la costra de lodo.
• Gondovin y S cala demostraron
experimentalmente la existencia
de potencial electrocinético a
través de lutitas.
mR
P
kE
06:48 97

• Dado que SP es una medida relativa con respecto a la lutita, la
contribución combinada de potenciales de origen electrocinetico seria:
En la practica :
 es baja
 es baja
 la experiencia indica que estos potenciales electrocinéticos son
generalmente despreciables.
 Por lo tanto la contribución del a la deflexión del SP es caso
siempre muy pequeña y por lo general se considera insignificante.
KmcKshK EEE
mR
)500(
)75@.8.0(
PsiP
mRm


P
mf
w
mdcSSP
a
a
KEEEE log0
kE
06:48 98

• El signo menos es por convención, considera .
• El se debe en gran parte, si no en su totalidad, ha la costra de
lodo, ya que gran parte de la presión diferencial existente entre el
lodo y la formación, ocurre a través de la costra.
• Si son significativos, no se puede utilizar para obtener .
 Presiones diferenciales anormalmente altas . Por ejemplo:
formaciones agotadas o cuando se utiliza lodos muy pesados.
 Formaciones de baja permeabilidad una parte de ,se aplica a
la formación)
 En estas condiciones los efectos electrolíticos no se eliminan unos a
otros.
 Por lo que es necesario identificar las condiciones que favorecen la
existencia de efectos electrolíticos significativos.
mfw aa 
kE
kE sspE wR
P
06:48 99

ESSP TEÓRICO VS. ESP MEDIDO
El es determinado por la
temperatura de la formación que
controla el valor de k y las
actividades químicas.
• La intensidad de corriente que
circula en el límite arena – lutita
es generado por el potencial total.
Donde: son las resistencias
encontradas por la resistencia
eléctrica i.
SSPE
mshf rrr ,,
mShfSSP rrrIE
2
1
log
a
a
KESSP
06:48 100

• El SP medido es el potencial ohmico cuando el electrodo se mueve
dentro del pozo y se expresa por:
• Combinando las ecuaciones anteriores, resulta:
Esto me dice que:
• La relación depende de:
 Resistividad de capa adyacente.
 Resistividad y geometría del pozo( )
 Resistividad de formación.
Por lo general:
mSP IrE
SSP
mshf
m
SP E
rrr
r
E
SPssp EE 
SP
SSP
E
E
dhRm,
mshf rrr 
06:48 101

• Sin embargo la corriente tiene un camino mucho más amplio que el de la
sección transversal de la formación, produciendo una baja resistencia
comparada con la del camino restringido en el hoyo, y se expresa:
Si cuando
Si solamente si, cuando:
• Formaciones de baja resistividad.
• Lodos base agua fresca.
• Capas gruesas.
• Hoyos pequeños.
• Cuando no se dan estas condiciones se deben hacer CORRECIONES,
usando las cartas: SP3 y/o SP4.
mr
h
d
R
r
h
m
m 2
SPSSP EE shfm rrr 
06:48 102

La siguiente tabla muestra valores del diámetro interno, que dependen de su
porosidad:
SP4: Solo capas delgadas justifican correcciones.
Rango de porosidad Diámetro interior di
5-10 10dh
10-15 5dh
15-20 2.5dh
06:48 103

FACTORES QUE AFECTAN LAS LECTURAS DEL SP
• Espesor de capa: SP disminuye proporcional al espesor de capa.
• Invasión: reduce SP.
• Arcillocidad: reduce SP.
• Hidrocarburos: reducen ligeramente SP.
• Filtrado de lodo: deflexión del SP desde la línea base de lutita depende
de resistividades relativas de filtrado de lodo y agua de formación.
 Lodo dulce: SP negativo:
 Lodo salino SP positivo:
 ,cero SP, no existe deflexión.
wfw
wwf
RR
RR


wfw RR
06:48 104

DETERMINACIÓN DE LA RESISTIVIDAD DELAGUA DE
FORMACIÓN A PARTIR DEL SP
• Rw, es esencial para calcular la saturación de agua, Sw.
• En la interpretación de registros, es mas práctico utilizar resistividades.
• Gondouin introdujo el concepto de resistividad equivalente y que es proporcional
al reciproco de las actividades
Si el filtrado de lodo es esencialmente una solución pura de NaCl.entonces:
Y el SSP puede ser expresado por:
w
eqw
a
A
R
mf
w
eqw
eqmf
a
a
R
R
eqw
eqmf
R
R
KSSp
)(
)(
log
06:48 105

Grafica que representa la resistividad del NaCl en función de la actividad del NaCl
• En figura se muestra que , para R > 0.1 Ω-m @ 75ºF
• Lodos de perforación base agua fresca > 0.1 @ 75ºF
RReq
mfR
mfeqmf RR 85.0
06:48 106

•Nos interesa Rw y
no Rweq en la
interpretación de
registros.
•La figura SP-2
muestra una carta
más conveniente
para la interpretación
de registros SP
06:48 107

Esta carta toma en cuenta el efecto de la temperatura y la concentración
de los iones sodio transportado
06:48 109

1. Se determina la magnitud del
SP,Esp, del registro de la zona de
interés.
2. Si es necesario se debe corregir
el valor del SP, para los efectos
de capas gruesas y efectos de
invasión.
3. Determinar Rmf a temperatura de
formación.
4. Entrar a la carta con el valor de
Rmf . La intersección con la
línea de temperatura apropiada
nos da el valor de EC1.
5. Determinar el valor EC2 restando
el valor negativo ESSP de EC1
Agregar el valor positivo ESSP a
EC1 para determinar EC2.
6. Determinar el valor de Rw en la
intercepción de EC2 con la línea
que representa la temperatura de
la formación, (punto B).
El valor de Rw es más fácil determinar siguiendo los siguientes pasos:
06:48 110

RELACIÓN SSP = RW PARAAGUAS QUE
CONTINEN SALES DISTINTAS A NaCl
• La presencia de iones divalentes en el filtrado de lodo o en el agua de formación
afecta considerablemente la magnitud del Essp.
• Gondouin uso una aproximación empírica para encontrar Essp en tales casos
puede expresarse por:
aNa = actividad del ión Na+
aCa = actividad del ión Ca++
aMg = actividad del ión Mg++
• El valor de ESSP puede predecirse si se conoce el análisis químico del agua.
mfMgCaNa
WMgCaNa
aaa
aaa
LogKEssp *
06:48 111

•Evers e Iyer usaron análisis de agua publicados para predecir el
que fue luego usado para calcular (Rw)eq
de Ecuación
•Los filtrados de lodo se consideraron soluciones de NaCl.
•Para agua con solo NaCl en solución la relación Rw = (Rw)eq
•Las curvas siguientes son desplazadas hacia arriba de modo que para el mismo
valor de (Rw)eq, el valor de Rw es mayor que para el agua con NaCl pura.
•Es importante recolectar y usar datos locales para desarrollar relaciones empíricas
para utilizarlas en la interpretación de registros de pozos.
mfMgCaNa
WMgCaNa
aaa
aaa
LogKEssp *
eqw
eqmf
ssp
R
R
KE
)(
)(
log
06:48 113

Relación de Essp – Rw para la membrana de lutita no ideal
Las Ecuaciones:
•Se asume membranas cationicas perfectas. Sobreestimar el valor de Rw que
resulta de una subestimación del potencial Ek.
•Las medidas de laboratorio hechas sobre membranas lutíticas, muestra un
potencial diferente del calculado para una membrana no ideal.
•La asunción de que se comporta como membrana perfecta, en dicho caso no
proporcionará un valor exacto de la resistividad del agua de formación.
•La Fig. siguiente muestra la correlación entre valores de Rw inferidos de las
muestras de agua y los calculados de la ecuación para el campo Grand Isle, LA.
•La ecuación desarrollada por smith en función de la capacidad de intercambio del
catión por unidad de volumen poroso. (Qv)
•Por la dificultad de calcular Qv, los analisis de registros son rementes o aceptan
eqw
eqmf
R
R
KSSp
)(
)(
log
mfMgCaNa
WMgCaNa
SSP
aaa
aaa
KE log*
06:48 115

• Silva y Bassiouni desarrollaron una relación gráfica empírica entre ESSP y RW
para membranas de lutita no ideales.
• La resistividad eléctrica disponible de la lutita, Rsh, se usa para reflejar los
cambios en salinidad, contenido de arcillas, porosidad de la lutita y de la
eficacia de la membrana.
• Se desarrolló una gráfica usando datos de la costa de USA para casos donde
NaCl constituye más del 95% en peso del total de sólidos disueltos (TDS).
• Para determinar RW, el valor de ESSP, Rmf a temperatura de la formación, y la
resistividad promedio de las lutitas adyacentes, Rsh, son requeridos.
06:48 117

Se muestra la
mejora en
estimación de
RW, como
resultado del
uso de la
grafica
propuesta por
Silva y
Bassiouni.
06:48 119

Lau y Bassiouni
1. Introdujeron un modelo de SP que incorpora el concepto del fenómeno de
transporte de agua y eficacia de la membrana de lutita, meef.
2 . Este término mide la conducta no ideal de una membrana de lutita. Una
membrana ideal despliega 100% de eficacia.
3. La eficacia de la membrana relaciona empíricamente la resistividad de la
lutita, Rsh, por:
No debe exceder de la unidad
sheff Rm 3.047.0
06:48 120

CARÁCTER Y FORMA DE LA DESVIACIÓN DEL SP
•El máximo RW es, lo que la más baja deflexión del SP es; es decir, la mayor
salinidad del agua de formación es, lo que la más alta deflexión del SP es.
•Además el valor absoluto de Rw, la relación Rmf / Rw o precisamente Rmf / (Rw)eq
determina la magnitud de la deflexión del SP.
06:48 125

• Si el lodo es relativamente más
fresco que el agua de
formación, es decir Rmf > Rw,
se tiene una deflexión negativa
del SP.
• Si las salinidades del filtrado
del lodo y el agua de formación
son casi las mismas, es decir
Rmf = (Rw)eq, entonces se tiene
una pequeña o ninguna
desviación del SP ya que log
[Rmf / (Rw)eq ] = 0.
• Si el agua de formación es más
fresca que el filtrado de lodo, es
decir Rmf < (Rw)eq, se tiene una
desviación positiva del SP.
El contraste entre filtrado de lodo y salinidad de agua de formación
resulta en uno de estos tres casos típicos:
06:48 126

DESPLAZAMIENTO DE LA LÍNEA BASE DE LUTITA
• Ocurren cuando una capa de
lutita no es una membrana
cationica perfecta.
• Una capa arcillosa separa aguas
de formación de diferentes
salinidades.
• Los cambios grandes dificultan la
definición de la línea base lutita y
la determinación del valor SSP.
06:48 127

PRECAUCIONES QUE SE DEBEN TENER EN CUENTA
AL CORRER EL REGISTRO DEL SP.
• El SP no tiene respuesta en un lodo base aceite
• La respuesta del SP no es significativa en formaciones arcillosas
• Se deben tomar precauciones en yacimientos con alta saturación de
hidrocarburos.
• La presencia de formaciones duras afecta la lectura del SP.
• Se debe correr el registro del SP antes de realizar cambios en las
características del lodo.
• Si las resistividades del filtrado del lodo y del agua de formación son casi
iguales, las deflexiones del SP serán muy pequeñas y la curva no será muy
significativa.
06:48 128

DETERMINACIÓN DE LA RESISTIVIDAD DEL AGUA
DE FORMACIÓN (RW).
• Se lo puede obtener por tres métodos:
– Laboratorio
• Resistivímetro
• Titulación
– Catálogos
– A partir del SP
• En la mayoría de los casos se puede obtener un valor confiable.
Tener precauciones cuando:
• Hay sales distintas de NaCl.
• Existe desplazamiento de línea base de lutita
• Existe potencial electrocinético significativos ( )
– Formaciones de baja permeabilidad
– Formaciones de presiones agotadas
– Lodos pesados
KE
06:48 129

• Se puede despreciar cuando:
– Formaciones de buena permeabilidad
– Agua de formación salada
– Lodos muy resistivos
• K = 61 + 0.133T (°F)
• K = 65 + 0.24 T (°C)
eqRw
eqRmf
KESSP
)(
)(
log
KE
06:48 130

PASOS PARA DETERMINAR RW A PARTIR DE SP.
1. Identificar zonas permeables. (SP, GR, ML, CAL)
2. Establecer línea base de lutita
3. Leer SP de zonas seleccionadas y el espesor de capa (h).
4. Determinar temperatura de formación
5. De ser posible realizar correcciones al SP, por invasión y espesor de
capa. (SP-3, SP-4).
Si la formación es limpia, gruesa, entonces SP = SSP.
TD
STBHT
gG STFDgFT G
FDmT
STeFT *
06:48 131

6. Determinar (Rw)eq (SP-1)
• Ingresar al gráfico con SSP y temperatura de formación y
obtenemos:
(Rmf)eq / (Rw)eq
• Obtener el valor de (Rmf)eq
• Para los lodos con predominio de NaCl.
a) Si Rmf @ 75°F > 0,1 Ω - m, corregir Rmf @ FT.
a) Si Rmf @ 75 F < 0.1 Ω - m, usar SP-2 (2m), para obtener
(Rmf)eq
F
T
TR
R
)77.6(
)77.6(
2
11
2
C
T
TR
R
)5.21(
)5.21(
2
11
2
mfeqmf RR 85.0
06:48 132

• Con valores (Rmf)eq / (Rw)eq y (Rmf)eq carta (SP-1) entonces
(Rw)eq a temperatura de formación ó
7. Con (Rw)eq y F.T. carta (SP – 2) entonces se obtiene Rw @ F.T o
tambien puedo utilizar directamente la ecuacion:
eqRw
eqRmf
KESSP
)(
)(
log
06:48 133

Clases completas

Recomendados

Recomendados

Más contenido relacionado

La actualidad más candente

La actualidad más candente (20)

Destacado

Destacado (9)

Similar a Clases completas

Similar a Clases completas (20)

Último

Último (20)

Clases completas