Fundamentos basicos

CURSO DE
EVALUACIÓN DE FORMACIONES
CTVA/CURSO DE REGISTROS GEOFÍSICOS A POZOS
1

CONTENIDO
CURSO DE EVALUACIÓN DE FORMACIONES
1. Introducción.
2. Fundamentos básicos de interpretación de registros
geofísicos.
CTVA/CURSO DE REGISTROS GEOFÍSICOS A POZOS
2

PARTE 1 de 4
CAPITULO 2
FUNDAMENTOS BÁSICOS DE INTERPRETACIÓN DE REGISTROS
GEOFÍSICOS
CTVA/CURSO DE EVALAUCIÓN DE FORMACIONES
3

CAPITULO 2
FUNDAMENTOS BÁSICOS DE INTERPRETACIÓN DE REGISTROS GEOFÍSICOS
CONTENIDO
PARTE 1
Definición de formación Geológica.
1. Símbolos Usados en la Interpretación de
Registros.
2. Roca Almacén.
3. Fluidos en el Yacimiento.
4. Porosidad.
5. Saturación.
6. Resistividad.
PARTE 2
7. Temperatura de Formación.
8. Estimación de Rmf y Rmc.
9. Resistividad del Agua de Formación,
Rw.
10. Resistividad de la Roca Saturada de
Agua y de Hidrocarburos.
PARTE 3
11. Factor de Formación.
12. Ecuaciones Básicas de Porosidad.
PARTE 4
11. Ecuaciones Básicas de Saturación de
Agua.
12. Ecuaciones Básicas de Evaluación de
Arcilla.
13. Densidad de Hidrocarburos.
14. Permeabilidad.
15. Métodos y Modelos de Interpretación.
4

DEFINICIÓN DE FORMACIÓN GEOLÓGICA
 Una formación o formación geológica es una unidad
lito estratigráfica formal que define cuerpos de rocas
caracterizados por unas propiedades litológicas
comunes (composición y estructura) que las
diferencian de las adyacentes. Es la principal unidad
de división lito estratigráfica. Pueden asociarse en
unidades mayores (grupos), subdividirse (miembros)
o diferenciarse unidades menores significativas
(capas). La disciplina geológica que se ocupa de las
unidades lito estratigráficas es la Estratigrafía.
5

 Según la Comisión Internacional de Estratigrafía, el
conjunto de rocas sedimentarias de la corteza
terrestre debería estar completamente definido
mediante formaciones, mientras que no sería
obligatorio hacerlo con otros tipos de unidades
litoestratigráficas.No hay un límite de espesor para
poder establecer una formación, pero las normas
internacionales indican que, al menos, han de ser
representables en un mapa geológico —usualmente
de escala 1:50 000 a 1:25 000—.
6

FORMACIÓN GEOLÓGICA
 El término «formación» suele usarse también
informalmente para designar conjuntos de rocas o
estructuras geológicas que comparten determinadas
características, como «formación arrecifal»
(atendiendo al origen), «formación siliciclástica»
(atendiendo a la composición), «formación de
estalactitas» (para describir un conjunto homogéneo
de estructuras), etc.
7

1. SIMBOLOS USADOS EN LA
INTERPRETACIÓN DE REGISTROS
8

9

El significado de estos símbolos es el siguiente:
 Rt = Resistividad verdadera de la formación, se ubica en la zona no invadida por el
filtrado del lodo, ohmm.
 Rw = Resistividad del agua de la formación, ubicada también en la zona no invadida
por el filtrado del lodo, ohmm.
 Rs = Resistividad de la capa adyacente, ohmm.
 Rxo = Resistividad de la zona lavada, ubicada en la zona lavada por el filtrado del
lodo, ohmm.
 Rmf = Resistividad del filtrado del lodo, ubicado en la zona lavada, ohmm.
 Rm = Resistividad del lodo ó fluido de perforación, ohmm.
 Rmc = Resistividad del enjarre del lodo, ohmm.
 Sw = Saturación de agua, fracción.
 Sxo = Saturación de la zona lavada, ubicada en la zona lavada, fracción.
 dh = Diámetro de agujero del pozo, pulg.
 hmc = Espesor del enjarre del lodo, pulg.
 di = Diámetro de invasión del filtrado del lodo, pulg.
 dj = Diámetro de invasión de la zona de transición de la zona lavada, pulg.
10

PERFIL DE INVASIÓN
11
AGUA HIDROCARBUROS

12

LAS ROCAS ALMACÉN: Son generalmente areniscas
y/o arenas, calizas y dolomías, eventualmente pueden
existir otras rocas como lutitas bituminosas, lutitas
gasíferas o incluso se han reportado rocas volcánicas
que almacenan hidrocarburos y estas constituyen los
Yacimientos de aceite y gas.
ARENISCAS/ARENAS: Son transportadas y depositadas
por la acción del agua. El tamaño de los granos
depositados depende de la velocidad del agua que los
transporta, por esta causa las arenas y areniscas
tienden a presentar una POROSIDAD DE TIPO
INTERGRANULAR bastante uniforme.
13
2. ROCA ALMACÉN

CALIZA es depositada por decantamiento del agua de mar,
como PRECIPITADO de una solución o de restos
acumulados de conchas de animales marinos. El espacio
poral original es alterado por disolución de la parte sólida,
por tanto la POROSIDAD tiende a ser menos uniforme que
en las areniscas, presentando VUGULOS y fisuras que
coexisten con la porosidad primaria.
DOLOMÍA se forman cuando aguas ricas en Magnesio
circulan a través de las calizas, reemplazando algunos de
los átomos de Calcio por átomos de Magnesio, este proceso
denominado resulta generalmente en una
disminución del volumen de la matriz y por tanto aumenta la
14

Los fluidos que mayormente se pueden encontrar en un yacimiento son:
AGUA, ACEITE Y GAS.
AGUA: Contenida en el espacio POROSO del yacimiento puede ser agua
congénita o agua que migró posteriormente a la generación de la roca.
La salinidad varía desde 1000 PPM a 400 000 PPM.
El agua de salinidad de pocos miles PPM se dice es AGUA DULCE
Ó SALOBRE. Difícil de identificar en el yacimiento, ya que su alta
resistividad, su densidad y contenido de Hidrógeno, presenta
características similares a las del aceite, especialmente para las
herramientas de Resistividad y Porosidad Neutrón. El agua de mar es
de unos 30 000 PPM.
Salinidades mayores de 8,000 PPM se conoce como AGUA SALADA,
siendo fácil de identificar en el yacimiento por su baja resistividad sí las
condiciones Petrofísicas son de alta porosidad y formación limpia.
3. FLUIDOS EN EL YACIMIENTO
15

16
SALINIDADES Y RESISTIVIDADES DE SOLUCIONES
Solución PPM de NaCl Resistividad, ohmm
Aceite o gas 1.0 E6
Agua potable 500 10.0
Filtrado de lodo dulce <5 000 1.0 – 5.0
Agua salada 35 000 0.2
Filtrado de lodo salado 75 000 0.1
Agua salada saturada 250 000 0.04

ACEITE
 Normalmente el contenido de hidrogeno es similar al de agua.
 Densidad de 0.8 a <1.0 g/cc.
 No conduce la corriente eléctrica, es RESISTIVO.
GAS
 Tiene RESISTIVIDAD ALTA igual que el aceite.
 Densidad de 0.1 a 0.5 g/cc.
 Contenido de Hidrógeno menor que el aceite.
 Gráficos de Porosidad Neutrón-Densidad
permite identificar Gas en el Yacimiento.
NEUTRÓN TZ214
17

DETECCIÓN DE GAS CON FN -FD
Figura 10.1.3
Combinación de registro
Neutrón y Densidad permite
identificar Gas en el
Yacimiento, la porosidad
neutrón es menor que la
porosidad de densidad;
ambas porosidades
en la matriz real:
PHIN=0.09
PHID=0.36
RHOB=2.10 GCC
PHIS=0.27
DTC=95 MSEG/PIE
NPHI=0.09
DPHI=0.36
PHIN < PHID
18

La porosidad Neutrón-Densidad nos
muestra un Yacimiento de Gas
localizado a la profundidad de 1725
mbmr.
Se interpreta como Yacimiento de gas
porque la PHIN está a la izquierda del
PHID, lo que significa que hubo efecto
de hidrocarburos ligeros que
modificaron las lecturas verdaderas de
ambos registros.
Como el Neutrón para determinar la
porosidad lee el índice de
hidrocarburos; en una zona de gas
este es mucho menor que si fuera una
zona de agua ó aceite, por tanto lee
menor porosidad. Lo contrario resulta
con el Densidad que lee una zona
menos densa, por el efecto del gas, y
por tanto se traduce en mayor
porosidad.
19

20

F=0.045
PHIND=0.27
PHIN=0.09
PHID=0.36
RHOB=2.10 GCC
PHIS=0.27
DTC=97MSEG/PIE
21

4. POROSIDAD
 Propiedad intensiva más importante de las rocas receptoras de un
Yacimiento, es donde se almacenan los Hidrocarburos.
 Dos tipos principales de Porosidad:
 Porosidad ABSOLUTA Ó TOTAL volumen de poros comunicados ó no
comunicados entre el volumen total de la roca, y se puede obtener de
lectura de registros en formaciones limpias, en laboratorio de análisis de
núcleos.
 Porosidad EFECTIVA volumen total de poros comunicados entre el
volumen total de la roca, y se puede obtener de lectura de registros en
formaciones limpias ó arcillosas quitando el volumen de arcilla.
 Porosidad original se desarrolla durante el proceso de depósito de los
sedimentos.
 Porosidad INTERGANULAR de las arenas y areniscas (Terciario).
 Porosidad OOLITICA de algunas calizas (Mesozoico).
 Porosidad INDUCIDA se genera posteriormente al proceso de depósito
de los sedimentos por fracturas y canales en las calizas.
22

 Estudios conducentes a conocer los limites de porosidad indican que
para ARREGLO CUBICO de los granos la PHI=47.6%. (Tarea).
23
POROSIDAD MÁXIMA EN ARREGLO
CÚBICO DE LOS GRANOS 47.6%
D
D

ARREGLO HEXAGONAL 39.5%
 Estudios conducentes a conocer los limites de porosidad indican que
para ARREGLO EXAGONAL de los granos la PHI=39.5%. (Tarea).
24

25

Vp
Vr
F =
Poro
Matriz
Fig. 10.1.4 Muestra unitaria de roca
POROSIDAD SE DEFINE COMO EL PORCENTAJE DE ESPACIOS VACÍOS DEL
VOLUMEN TOTAL DE UNA ROCA. La expresión matemática se muestra en la ecuación
10.1.1 y en la figura 10.1.4 se simula una muestra de roca unitaria.
Ec: 10.1.1
Donde:
F = Porosidad, Fracción.
V = Volumen de poros, U. de vol.
Vr = Volumen total de roca, U. de vol.
26

27

28

TIPOS DE POROSIDAD
 Porosidad Primaria: F1
Intergranular o Intercristalina. Generalmente encontrada en rocas
clásticas. Su valor depende de la forma y clasificación de los granos.
 Porosidad Secundaria: F2
Es la porosidad vugular que se generó por ejemplo por disolución y la
porosidad que se genera debido a las fracturas.
 Porosidad Total:Ft
La que se genera sumando todo, poros fisuras, fracturas, vugulos.
 Porosidad Conectada: Fc
Se cuenta sólo los espacios porosos conectados, como la piedra pómez,
tiene porosidad total de .5 y porosidad conectada de cero.
 Porosidad potencial: Fp
Es la porosidad conectada por gargantas de sección mayor que un valor
límite, debajo del cual los fluidos no se desplazan.
 Porosidad efectiva: Fe
Es la porosidad accesible a los fluidos libres para desplazarse.
 Moldica.
 Intergranular.
29

30

31

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34

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36

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40

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45

46

47

EXPONENTE DE CEMENTACIÓN
48

EVALUACIÓN DE m
49
2 log0.12
log0.14
2.17
m
m

=
=

EXPONENTE DE CEMENTACIÓN
50

EVALUACIÓN DE m
51
3 2
log(0.12 0.12 (1 0.14) (0.14 0.12)
log0.14
1.71
m
m
 -  -
=
=

5. SATURACIÓN
52

Saturación de agua (Sw)
Es la fracción del volumen de poro en una roca el cual es ocupado por agua de la
formación. La saturación de agua tiene el símbolo Sw. Esta representa un importante
parámetro en la interpretación de registros porque se puede determinar la saturación de
hidrocarburos de los yacimientos por sustracción del valor de saturación de agua menos
uno. La figura 10.1.5 es una muestra unitaria de de roca porosa y la Tabla 10.1.1 los
cálculos de saturación de agua de la misma. Matemáticamente se expresa así:
Ec: 10.1.2
Donde:
Sw = Saturación de agua, fracción.
Vw = Volumen de agua, unidad de volumen.
Vp = Volumen de poros, unidad de volumen
Vw
Sw
Vp
=
Poro
ZonaVirgen
Muestra unitaria de roca porosa
Figura 10.1.5
Vol.de Agua
Volde poro
53

Saturación de hidrocarburos (Sh)
La saturación de hidrocarburos es la fracción del volumen poroso ocupado por
hidrocarburos. La expresión matemática es la siguiente:
Ec: 10.1.4
Por otra parte con la evaluación de registros geofísicos se obtiene la saturación de agua, y
como el volumen de fluidos dentro del poro es agua más hidrocarburos, este volumen
debe ser uno, por tanto
Ec: 10.1.5
Donde:
Sh = Saturación de hidrocarburos.
Vh = Volumen de hidrocarburos.
Vp = Volumen de poros.
Sw = Saturación de agua.
Vh
Sh
Vp
=
1Sh Sw= -
54

SATURACIÓN DE FLUIDOS EN LA ZONA
LAVADA, Sxo:
55
1. La presión diferencial de la columna del lodo y la formación
provoca que el filtrado del lodo penetre a la formación.
2. La distancia depende de la propiedades Físico-Química de
los fluidos y la petrofísica de la roca.
3. Se produce una zona lavada ó invadida y la Saturación
como: Sxo.
4. Sí contiene Hidrocarburos entonces queda una Saturación
Residual de Hidrocarburos, Srh.
5. Con ecuaciones y parámetros derivados de Registros
Geofísicos se calcula Sxo.
6. Se expresa como el Volumen del filtrado del lodo entre el
Volumen de poros.

Zona Lavada
Matriz
Hidrocarburo
Residual
r
Poro
Filtrado
de lodo
Fig. 10.1.6
Matemáticamente se tiene:
Ec: 10.1.6
Donde:
Sxo = Saturación de la zona lavada.
Vmf = Volumen del filtrado de lodo.
Fig. 10.1.6 es un volumen unitario de
formación lavada, donde se muestra la
matriz de la roca y el poro conteniendo
filtrado del lodo, hidrocarburo residual y
en zonas con saturación de agua, se
tendría también un volumen residual de agua desplazada.
Desafortunadamente no podemos medir directamente el volumen del filtrado del lodo en
las formaciones que se perforan, por tanto las Saturaciones de las zonas lavadas se
evalúan por medio de datos petrofísicos obtenidos después de la perforación de los pozos
con ecuaciones que son similares a las de Saturación de agua.
Vmf
Sxo
Vp
=
56

57

Saturación residual de hidrocarburos: (Srh).
Cuando el filtrado de lodo, agua u otro fluido desplaza los hidrocarburos, queda una
importante cantidad de estos como una saturación residual de hidrocarburos, los campos
petroleros de aceite tienen, después de la explotación primaria, una Srh de alrededor de
0.75. Se define entonces como el volumen residual de hidrocarburos dividido por el
volumen de poros, matemáticamente se tiene:
Ec: 10.1.7
Donde:
Srh = Saturación residual de hidrocarburos.
Vrh = Volumen residual de hidrocarburos.
Vrh
Srh
Vp
= Matriz Hidrocarburo
Residual
r
Poro
Filtrado
del lodo
Zona Lavada
Figura 10.1.7
58

A partir de una evaluación petrofísica con los registros geofísicos se obtiene la saturación
de la zona lavada Sxo, que es básicamente la saturación del filtrado de lodo que está en el
poro. Por tanto el resto es hidrocarburo residual. Esta es la forma practica de calcular la
Srh, sustrayendo la saturación de la zona lavada:
Ec: 10.1.8
Donde:
Srh = Saturación residual de hidrocarburos, Fracc.
Sxo = Saturación de la zona lavada, Fracc.
1Srh Sxo= -
59

SATURACIÓN DE AGUA IRREDUCIBLE (Swirr)
60
El yacimiento se genera en un ambiente acuífero y
por tanto los hidrocarburos, cuando migran no desplazan
toda el agua, el pequeño volumen que queda pegado
a los granos de la roca, que ya no es desplazada, es la Swirr.
 La Swirr varia generalmente entre 5% y 40% dependiendo
si los granos de la matriz rocosa son grandes ó pequeños.

SATURACIÓN DE AGUA CONNATA
 La saturación de agua connata (Swc) es la saturación de
agua existente en el yacimiento al momento del
descubrimiento, la cual se considera como el remanente del
agua que inicialmente fue depositada con la formación y
que debido a la fuerza de la presión capilar existente, no
pudo ser desplazada por los hidrocarburos cuando éstos
migraron al yacimiento.
 Generalmente la saturación de agua connata se considera
inmóvil; sin embargo, al inyectar agua en un yacimiento, la
primera que se produce tiene composición diferente a la
inyectada, lo que indica que el agua connata es desplazada
por la inyectada.
61

 La determinación de la saturación inicial de agua se puede
efectuar por tres diferentes métodos:
 - Núcleos tomados en pozos perforados.
- Cálculos a partir de la presión capilar.
- Cálculo a partir de registros eléctricos.
 La saturación de agua connata se correlaciona con la
permeabilidad, con el área superficial y con el tamaño de
los poros. A mayor área superficial y menor tamaño de
partículas, mayor es la saturación de agua connata.
62

63
REPASO DE LA LEY DE OHM
La Ley de Ohm establece que "la intensidad de la corriente eléctrica que
circula por un conductor eléctrico es directamente proporcional a la
diferencia de potencial aplicada e inversamente proporcional a la
resistencia del mismo", se puede expresar matemáticamente en la
siguiente ecuación:
donde, empleando unidades del Sistema internacional, tenemos que:
I = Intensidad en amperios (A)
V = Diferencia de potencial en voltios (V) ó (U)
R = Resistencia en ohmios (Ω).
E
I
R
=
6. RESISITIVIDAD DE LA FORMACIÓN

 RESISTIVIDAD:
La resistividad es la resistencia
eléctrica específica de un material.
 Es la resistencia medida entre lados
opuestos de un cilindro unitario de esa
sustancia a una temperatura dada.
 Petroleum Production Hand Book:
 Wikipedia:
DEFINICIÓN DE RESISITIVIDAD DE LA FORMACIÓN
64

 RESOLVIENDO PARA :
Donde:
= Resistividad eléctrica, ohm-m2/m
R = Resistencia eléctrica, ohm
L = Longitud, m
A = Area, m2
Con el tiempo el símbolo se cambió a R
RA
L
 =
65

UNIDADES DE RESISTIVIDAD
66
2
2
( ) (
( )
Para facilitar se estila:
OHMM
Pero como es dificil escribir , la SPWLA adopto a R como Resitividad.
De ahora en adelante está sera la sigla de Resisitividad.
)R OHM A M
L M
OHM M
M




=



67

REGISTROS DE RESISTIVIDAD Y NEUTRÓN DENSIDAD
REG.AIT Y ND
68

69

CONDUCTIVIDAD EN MILIMHOS
70
1000
C
R
=

PRINCIPALES RESISTIVIDADES:
71
Rt = Resistividad verdadera de la formación. Es la
resistividad medida en la zona no invadida o virgen.
RXO = Resistividad en la zona lavada.
Rm = Resistividad del lodo.
Rmc =Resistividad del enjarre del lodo.
Rmf = Resistividad del filtrado del lodo.
Rw = Resistividad del agua de formación.

CONTINUAR
72

73

REGISTROS DE RESISTIVIDAD Y SONICO MOSTRANDO UNA ARENA
TIPICA DE LA ZONA SURESTE:
Intervalo: 2057-2079 mDbmr
Rt arena = 3 a 100 ohmm
R lutita = 1.6 ohmm
DT lutita = 105 mseg/pie
DT arena = 120 mseg/pie
PHIS arena = 0.33
DT matriz arena = 55.5 mseg/pie
RESISTIVIDAD (AIT) POROSIDAD SÓNICO
SE OBSERVA
GRADIENTE
74

Rt=40 ohmm
Rsh=1.8 ohmm
75
75

ARENA INVADIDA DE
AGUA SALADA
Ro=0.7 OHMM
Rsh=1.6 OHMM
Sin interpretar
76

ARENA INVADIDA DE
AGUA SALADA
Ro=0.7 OHMM
Rsh=1.6 OHMM
Interpretada
77

Ro=0.3 OHMM
Rsh=0.7 OHMM
Línea de lutitas
(Shale)
78

Rt=2000 OHMM
79

GRACIAS
80

Lectura de la Wikipedia
 Resistividad de las rocas porosas saturadas
 Las rocas porosas cuyos poros están llenos de electrolitos constituyen un medio
heterogéneo con inclusiones de resistividad mucho menor que la de los
minerales de su matriz. El caso de mayor interés es aquel en el que los poros se
encuentran en contacto (porosidad efectiva) y ofrecen un camino
ininterrumpido para la conducción de corriente eléctrica. Para una comprensión
del fenómeno es conveniente utilizar un modelo representativo de la
conducción, siendo el de manojo de capilares el más adecuado para este
propósito...
 Considerando una muestra de roca electrolíticamente saturada, con un camino
poroso interconectado (como una arenisca), y en la que se asume que toda la
conducción eléctrica ocurre por el camino electrolítico, se puede escribir:
81

82

CURSO DE
EVALUACIÓN DE FORMACIONES
CTVA/CURSO EVALUACIÓN DE FORMACIONES
1

CONTENIDO
CURSO DE EVALUACIÓN DE FORMACIONES
1. Introducción.
2. Fundamentos básicos de interpretación de registros geofísicos.
2

PARTE 2 de 4
CAPITULO 2
FUNDAMENTOS BÁSICOS DE INTERPRETACIÓN DE
REGISTROS GEOFÍSICOS
3

CAPITULO 2
FUNDAMENTOS BÁSICOS DE INTERPRETACIÓN DE REGISTROS GEOFÍSICOS
CONTENIDO
PARTE 1
Definición de formación Geológica.
1. Símbolos Usados en la Interpretación
de Registros.
2. Roca Almacén.
3. Fluidos en el Yacimiento.
4. Porosidad.
5. Saturación.
6. Resistividad.
PARTE 2
7. Temperatura de Formación.
8. Estimación de Rmf y Rmc.
9. Resistividad del Agua de Formación,
Rw.
10. Resistividad de la Roca Saturada de
Agua y de Hidrocarburos.
PARTE 3
11. Factor de Formación.
12. Ecuaciones Básicas de Porosidad.
PARTE 4
11. Ecuaciones Básicas de Saturación de
Agua.
12. Ecuaciones Básicas de Evaluación de
Arcilla.
13. Densidad de Hidrocarburos.
14. Permeabilidad.
15. Métodos y Modelos de Interpretación.
4

7. TEMPERATURA:
 Es un dato muy importante en la
evaluación de RE.
 Para propósitos prácticos se
considera que es una función
LINEAL.
 SE MIDE EN °C Y °F, PARA LOS
CÁLCULOS DE RE.
 ECUACIONES DE CONVERSIÓN:
1.8 32
32
1.8
F C
F
C
   
 
 
0
100
Tsup
Tmáx
Hmáx
32
212
º C º F
180/100=1.8
5

GRADIENTE GEOTÉRMICO:
max sup
max
T T
GT
H


Se calcula con la información de los
registros, como sigue:
Donde:
GT=Gradiente de temperatura, °C/m
Tmax=Temperatura máxima, °C
Tsup=Temperatura superficial, °C
Hmax=Prof. Máxima, m.
1000
mbmr
30°C 50°C
GT=0.02 °C/M
0000
mbmr
6

Se calcula con la siguiente ecuación
lineal, como sigue:
Donde:
Tf=Temperatura de formación, °C.
Hf=Prof. De la formación, m.
GT=Gradiente de temperatura, °C/m.
Tsup=Temperatura superficial, °C.
1000
mbmr 30°C 50°C
GT=0.02 °C/M
0000
mbmr
ECUACIÓN DE TEMPERATURA:
supf fT H GT T  
7

EJEMPLO:
Tmax=50 °C
Tsup=30° C
Hmax=1000 m
50 30
0.02 °C/M
1000
1000 0.02 30 50°Cf
GT
T 

 
  
1000
mbmr 30°C 50°C
GT=0.02 °C/M
0mbmr
8

EJERCICIO 1
9

EJERCICIO 1 Apellidos
Nombres
Fecha:
Calcular gradiente geotermico y temperatura de la formación de los puntos siguientes:
Punto Prof. Tem. Max. Tem. Sup Prof. Max. GT Tform. Notas
m °C °C m °C/m °C
A 2130 90 27 3050 0.021 71.00 Normal
B 3000 110 32 3950 0.020 91.24 Normal
C 5500 150 27 6100 0.020 137.90 Normal
Instrucciones : Usar nomograma o calculadora.
Max.Prof.
Tsup-Tmax
GT  TsupForm.Prof.GTTform. 
10

Ejemplo con una
carta, Punto B:
Tsup=27°C
GT=2.1 °C/100
m
Prof.=5000
mbmr
Temp. Form.
=125°C
11
B

ECUACIONES DE ARPS
CONVERSIÓN DE RESISTIVIDADES A LA TEMPERATURA DE LA FORMACIÓN:
Después de que la temperatura de la formación es determinada por los cálculos ó
por la carta, las resistividades de los diferentes fluidos (Rm, Rmf ó Rw) pueden ser
corregidos a la temperatura de la formación, con las ecuaciones apróximadas de
ARPS: > La resistividad varía de acuerdo a la temperatura, a mayor
temperatura se tiene una resistivida más baja y a menor sucede lo contrario.
Para °F:
Ec: 10.1.16
Para °C:
Ec: 10.1.17
Donde:
RTf = Resistividad a la temperatura de la formación, ohmm.
RTemp = Resistividad medida a otra temperatura, ohmm.
Temp = Temperatura a la cual la resistividad fue medida, °C ó °F.
TF = Temperatura de la formación, °C ó °F.
6.77
6.77
TF Temp
Temp
R R
TF

 

21.5
21.5
TF Temp
Temp
R R
TF

 

12

Ejemplo:
Se requiere la Rw a la temperatura de una formación de 80 °C, para una muestra de
agua de pozo con una Rw = 0.05 ohmm medida a la temperatura de 30 °C. Con la
ecuación de Arps 10.1.17 para °C se tiene:
Está resistividad es menor en casi la mitad que la resistividad medida a la temperatura de
la formación, que indica la variación con la temperatura. También si usamos la carta de la
Figura 10.1.11 y entramos al eje de la temperatura con 30°C y Rtemp = 0.05 ohm,
localizamos esa coordenada, bajamos a la derecha por la curva de isosalinidades hasta
interceptar 80°C, se tiene:
Rw = 0.025 ohmm @ 80 °C.
 
 
(80 ) 0.05
(80 ) 0.025 ohmm
30 21.5
80 21.5
Rw C
Rw C
  
 
 
 
  
13

14
0.025

EJERCICIO 2
15

EJERCICIO 2 Nombre:
Fecha:
Grupo: Pag:
Convertir las siguientes Resistividades a la temperatura de la formación:
Punto Prof. Tf(2) Ts(1) Rw(1) Rmf(1)
m °C °C ohm-m ohm-m
Carta Calc. Carta Calc.
A 2130 115 27 0.540 0.192 0.038 0.014
B 3000 125 27 0.080 0.026 1.300 0.430
C 5500 160 27 0.230 0.061 0.400 0.107
Instrucciones : Usar Carta NaCl y calculadora.
T1 + 21.5
T2 + 21.5
T1 + 21.5
T2 + 21.5
Rw(2) Rmf(2)
ohm-m ohm-m
Rw(2) =
Rmf(2) =
Rw(1)*
Rmf(1)*
16

8. ESTIMACIÓN DE LA Rmf Y Rmc
• LOWE Y DUNLAP
• OVERTON Y
LIPSON
• EMPIRICO
EXISTEN
TRES
MÉTODOS:
17

Método 1: Lowe y Dunlap.
 Cuando no se dispone de la resistividad del filtrado del lodo (Rmf)
y la resistividad del enjarre del lodo (Rmc), estas pueden ser
estimadas por algunos de los siguientes métodos:
 Método 1: Lowe y Dunlap.
 Para lodos dulces con Rm de 0.1 a 2.0 ohmm a 24°C y densidades del
lodo en libras por galón, se utiliza la siguiente fórmula del Sr. Lowe y
Dunlap: Ec: 10.1.18
log 0.396 0.0475
Rmf
m
Rm
 
 
  
Rm y RhomCTVA/CURSO EVALUACIÓN DE FORMACIONES
18

Ejemplo 1:
 Rm=1.8 -m @ 24°C
 m=12 lb/gal (1.44 g/cc).
 Con la ecuación 10.1.18, se tiene:
 Rmf = Resistividad del filtrado del lodo, ohmm.
 Rm = Resistividad del lodo, ohmm.
 m = Densidad del lodo, lb/gal
 
1.205 ohmm @ 2 °C
*
4
lg 0.396 0.0475
R
Rmf Rm
mf
ant m

  
19

Ejemplo 2:
20

Solución:
 Rm22.4= 0.182 -m a 22.4°C; obteniendo Rm a 24°C con Arps:se tiene:
 Rm24= 0.174 -m
 m = 1.42 g/cc = 8.33x1.42 =11.85 lb/gal
 Con la ecuación 10.1.18, se tiene:
• Rmf =0.14 ohmm medido a 22.4°C, es muy cercano a lo real.
 Rmf = Resistividad del filtrado del lodo, ohmm.
 Rm = Resistividad del lodo, ohmm.-
 m = Densidad del lodo, lb/gal
𝑅𝑚𝑓 = [𝐴𝑛𝑡𝑙𝑔 0.396 − 0.0475 ∗ m ]*Rm
𝑅𝑚𝑓 = [𝐴𝑛𝑡𝑙𝑔 0.396 − 0.0475 ∗ 11.85 ]*0.174
𝑅𝑚𝑓 =0.68*0.174
𝑅𝑚𝑓 = 0.1184 -m a 24°C
21

Método 2: Overton y Lipson:
 Para lodos de perforación con resistividad de lodo, Rm en el rango de
0.1 a 10 ohmm a 24°C, donde Km es semi constante y está dada como
una función del peso del lodo en la tabla adjunta, se tiene la Ec: 10.1.19
y 10.1.20
 Rmf = Resistividad del filtrado del lodo en -m.
 Km = Constante del lodo.
 Rm = Resistividad del filtrado de lodo -m.
 Rmc = Resistividad del enjarre del lodo -m.
1.07
Rmf Km Rm 
2.65
0.69
Rm
Rm c Rm f
Rm f
  
 
  
22

Km en función del peso del lodo
Figura 10.1.12
Km
23

Ejemplo:
 Rm = 2.0 ohmm @ 24ºC
 m = 12 lb/gal (1.44 g/cc)
 Km = 0.584 (De la Tabla ó fórmula)
 Se obtiene primero la Rmf con la ecuación 10.1.19:
 Por lo tanto con la ecuación 10.1.20 y Km de la tabla 4, se tiene:
1.07
1.23 oh
. 2
m
4
m
0 58
Rm
f
f
Rm

 
2.652
0.69 1.23
1.23
3.07 ohmm
Rmc
Rmc
 
  

 
24

Método 3 : Empírico:
 Una aproximación estadística en lodos donde predomina el NaCL,
son las dos expresiones siguientes:
 Ejemplo:
 Rm = 0.08 ohmm
 Temp = 24 °C
 Y aplicando las ecuaciones 10.1.21 y 10.1.22 se tiene:
 Rmc = 1.5 x 0.08 = 0.12 ohmm.
 Rmf = 0.75 x 0.08=0.06 ohmm.
 La salinidad del filtrado de lodo = 133 000 PPM, obtenida con
ecuación ó con la carta de salinidades con la temperatura de 24 °C.
Ec: 10.1.21
Ec: 10.1.21
1.5
0.75
Rmc Rm
Rmf Rm


26

RESÚMEN
METODO RANGO DE Rm OHMM
1. Método 1: Lowe y Dunlap. 0.1 – 2.0 OHMM @ 24°C
2. Overton y Lipson: 0.1 – 10.0 OHMM @24°C
3. Empírico: Predomina el NaCl
27

RESÚMEN
METODO RANGO Rm Rm T Densidad lodo Km Rmf Rmc
OHMM OHMM °C g/cc
Lb/g
al
OHMM OHMM
DATOS CALC. MEDI. CALC. MEDI.
1. Lowe y Dunlap. 0.1 – 2.0
1.800 24.0 1.44 12.00 - 1.205 - - -
0.182 22.4 1.42 11.85 - 0.123 0.140 - -
2. Overton Lipson: 0.1 – 10.0 2.000 24.0 1.44 12.00
0.58
4
1.230 - 3.070 -
3. Empírico: Lodo salado 0.080 24.0 - - - 0.060 - 0.120 -
28

EJERCICIO 3
29

EJERCICIO 3. Nombre:
Fecha:
Estimar Rmf y Rmc de los siguientes datos con el método de Overton y Lipson y con el método para
lodos con alto contenido de NaCl.
Punto Temp. Rm lodo Km Rmf Rmc Rmf Rmc SAL
°C ohm-m lb/gal ohm-m ohm-m ohm-m ohm-m PPM
A 24 0.20 10.0 45000
B 24 3.50 12.0 1500
C 24 1.00 14.0 4500
D 24 2.00 12.0 1500
E 66 1.60 10.5 43000
Instrucciones :
A.- Método de Overton y Lipson:
1. Obtener Km
2. Con las formulas anexas calcular Rmf y Rmc.
B.- Método para lodos salados:
Rmf = 0.75Rm
Rmc = 1.5 Rm
Overton-Lipson Lodo salado
1.07
Rmf Km Rm 
2.65
0.69
Rm
Rmc Rmf
Rmf
  
 
  
LODO
Km
Lb/gal g/cc
10 1.198 0.847
11 1.318 0.708
12 1.438 0.584
13 1.558 0.488
14 1.678 0.412
16 1.912 0.380
18 2.158 0.350
Tabla10.1.4
ESTIMACIÓN DE LA Rmf Y Rmc
11/0CTVA/CURSO EVALUACIÓN DE FORMACIONES
30

9. RESISTIVIDAD DEL AGUA DE
FORMACIÓN, Rw
LAS FORMACIONES DEL SUBSUELO, LA
MAYORÍA CONTIENEN AGUA DE
FORMACIÓN EN LOS POROS.
SE PUEDE MEDIR SU RESISTIVIDAD CON
UN RESISTIVÍMETRO COMO SE MUESTRA
EN LA FIGURA DE LA DERECHA.
TIENE UNA RESISTIVIDAD VARIABLE
QUE DEPENDE DE LA SALINIDAD.
GENERALMENTE SON SOLUCIONES DE
Na, CL, K, MG, Ca, CO3, SO4, HCO3, NH4,
BR, NO3, HCO3.
EL AGUA DESTILADA TIENE UNA
RESISTIVIDAD MAYOR AL MILLÓN DE
OHMM
LA RESISTIVIDAD DEL AGUA SATURADA
CON SAL ES MENOR DE 0.1 OHMM.
31

La sal que más se encuentra en el agua de formación es el
cloruro de sodio.
Las salinidades en registro de pozos se expresan en partes
por millón (ppm) de cloruro de sodio.
El agua de mar, por ejemplo, tiene una salinidad de 30 000 a
40 000 ppm, mientras que el agua potable tiene una
salinidad alrededor de 500 ppm.
Las resistividades del agua también es función de la
temperatura, a mayor temperatura disminuirá la
resistividad.
Se denota como Rw y en los cálculos de registros geofísicos
tiene una importancia muy alta pues es un parámetro que
está en casi todas las ecuaciones de saturación.
I. RESISTIVIDAD DEL AGUA DE
FORMACIÓN, Rw
32

METODOS PARA DETERMINAR RW
33

MÉTODO 1
POTENCIAL ESPONTÁNEO (SP)
 El SP estático SSP se relaciona con las actividades del agua de
formación y del filtrado del lodo, resultando la ecuación Nernst
del SP estático:
 En el capítulo de SP y GR se estudiará el origen de estas
ecuaciones, ver siguiente lámina:
Ec: 10.1.24
Ec: 10.1.25
Ec: 10.1.26
log
61 0.133 ( )
65 0.240 * ( )
mf
w
R
SSP K
R
K T F
K T C
 
 
 
 
   
  
34

COMPONENTE
ELECTROQUÍMICO DEL SP
POTENCIAL DE MEMBRANA
(MÁS IMPORTANTE)
A. CONSIDÉRESE UNA
FORMACIÓN PERMEABLE
CON CAPAS GRUESAS DE
LUTITAS ARRIBA Y
ABAJO.
B. LOS DOS ELECTRÓLITOS
PRESENTES EN EL
FILTRADO DEL LODO Y
AGUA DE FORMACIÓN
INSTERTICIAL, SOLO
CONTIENEN NaCL
(CLORURO DE SODIO).
C. LAS LUTITAS SON:
PERMEABLES A Na+ PERO
IMPERMEABLES A CL¯,
POR TANTO SOLO SE
MUEVEN LOS CATIONES
Na+.
𝑆𝑆𝑃 = −𝐾log
𝑅𝑚𝑓
𝑅𝑤
35

La ecuación anterior es válida hasta
una R=0.1 ohmm, pues:
Para soluciones puras de NaCL las
resistividades son inversamente
proporcionales a las actividades, pero
esta proporcionalidad no permanece
exacta para altas concentraciones (Ver
Figura 10.1.16) y como en altas
concentraciones de Na+
existe una
desviación de la resistividad, entonces
se puede considerar que los valores
de Rw y Rmf son equivalentes a otros
valores Rwe y Rmfe tales que si se
sustituyeran en la ecuación
satisfacerían el valor del SSP del
registro, por tanto para Rwe, se tiene:
Figura 10.1.16
Rmf
SSP KLog
Rw
 
Rmfe
SSP KLog
Rwe
 
36

Rmf
SSP KLog
Rw
 
Rmfe
SSP KLog
Rwe
 
37

log
mfe
we
R
SSP K
R
 
 
 
 
10
mfe
we
SSP
K
R
R


38
10we mfe
SSP
K
R R 
Considerando el efecto anterior, la Ecuación del SSP, queda:
Por tanto despejando Rwe, se tiene la Ecuación para calcular la
Resistividad del agua de formación equivalente para Rmf<>0.1
ohmm; siguiente:
Ec: 10.1.27
Rwe = Resistividad del agua equivalente, ohmm.
Rmfe= Resistividad del filtrado del lodo equivalente, ohmm.
SSP= Potencial Espontáneo Estático, mv.
K = Constante de temperatura, adimensional.

Procedimiento:
 El procedimiento consiste en obtener Rwe con la ecuación del
SP y posteriormente corregirla para tener Rw.
 Como estudiamos antes para distintas resistividades de
filtrados de lodo es necesario efectuar la corrección, con las
siguientes reglas practicas:
1. Para lodos de Rmf>0.1 ohmm @75 oF, se considera
normal y: Rmfe=0.85Rmf @ TF Ec: 10.1.28
2. Para lodos de Rmf<0.1 ohmm a temperatura de 75 oF se
considera anormal y para obtener Rmfe se utiliza la carta
siguiente de Gondouin, Tixier y Simard, o Ecuación.
3. Seguidamente leemos el SSP del registro, lo corregimos si
es necesario.
4. Calculamos K.
5. Evaluamos Rwe y con la carta de Gondouin obtenemos
finalmente Rw. Hagamos el siguiente ejemplo:
39

ECUACION DE GONDOUIN, TIXIER Y
SIMARD, PARA OBTENER Rw de Rwe.
40
  
 
1/ 10( /19.9) -2
0.0426/ 10( /50.8)
Rwe + 0.131*10
Rw=
-0.5Rwe + 10
LOG Tf
LOG Tf
Donde:
Rw = Resistividad del agua, ohmm.
Rwe = Resistividad equivalente del agua, ohmm.
Tf = Temperatura de la formación, ͦ F.
Excel:
=(F29+0.131*10^((1/(LOG10(B19/19.9)))-2))/((-0.5)*F29+10^(0.0426/(LOG10(B19/50.8))))

0.0426
41

42
Back
Rwe 0.010 0.010 0.010 0.010 0.010 0.010 0.010
Tf °F 75.0 100.0 150.0 200.0 300.0 400.0 500.0
Rw (ohmm) Ecuación 0.046 0.032 0.023 0.020 0.017 0.016 0.015
Rw (ohmm) Gráfica 0.045 0.033 0.024 0.020 0.017 0.016 0.015
Diferencia Ec - Graf. 0.001 -0.001 -0.001 0.000 0.000 0.000 0.001
  
 
1/ 10( /19.9) -2
0.0426/ 10( /50.8)
Rwe + 0.131*10
Rw=
-0.5Rwe + 10
LOG Tf
LOG Tf

Evaluación de Rw con Ecuación y Gráfica
(Para lodos salados, línea llena en la gráfica de Gonduoin)
43
1 Rwe 0.010 0.010 0.010 0.010 0.010 0.010 0.010
2 Tf °F 75.0 100.0 150.0 200.0 300.0 400.0 500.0
3 log(Tf/19.9) 0.576 0.701 0.877 1.002 1.178 1.303 1.400
4 1/log(Tf/19.9) 1.735 1.426 1.140 0.998 0.849 0.767 0.714
5 (1/log(Tf/19.9)-2) -0.265 -0.574 -0.860 -1.002 -1.151 -1.233 -1.286
6 10^(1/log(Tf/19.9)-2) 0.544 0.267 0.138 0.100 0.071 0.059 0.052
7 Numerador 0.081 0.045 0.028 0.023 0.019 0.018 0.017
8 -0.5Rwe -0.005 -0.005 -0.005 -0.005 -0.005 -0.005 -0.005
9 log(Tf/50.8) 0.169 0.294 0.470 0.595 0.771 0.896 0.993
10 0.0426/log(Tf/50.8) 0.252 0.145 0.091 0.072 0.055 0.048 0.043
11 10^0.426/log(Tf/50.8) 1.786 1.396 1.232 1.179 1.136 1.116 1.104
12 Denominador 1.781 1.391 1.227 1.174 1.131 1.111 1.099
13 Rw (ohmm) Ecuación 0.046 0.032 0.023 0.020 0.017 0.016 0.015
14 Rw (ohmm) Gráfica 0.045 0.033 0.024 0.020 0.017 0.016 0.015
15 Diferencia Ec - Graf. 0.001 -0.001 -0.001 0.000 0.000 0.000 0.001
  
 
1/ 10( /19.9) -2
0.0426/ 10( /50.8)
Rwe + 0.131*10
Rw=
-0.5Rwe + 10
LOG Tf
LOG Tf

Proceso para obtener Rw derivado del Potencial Espontaneo (SSP)
Inicia
Rmf
@75 oF
Rmf>0.1 ohmm @
75 oF
Rmfe=0.85Rmf
Rmf<0.1 ohmm
@ 75 oF
Rmfe ->Gonduin
Leer SP,
Calcular K
Calcula Rwe
(Ecuación SSP)
Obtener
Rw
Gonduin
1. Convertir
Rmf @ 75 oF
con la Ec. Arps
FIN
44

EJEMPLO:
ARENA DE TERCIARIO
45

DLL/MSFL/SP/GR
LLD=0.8 OHMM
LLS=0.6 OHMM
MSFL=0.6 OHMM
ARENA
SSP=-22MV
LINEA DE
LUTITA:
SSP=0
46

EJEMPLO DE OBTENCIÓN DE Rw
CON EL SP
Datos:
Prof. Arena = 1944 mbmr
SSP = -22 MV (Lectura en LAS)
Lodo Polimérico.
Densidad = 1.42 g/cc.
Rm = 0.182 ohmm a 22.40°C
Rmf = 0.140 ohmm a 22.40°C
PT = 2240 mbmr
Tmax = 67 °C
Gradiente de temperatura = 0.020 °C/m
Temperatura de la arena = 61.28°C a 1944 m
47

Datos: Formula: Registro
Punto = 1944 m.
SSP= -80 mv
Rm= 0.182 ohm-m a 22.4 °C.
Rmf= 0.2 ohm-m a 22.4 °C.
PT= 2240 mbmr
Tmax= 67 °C
Tsup= 24 °C
Tf= 80.0 °C
Tf= 176.00 °F
2. Convertir Rmf @ 22.4 °C a 24 °C con Arps: Rmf a 24 °C = 0.200 ohmm
Si Rmf @ 24 °C< 0.1 : Rmfe @ 24 °C => Gonduin
Si Rmf @ 24 °C > 0.1 : Rmfe @ 24 °C = 0.85 Rmf @24 °C Rmfe @ 24 °C = 0.170 ohmm
Convertir Rmfe @24°C a Rmfe@61.3°C => Rmfe @ 61.3 °C = 0.076 ohmm
3. Calcular K : K = 65 + 0.24 x T°C = 84.20
4. Obtener Rwe con la Ecuación del SP: Rwe= 0.009 ohmm a 61.3 °C
5. Convertir Rwe a Rw, Gondouin @ 61.3°C con ecuación: Rw= 0.020 ohmm a 61.3 °C
con gráfico: 0.02
6. Con Ecuación ó Carta: Salinidad= 191224 PPM
1. Leer el SSP frente a la arena a 1944 m del registro Electrico y anotarlo en la casilla, junto con los demás datos:
SOLUCIÓN
24 21.5
24 0.115 * 0.063 ohmm @61.3 C
61.3 21.5
CRmfe  
    
 
48

61.28°C=142°F
Rwe=0.033
ohmm
Rw=0.045
ohmm
PROC
49

EJEMPLO 2:
ARENA DE TERCIARIO
50

EJEMPLO TOMADO DEL LIBRO DE
REGISTROS DE POZOS DEL
ING. ORLANDO GÓMEZ RIVERO:
Datos:
Prof. Arena = 2485 m.
SSP = -90 MV
Lodo base agua
Densidad lodo = 1.27 g/cc.
Rm = 1.60 ohmm a 28°C
Rmf = 1.3 ohmm a 28 °C
PT = 3106 m.
Tmax = 76 °C
Gradiente de temperatura = 0.0155 °C/m
Temperatura de la arena = 66°C a 2485 m
2485
m
2485 m
2485
m
2485
m
2485 m2485 m2485 m
51

52
Datos: Formula: Registro
Punto = m.
SSP= -80 mv
Rm= ohmm a 28 °C.
Rmf= 0.2 ohmm a 28 °C.
PT= mbmr
Tmax= 76 °C
Tsup= 24 °C
Tf= #¡DIV/0! °C
Tf= #¡DIV/0! °F
2. Convertir Rmf @ 28 °C a 24 °C con Arps: Rmf a 24 °C = 0.200 ohmm
Rmfe @ 24 °C = 0.170 ohmm
Si Rmf @ 24 °C< 0.1 : Rmfe @ 24 °C => Gonduin
Si Rmf @ 24 °C > 0.1 : Rmfe @ 24 °C = 0.85 Rmf @24 °C
Rmfe @ 66.4 °C = #¡DIV/0! ohmm
3. Calcular K : K = 65 + 0.24 x T°C = #¡DIV/0!
4. Con la Ecuación del SP: Rwe= #¡DIV/0! ohmm a 66.4 °C
5. Convertir Rwe a Rw, Gráfica de Gondouin @ 66.4°C: Rw= 0.055 ohmm a 66.4 °C
Ecuación #¡DIV/0!
6. Con Ecuación ó Carta: Salinidad= #¡DIV/0! PPM
1. Leer el SSP frente a la arena a 2485 m del registro Electrico y anotarlo en la casilla, junto con los demás datos:
SOLUCIÓN
2485
m
2485 m
2485
m
2485
m
2485 m2485 m2485 m
24
(28 21.5)
1.3 1.414 ohmm @24 C
(24 21.5)
CRmf 

   

@24 @ 24 C @24 C0.85* 1.202 ohmmCRmfe Rmf   
66.4
(24 21.5)
1.201 0.622 ohmm @66.4 C
(66.4 21.5)
CRmfe 

   

90
80.94
0.622
0.048 ohmm @66.4 C
10 10
SSP
K
Rmfe
Rwe 
 
   

66.4°C=150.8°F
Rwe=0.048
ohmm
Rw=0.055
ohmm
53

Medición directa de la Resistividad a una muestra de agua de la
formación.
Generalmente cuando los pozos inician a producir agua se puede medir
la resistividad con un Resistivimetro y esta sería la mejor información,
sin embargo lo que realmente se mide es la salinidad en PPM.
Usualmente es caliente y con alto contenido de sales.
Puede contener metales pesados, altos niveles de sales y fracciones de
crudo en emulsión o dilución.
Puede ser radioactiva.
Aparte, debe ser reinyectada o tratada apropiadamente para evitar
daños ambientales y a la salud.
Puede contaminar el agua subterránea de consumo humano.
MÉTODO 2
MEDICIÓN DIRECTA DE LA RESISTIVIDAD
54

 Es el método más aplicado en la Región Sur de
PEMEX, se tienen datos de las salinidades de las
aguas producidas por los pozos y se anota de qué
intervalos y formación provienen. Prácticamente
se tiene un catalogo de aguas aunque no está
formalmente elaborado. La Rw se determina con:
 Carta “Resistividad de Soluciones de NaCl”
 Por medio de fórmulas reducida, que se basan en
Arps.
MÉTODO 3
SALINIDAD CONOCIDA DE LA FORMACIÓN
55

(A) CARTA DE RESISTIVIDAD DE
SOLUCIÓN DE NACL
 Ejemplo: Determinar Rw @ TF.
 Datos:
 Salinidad = 20,000 PPM
 TF = 85 ºC
 Solución: Se localizar la coordenada de la curva de iso salinidades de
20000 PPM y la temperatura de 85 ºC, luego se lee la Rw en el eje de
Resistividades ubicado a la derecha de la carta, resultando:
 Rw = 0.13 ohmm @ 85º C. (carta)
56

(B) FÓRMULA REDUCIDA DE CTVA.
 Con la fórmula reducida siguiente, se puede tener el valor de Rw con
bastante aproximación y es fácil para usarse en los cálculos con hoja
electrónica:
 Ec: 10.1.2
 Donde:
 S = Salinidad del agua de formación, (PPM).
 TF = Temperatura de la formación, ºC.
 Rw = Resistividad del agua de formación, ohmm.
 Con los mismos datos del ejemplo anterior y aplicando la Ec: 10.1.23 se
tiene:
 Rw = 0.13 ohmm @ 85º C.
 0.86095
70243
21.5F
Rw
S T

 
 0.86095
70243
20000 85 21.5
Rw 
 
57

(C) FÓRMULA DE Rw
 Con la ecuación siguiente, obtenida de literatura técnica y basada en
Arps, se obtiene Rw con salinidad y temperatura de la formación.
 Donde:
 Rw = Resistividad del agua de formación, ohmm.
 S = Salinidad del agua de formación, (PPM).
 TF = Temperatura de la formación, ºF.
 Con los mismos datos del ejemplo anterior y aplicando la Ecuación:
 Salinidad = 20000 PPM; Tf=85°C (185°F)
 0.952381
300000
6.77
S
Rw
Tf




   ( 0.952381)
300000*20000 / 185 6.77 0.13 ohmmRw 
  
58

(D) CALCULO DE SALINIDA CON FÓRMULA DE Rw JLog
@ 75
75°F
10
3.562 10 0.0123
0.955
:
X=Exponente de salinidad
=Resistividad del agua de formación a 75°F
Con los mismos datos del ejemplo anterior y aplicando la ecuaci n :
Tf 185 ;
x
w F
w
Salinidad
LOG R
X
Donde
R
ó
F


 

 
 
 
4.296
Rw=0.125 @185 F
Procedimiento:
a) Convertir Rw de 185 F a 75°F (24°C) con Arps.
185 6.77
Rw a 75°F=0.125* 0.280 ohmm
75 6.77
X 3.562 log0.280 0.0123) / 0.955
X 3.562 .553 0.0123 / 0.955 4.296
10Salinidad





  
   
 19763 PPM 20000 PPM
59

(E) ECUACIÓN PARA CALCULAR Rw
FORMULA JLog
 Con esta ecuación obtenida del Software Jlog se
obtiene Rw a 75°F conociendo la salinidad de la
formación, seguido se obtiene Rw a TF con la
ecuación de Arps.
3.562 0.955
a 75°F 10 0.0123
donde:
Rw=Resistividad del agua de formación a 75°F
Salinidad= Salinidad del agua de formación, PPM
LogSalinidad
wR 
   
60

(E) CALCULO DE Rw FORMULA JLog
a 75°F
a 75°F
(3.562 0.955 )
a 75°F
10
3.562 ( -0.0123)
0.955
Aplicando logaritmos a la primera ecuación:
3.562 ( -0.0123)
( )
0.955
:
10 0.0123
Si
x
w
w
LogSalinidad
w
Salinidad
Log R
X
Log R
Log Salinidad
DespejandoRw
R 





   
a 75 F
a 85 C
Salinidad = 19763 PPM. entonces:
Rw =0.276 ohmm
Con Arps a 85 C (185 F), se tiene que:
Rw =0.118 ohmm


 
61

62
RESUMEN DE OBTENCIÓN DE Rw CON SALINIDAD CONOCIDA
DE LA FORMACIÓN
MODO TIPO
SALINIDA
D PPM
Tf
oF
Rw @TF
(ohmm)
A
Carta de resistividades
de NaCl
20000 185 0.130
B
Formula reducida
CTVA
20000 185 0.130
C Formula de Rw 20000 185 0.130
D Calculo de Salinidad 19763 185 0.125
E Formula de Jlog 19763 185 0.118

y = 1184e0.0009x R2 = 0.3294
-5000
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000
SALINIDADPPM
PROFUNDIDAD MBMR
SALINIDADES DE POZOS DE AKOT, CHUNEL, VERNET, CAFETO Y TAK
64

EJERCICIO 4
65

TAREA
66

La resistividad de una muestra de
agua puede ser estimada de su
análisis químico. Una concentración
equivalente de NaCL es determinada
por el uso de la carta de la derecha
Figura 10.1.15 y con la carta de
Resistividad de soluciones de NaCL
se estima la Rw. A la carta se entra
en el eje de la Concentración Total de
Sólidos con la concentración total de
sólidos de la muestra en PPM, y
verticalmente se determina un multiplicador para los varios IONES presentes, la
concentración de cada Ión es multiplicado por su multiplicador, la suma de los productos
parciales de todos los iones es la concentración de NaCl equivalente.
Figura 10.1.15
MÉTODO 4
SALINIDAD DE SOLUCIONES
Carta
67

68
Ejemplo:
De un análisis químico de agua de pozo realizado a 28 °C, se encuentra que contiene
5000 PPM de Ca, 25000 PPM de SO4 y 40000 PPM de NaCL, y se requiere obtener la
concentración de NaCL equivalente. Preparando la tabla 10.1.5, se tiene:
Resultando una concentración equivalente de NaCL de 55900 PPM, y entrando con 28 °C
en la carta de Salinidades ó con fórmula se tiene:
Rw = 0.11 ohmm; con ecuación =0.116 ohmm.
ION PPM MULTIPLICADOR PPM
Ca 5000 0.78 3900
SO4 25000 0.48 12000
NaCL 40000 1.00 40000
Total 70000 55900
Tabla 10.1.5

69Cortesia de Weatherford
5000
25000
0.78
0.48

EJERCICIO 5
70

71
Tarea 5B: Nombre:
Fecha:
Grupo: Página:
EJERCICIO 5
Determinar la salinidad de una solución y su Rw a 80 °C.
Ca 1000 1.10 1100
SO4 5000 0.57 2850
NaCl 30000 1.00 30000
K 10000 0.90 9000
Mg 2000 1.55 3100
46050
0.067
Instrucciones:
1. Con la carta Gen-8 obtenga los multiplicadores y calcule la Salinidad del agua de formación.
2. Con esta Salinidad y la temperatura apropiada obtenga la Rw con la carta de NaCl.
IÓN PPM(1) Multiplicador PPM(2) Notas
Calcio
ohm-m @ 80 °CRw=
Total
Sulfato
Cloruro de sodio (Sal)
Potasio
Magnesio
PPM

72

73

 El método de Rwa se basa en la ecuación de Archie, considerando que la
roca está invadida de agua salada, entonces:
Para una roca invadida 100% de agua salada:
1 Elevando a la n potencia, se tiene:
1 (Uno elevado a la n potencia es = 1)
Rt=Ro Por definición una roca invadida 100% de agua salad
n
m
n
aRw
Sw
Rt
Sw
Sw




 a su resitividad es Ro.
1 (Generalmente el factor de tortuosidad se toma como 1)
(La Rw será la aparente)
Por tanto con la ecuación del Sr. Archie queda:
1*
1 , por tanto despejando Rwa, sm
a
Rw Rwa
Rwa
Ro



 
e tiene:
observemos la siguiente lámina:
Ec: 10.1.31mRwa Ro 
MÉTODO 5
RESITIVIDAD DE AGUA APARENTE, Rwa.
74

Limitaciones
A. El intervalo es arcilloso.
B. La invasión es muy grande, en tal caso la herramienta de micro resistividad está
sujeta a una gran influencia por la zona invadida.
C. Ausencia de zonas de agua.
D. El valor del factor de formación es incorrecto, porosidad dudosa.
Ejemplo:
Ro = 1.2 ohmm
=0.30 UP
a=1, m=2.
Sustituyendo en la ecuación 10.1.31 se tiene:
Rwa = Rw = 0.1080 ohmm
Se efectúan cálculos a toda la zona en estudio y se toma la menor Rwa como Rw.
MÉTODO 5
RESITIVIDAD DE AGUA APARENTE, Rwa.
75

Rwa=0.0216
OHMM
Tf=76°C
SAL=182000 PPM
OBSEVAR QUE
Rt=Ro FRENTE
A LA ARENA
INVADIDA DE
AGUA SALADA.
Ro = 0.3 OHMM
Rt = 0.3 OHMM
EJEMPLO:
Rwa=Ro*PHIm
Rwa=0.3*0.272
Rwa=0.021 OHMM
EJEMPLO
76

77
Ro=Rt
Rwa
INTERVALO
2500-2700 m
MOSTRANDO
LAS TRES
ARENAS
PRINCIPALES
CON LAS
RESISTIVIDA
DES:
Ro, Rwa , Rt.

LA NUBE DE PUNTOS ESTÁ MOSTRANDO UN PROMEDIO DE Rwa=0-02 OHMM Y
Ro=0.30 OHMM
78

PHI PROMEDIO = 0.27
79

Ro PROMEDIO = 0.30 OHMM
80

Rwa PROMEDIO = 0.0216 OHMM
SALINIDAD = 182 000 PPM
81

La forma general de la ecuación de Archie en zona limpia es:
Ec: 10.1.33
Aplicando logaritmos y despejando Rt se tiene:
Ec: 10.1.34
Esta ecuación muestra que sí: a, Rw, n y Sw son constantes, generan una línea recta en
una gráfica de Log Rt vs Log , Figura 10.1.21, la línea de Ro donde la Sw = 1 se traza
con dirección NW-SE lo más hacía la izquierda posible. La pendiente –m se obtiene
dividiendo al eje X contra Y. Extrapolando la línea hasta que = 1.0 el valor de Rt
corresponde a Rw.
aRwn
Sw m
Rt


( )logRt mlog log aRw nlogSw    
MÉTODO 6
GRÁFICA DE PICKETT
EC. LINEA RECTA
82

0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
C
O
O
R
D
E
N
A
D
A
S
Y
COORDENADAS X
LINEA RECTA
Y Lineal (Y)
REPASO DE ECUACIÓN DE LA LINEA RECTA QUE PASA POR DOS
PUNTOS CON m POSITIVA
b
P2(6,5)
P1(2,3)
q
83
0.5 2
y mx b
y x
 
 

DESARROLLO:
Cateto opuesto
; si es la pendiente, para dos puntos, se tiene:
Cateto adyacente
1
; despejando : 1 ( 1)
1
para el punto y1=2 que corta a x1=0 y decimos y1=b=2 substituyendo:
(
tg m
y y
m y y m x x
x x
y b m
q 

   

 
 
0), quedando;
Ecuación de una linea recta que corta a y cuando x=0
Si tomamos el punto P1 donde x=2 y=3; puedo calcular m:
3=2m+2; por tanto m= 3-2 /2=0.5
El angulo de la pendiente m sería:
=A
x
y mx b
q

 
rc Tg 0.5=26.56
84

y = -x + 10
R² = 1
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
COORDENADASY
COORDENADAS X
LINEA RECTA DE PENDIENTE m NEGATIVA 135°
85
q
4 8
1
6 2
=Arc Tg (-1)=135
m
y mx b
q

  


  
P1(6,4)
P2(2,8)

   
   
Aplicando logaritmos:
Aplicando las reglas de las operaciones
con logaritmos y acomodando como conviene, se tiene:
aRwnSw
mRt
aRw
nLogSw Log
mRt
mnLogSw Log aRw Log Rt
mnLogSw Log aRw Log L


 
  
 
  
     
     
   
og Rt
nLogSw Log aRw mLog Log Rt
Log Rt mLog Log aRw nLogSw
   
    
86
ECUACIÓN PARA LA GRÁFICA DE
PICKETT

87
0.01
0.1
1
0.01 0.1 1 10 100
Porosidad,fracc.
Resistividad, ohmm
GRAFICA DE PICKETT
RW=0.0095 ohmm
   Log Rt mLog Log aRw nLogSw    

Explica BASSIOUNI (1994), que si se consideran zonas con “Rw” constante e igual
litología (mismos valores de “a” y “m”), para las cuales se grafica “Rt” vs. “φ ” en un
papel log-log, se produce una familia de líneas paralelas como se muestra en la figura
3.8. Cada línea corresponde a un valor específico de “Sw”, donde la línea más inferior
representa el más alto valor de saturación de agua, es decir, 100%. Esta línea es
llamada tendencia del agua o tendencia “Ro” expresada por la forma particular de la
ecuación 10.1.34 como:
1.699
1
( )
=.20, m=2, Ro=0.5 ohmm, se tiene que:
log 0.5log 0.5log
log 0.5log
log
0.5
0.699 0.150
log 1.699
0.5
10 0.02 ohmm
Log LogRo LogRw
m
Si
Ro Rw
Ro
Rw
Rw
Rw 
   

   
 

 
  
 
88

89

OBTENCIÓN DE m
90
 
Graficando vs Rt, logaritmico, se obtiene Rw =0.02 ohmm
Ver gráfica siguiente;
Despejando m y con Sw=1, Ro=0.5 ohmm, =.20 se tiene:
( )
.3010 ( 1.6989) 0
0.6989
2.000
LogRo Log aRw nLogSw
m
Log
m
m


  


    




91

Para agregar las líneas de Saturación de agua, usamos Archie para
despejar Rt. Sabiendo para esta gráfica que se colocaran a la porosidad
de 20%. Por tanto:
a=1, m=2, n=2, PHI=0.2, Rw=0.02 ohmm, despejando Rt de la ecuación
del Sr. Gus Archie, se tiene.
92
0.5
2
Por tanto:
Sw=80%; Rt=0.078 ohmm
Sw=60%; Rt=1.380 ohmm
Sw=40%; Rt=3.125 ohmm
Sw=20%; Rt=12.50 ohmm
Sw=10%; Rt=50.00 ohmm.
Estos datos los graficamos sobre la linea de 20% de porosidad:
aRwn
Sw m
Rt
Rt
Sw




0.01
0.1
1
0.01 0.1 1 10 100
PorosidadSPHI,Fracc.
Resistividad AT90, OHMM
Pozo A : Grafica de Picket : Intervalo 2499-3673 mDbmr
 Sw=1
 =0.20
 Rw=0.02
ohmm(Gráfica)
 Ro=0.5 ohmm
 a=1, n=2, m=2
 Salinidad = 200000 PPM
 Tf=87°C
Rw=0.02
ohmm
log log log
log
1.699 ( .30) 0
2.00
0.699
aRw Rt n Sw
m
m
 


   
 

93
20%
100%
80%
60%
40%
20%
10%

94

95
Pozo A : Grafica de Picket : Intervalo 2499-3673 m
DEPT AT90 NPHI SPHI
2499.9696 0.6192 0.3624 0.2881
2500.2744 0.6496 0.3439 0.2807
2500.5792 0.7509 0.3782 0.2746
2500.884 0.8659 0.3521 0.2642
2501.1888 0.9085 0.3635 0.2549
2501.4936 0.97 0.3104 0.2471
2501.7984 1.0072 0.3245 0.248
2502.1032 1.0347 0.3209 0.2527
2502.408 1.047 0.3286 0.2512
2502.7128 1.0556 0.3609 0.2462
2503.0176 1.061 0.3187 0.2483
2503.3224 1.0734 0.308 0.2559
2503.6272 1.0871 0.3144 0.2526
2503.932 1.1452 0.328 0.2498
2504.2368 1.0257 0.3093 0.2518
2504.5416 0.7797 0.3488 0.2579
2504.8464 0.7797 0.3355 0.2554
2505.1512 0.9553 0.3047 0.2461
2505.456 0.9525 0.3662 0.2569
2505.7608 0.864 0.3491 0.2581
2506.0656 0.8026 0.3341 0.2659
2506.3704 0.7824 0.3348 0.2569
2506.6752 0.631 0.3091 0.2698
2506.98 0.5364 0.3501 0.2862
2507.2848 0.7772 0.3537 0.2674
2507.5896 0.7968 0.3833 0.2566
2507.8944 0.6831 0.3807 0.2614
2508.1992 0.6868 0.3645 0.2656
2508.504 0.7227 0.3604 0.2569
2508.8088 0.7417 0.3367 0.2532
2509.1136 0.7586 0.3456 0.2641
0.01
0.1
1
0.01 0.1 1 10 100
Resistividad AT90, OHMM
Pozo A : Grafica de Picket : Intervalo 2499-3673
mDbmr

96

97

403 bpd
98

Rwa=0.0219 ohmm; T=76°C ; Salinidad = 178 000 PPMCTVA/CURSO EVALUACIÓN DE FORMACIONES
99

100

aRwn
Sw m
Rt


( )logRt mlog log aRw nlogSw    
Rw=0.0429
Tmax=67°C
Sal=85 000 PPM
11/01/2015CTVA/CURSO EVALUACIÓN DE FORMACIONES
101

102

103

RESISTIVIDAD (Ro)
Se define como la resistividad de la roca saturada con 100% de agua salada de
formación.
Cuando Rt se obtiene en una roca saturada con 100% de agua salada su
resistividad se conoce como Ro.
Normalmente en una roca con agua salada, Ro varía de 0.1 a 4 ohmm.
Esta característica es específica para la roca y sus propiedades petrofísicas y este
valor puede ser distintivo aunque no el único, pues otro tipo de roca podría tener el
mismo valor.
Ley de Ohm: V=I*R (Volts=Amperes*Ohms)
V
Roca+agua
I2
2
Ro
V
I

Figura 10.1.21A. Muestra unitaria de roca 100% saturada de agua
salada
10. RESISTIVIDAD DE LA ROCA SATURADA
DE AGUA Y DE HIDROCARBUROS
104

RESISTIVIDAD (Rt)
Es la resistividad verdadera de la roca que contiene hidrocarburos y también agua
de formación.
Rt puede variar de 0.2 a 30000; la Figura 10.1.35 es un ejemplo de interpretación
cualitativa:
Si a la muestra de roca antes citada se le agregan hidrocarburos, se tendrá un
sistema como el mostrado en la Figura 10.1.21 B, y si medimos su resistividad con
un resistivímetro y considerando que sea una zona no alterada por filtrado de lodo,
a ésta resistividad la llamaremos Resistividad Verdadera de la Formación,
conocida normalmente como Rt.
las diferentes herramientas que pueden adquirir este dato petrofísico de las rocas
del subsuelo, necesitan corregirse por el ambiente en que se efectúa la medición:
por ejemplo para: Otros
V
Roca +
agua +
petróleo
I3
3
Rt
V
I

Figura 10.1.21 B. Muestra de roca unitaria saturada de agua y petróleo.
105

AVANCE
 GRUPO C
 MIERCOLES 29 SEP. 2014
 Capitulo 2 Parte2, Lamina
106 (Rt)
 Tema siguiente: Lamina del
registro. Preguntar
interpretación y continuar
Parte 3.
 Examen 2 el 01 de Oct Cap
2 Parte 1 y 2 hasta Pickett.
106
C

Zona A: Tiene R=4 -m, en la cima, indica hidrocarburos,
porque la zona de agua Ro=0.4 -m.
Zona B: La misma arena tiene R=0.4 -m, que nos dice
que Ro=0.4 -m, por tanto la cima es hidrocarburo y
tiene nivel agua-aceite, si asumimos que es arena, y
con =30%, queda claro.
Zona C: Es una arena pequeña y resistiva, R=8 -m
pero = 7%, cuidado es una zona dura, podría contener
hidrocarburos.
Zona D: Podemos decir que es una arena invadida
de agua salada con Ro=0.3 ohmm y porosidad
=0.35, aquí podemos asumir que: Ro=Rt=0.3 ohmm.
La zona está invadida de agua salada, se interpreta así
por su baja resistividad. Aquí la Ro es menor que en la
zona B por lo que su porosidad es 0.35>0.30 de la zona B.
Figura 10.1.22
LA FIGURA 10-1-22 MUESTRA UN
REGISTRO CON LAS ZONAS A,B,C,D
DONDE SE PUEDE PRACTICAR ALGUNOS
CONCEPTOS REVISADOS:
4
0.4
=0.07
=0.30
107

AIT ND
108
NDAIT

CONSIDÉRESE UNA FORMACIÓN
PERMEABLE CON CAPAS GRUESAS
DE LUTITAS ARRIBA Y ABAJO.
LOS DOS ELECTRÓLITOS
PRESENTES EN EL FILTRADO DEL
LODO Y AGUA DE FORMACIÓN
INSTERTICIAL, SOLO CONTIENEN
NaCL (CLORURO DE SODIO)..
LAS LUTITAS SON: PERMEABLES A
Na+ PERO IMPERMEABLES A CL¯,
POR TANTO SOLO SE MUEVEN LOS
CATIONES Na+.
3. COMPONENTE
ELECTROQUÍMICO DEL SP
POTENCIAL DE MEMBRANA

MÉTODOS SIMILARES DE PDVSA
110

111

MÉTODO 1(A)
112

MÉTODO 1(B)
113

MÉTODO 1(C)
114
0.0426

MÉTODO 1(D)
115

ANEXO MÉTODO 4(A)
116

ANEXO MÉTODO 4(B)
117

ANEXO MÉTODO 5(A)
118

ANEXO MÉTODO 6(A)
119
12.5
Para a=1, n=2, m=2, =.20, Rw=0.5 ohmm, substituyendo en Archie, se tiene:
aRwn
Sw m
Rt
Rt
nSw





120

121

122

GRACIAS
123

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