Induccion a la Interpretacion de registros electricos

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Introduction to Log Interpretation
Schlumberger
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Introducción a Interpretación
de Registros
© Schlumberger 1999

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Petrofísica: Que es?
• Objetivos de la Petrofísica:
Identificación y cuantificación de los reservorios de
hidrocarburo
Evaluación del fluido y propiedades de la roca
• Productos:
Descripción del Reservorio Dinamico y Estatico
Distribución del Fluido fuera del diametro de hoyo

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El petrofisico tiene que medir las propiedades de la roca y de los fluidos en el
hoyo. Las medidas que se puede hacer son indirectas. Casi el completo rango de
la física (resistividad, nuclear, acústica, resonancia magnética, etc) se usan para
intentar lograr la meta de cuantificar la roca y las propiedades del fluido abajo en
el hoyo.
El dilema de la Petrofisica …

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Dimensiones Implicadas
El petrofísico no sólo usa datos que cubren el rango completo
físico, sino también usa una gama amplia en la escala de
resolución, el analisis microscópico de los nucleos y la sísmica
de pozo con resolucion de hasta cien metros.

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Modo de Comunicación
Los registros de hoyo abierto son la
fuente más importante de la información
de la evaluacion del hoyo. Consiste en
bajar un juego de sensores en el pozo
para grabar las propiedades de la
formación con función de la profundidad.
Se puede realizar:
Después de que el pozo se ha perforado.
Se baja un juego de sensores en un cable
eléctrico (Wireline logging)
Mientras el pozo es perforado. Se
colocan los sensores en la sarta de
perforacion (LWD)

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Los datos registrados a hoyo abierto vía Wireline o
LWD se interpretan para revelar la propiedades de la
roca y las propiedades del fluido y su complejidad
pueden variar dependiendo de la formación
Propósito…

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Cómo registramos:Wireline…
Después de una sección de un pozo que
se ha perforado o se ha entubado se
bajan las herramientas en el hoyo abierto
o en la sección del hoyo entubado al final
de un cable eléctrico. Al ir sacando la
herramienta del pozo las propiedades
diversas de la formación o del
revestimiento son continuamente
medidas como una función de
profundidad. Las curvas de la grabación
se llaman registros de Wireline. Las
mediciones de las propiedades físicas
pueden interpretarse por lo que se refiere
a la litología, porosidad, saturacion de
hidrocarburo, etc. Este proceso se llama
evaluación de registro o interpretación.

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Cabina de Registros
La unidad de superficie de registros hoy en dia es un laboratorio sumamente
eficaz el cual posee computadoras para la adquisición, procesamiento y
transmisión de los mismos, un alto poder hidráulico (bajar y subir las
herramientas que registran el pozo) y una unidad de cable para medir la
profundidad. La unidad de registro tiene un sistema de cable doble. Un cable con
7 conductores electricos para registro en hoyo abierto y un monocable para
muchos servicios en hoyo entubado.

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Como registrar en: Drillpipe
En pozos altamente desviados y
horizontales las herramientas no
pueden bajar en el fondo del pozo por
su propio peso. En tales casos las
herramientas de registros se bajan al
fondo del pozo por la tuberia del
taladro con las herramientas
conectadas a la punta de la sarta.
Esto es conocido como registro sob
condiciones extremas (TLC). En los
pozos productores se bajan las
herramientas de pozo entubado o las
herramientas de perforacion
enroscadas al final de un tubo
flexible. Esto está conocido como el
registro sob tuberia flexible (CTL).

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Registro Mientras Perforamos
También pueden adquirirse los registros del hoyo abierto mientras los pozos
están taladrándose, bajando los sensores como una parte de la junta de la sarta
de perforacion. Ésto se conoce como registros mientras se esta perforando
(LWD). LWD se hace más común particularmente en todas las categorías de
pozos desviados, pozos horizontales y de alcance extendido aunque todas las
medidas disponibles con la tecnología del Wireline no están todavía disponibles
con la tecnología de LWD. Cada vez más se están agregándo nuevos sensores
con tecnología que progresa rápidamente.

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Profundidad: Primer medicion
La profundidad es medida a lo
largo del hoyo y por debajo del
suelo de la torre de perforación.
En los pozos verticales: la
profundidad verdadera vertical
(TVD) = la profundidad del
registro - la elevación de la
Torre de perforación (DFE)
En los pozos desviados: El TVD
necesita ser computado de un
estudio de desviación aplicado
a la profundidad del registro y
corrigido para DFE

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Que aparese en el Registro ?

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El Cabezal

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Dibujo herramienta y hoyo

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Registro Principal
El registro principal contiene los datos del intervalo grabado
contra la profundidad. La seccion repetida contiene los datos de
aproximadamente 60 m que han sido una vez más registrados para
verificar la repetibilidad de los datos con el registro principal para
confirmar el funcionamiento apropiado de la herramienta.

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Parametros de Aquisición
La sección del registro principal también contiene la
lista de parámetros que se usaron para la adquisición
del registro.

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Registro de Calibración
Las calibraciones de la herramienta se realizan antes
de la salida del registro y después del final del
registro. Ellas se comparan con las calibraciones
hechas en el Laboratorio para confirmar el
funcionando apropiado de la herramienta.

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Combinacion de herramientas
Las herramientas de registro tipicamente corren
en combinación y esto se hace para reducir el
tiempo consumido de registro en el pozo. En
este ejemplo la densidad, Neutrón y Rayos
Gamma se corren juntos en el pozo. Este
resultado es la diferente posicionamiento de
los sensores de la herramienta en el fondo. los
sensores que no están en el fondo del cordón
de la herramienta no podrá grabar datos del
fondo del pozo. mientras planeando la
profundidad total del pozo. Se debe tener
cuidado para que la cima del sensor en el
cordón de la herramienta pueda grabar datos
de la zona de interés. con el ataque de
tecnología de la transmisión digital, es muy
común correr las herramientaas de Resistivity.
Micro-resistivity, densidad, Neutrón, sónico,
rayos gamma en un solo descenso en el hoyo
con la posición de los sensores mas altos de
la herramienta están a más de 30 m del fondo

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El Platform Express (Pex) es el
nombre de Schlumberger para
la tecnología revolucionaria
de re-ingeniería. La cual usa la
más avanzada ingeniería
electrónica y un plan
mecánico innovador. La
combinacion tradicional
resistivity, densidad, neutrón,
micro y rayos gamma estara
reducido de 90 pies a 38 pies
La herramienta incorpora los sensores más fiables para ser más capaz de obtener alta calidad
de los datos (alta resolución) a una velocidad de registro (3600 ft/hr) que es el doble de la
velocidad con los registros convecionales.
El resultado es:
Un registro de mejor calidad, la eficiencia de registrar a una velocidad significativamente
superior, la reduccion significativa del tiempo del taladro, del equipo abajo y la herramienta que
requiere mucho menos agujero del promedio para ser perforado.
La calidad de los datos bastante mejorada por los nuevos sensores.
Combinación Moderna: PEX

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La profundidad de investigación de un
registro es definida por la distancia fuera
del Hoyo que puede ser registrado por la
herramienta. La resolución de un registro
se define como su capacidad para
distinguir y medir apropiadamente las
capas finas. La herramienta adquiere
registros de datos de la formación usando
la exitación del medio físico particular de
la resistividad, radioactividad, acústica,
resonancia magnética y nuclear.
Dependiendo del diseno de los sensores
y de la medida física utilizada, la
profundidad de investigación y resolución
del registro puede variar de unos milli-
metros a unos metros.
Investigación y Resolución

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Resolución y Investigacion dependen…
Un tamaño y espaciamiento pequeño de los sensores significa una resolución mejor y
la profundidad de investigación mas pobre.
El tamaño y espaciamiento grande de los sensores significa la resolución más pobre
pero la profundidad de investigacion buena.
La física de medida también dictan la resolución y profundidad de investigación para
algunas herramientas
La profundida y resolución de
investigacion de los reguistros en
general es relativo a :
- El tamaño de los sensores
- El espaciamiento entre los
sensores
En una herramienta la resolución o
profundidad de investigación
tienen que ser sacrificadas, cuando
se gana en uno se pierde en el otro.

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Potencial Espontaneo

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El potencial espontáneo es una medida contra la
profundidad de la diferencia de potencial entre el voltaje de
la pared del hoyo y un electrodo en la superficie.

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Herramienta Short Normal
Se mide un Voltaje M y es proporcional a la resistividad de la formación.
Esta configuración de electrodos es de una herramienta Normal.
La distancia entre Los electrodos A y M es el espaciamiento.
El espaciamiento determina la profundidad de investigación y resistividad a ser leida.

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SP Teoría 3

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Ejemplo Registro-1
La medición del SSP es
cuantitativa
llevandose en cuenta
la desviación vista en
el SP de la línea base
de arcillas (cero
punto) a la línea base
de arenas (el máximo
de la desviación).

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Ejemplo Registro-2
La desviación del SP
máxima en este ejemplo
ocurre a la misma
profundidad de las
curvas del resistividad
donde hay separación.
El punto mínimo del SP
corresponde a dónde
toda las curvas de
resistividad estan juntas
donde no hay invasion,
una arcilla.

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Uso del SP
Diferencia las rocas del reservorio potencialmente
porosas y permeables de las arcillas
impermeables.
Define los límites de la cama.
Da una indicación de arcillosidad (la desviación
máxima está limpia; el mínimo es arcilla).
Determina Rw en lodos frescos y salados.

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we
mfe
R
R
k
SSP log
−
=
Rw a partir del SP
Rw es a menudo conocido por información del cliente o conocimiento
local.
El SP puede usarse para verificar el valor o calcularlo cuando no se
dispone.
Es especialmente útil cuando hay variaciones a lo largo del Hoyo.
K es una constante – depende de la temperatura.

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Rw SP-1
Conociendo el SSP (la desviación máxima) del registro y la temperatura, la
proporción de resistividades se obtiene del mapa de interpretación de registro
SP-1.
Salida =
Rmfe
Rwe

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Rw SP-2
Rmf es medido, usando la composición del lodo.
Rmfe se computa del mapa de interpretación de Registro SP-2.
Rwe se computa, de la proporción de SP-1 y Rmfe.
El mapa SP-2 proporciona como resultado Rw.

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SP Efectos de pozo -1
Linea de cambios base:
Éstos cambios pueden ocurrir cuando hay capas de salinidades
diferentes separadas por una arcilla que no actúa como una
membrana perfecta.

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Rayos Gamma

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Física de Rayos Gamma para Registros
- El uso de Rayos Gamma en Registros
- La radioactividad y estadística
- Las reacciones y las secciones transversales
- Los principios de interacciones de Rayos Gamma
- La detección de rayos Gamma

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Parametros de descripción de Rayos - γ
Energia, E – medidas en eV, KeV, MeV
Flujo, φ, -- numero de γ /cm2 – seg
Sección Transversal, σ, relacionado a la probalidad de
interacción con la matriz
Secciones transversales macroscopicas:
µ -coeficiente de absorción de masa
µρ -coeficiente de absorción linear

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Basico de Rayos γ

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Interaccionnes de los Rayos Gamma

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Detección de Radiación
Se procesa en dos pasos:
Los rayos gamma actúan recíprocamente con el
material de detección
Los rayos gamma transfieren la energía a los electrones vía efecto
fotoeléctrico, diispersion Compton o producción de pares (pair prod.)
El material elegido es de alta probabilidad de absorción
El electrón se convierte en una señal notable
Una señal eléctrica directa con detección gaseoso o de estado-solido
La conversión (para luz) scintillator / photomultiplicador más común

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Naturaleza de los Rayos Gamma
El registro de Rayos Gamma es una medida de radioactividad natural de la
formación.
La emisión de rayos gamma es principalmente producida por tres series
radiactivas encontradas en la corteza de la Tierra.
La serie de Potasio (K40).
La serie de Uranio (U).
La serie de Torio (TH).
Se retrazan los rayos gamma que atraviesan las rocas y una proporción es
absorvida que depende de la densidad de la formación.
Las formaciones menos densas exhiben más radioactividad que las
formaciones densas aunque puede haber las mismas cantidades de
material radiactivo por unidad de volumen.

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Rayos Gamma-La definición del uso de los
espesores:
Definición de espesores:
La herramienta reacciona si la arcilla es
radiactiva (normalmente es el caso), que
ampliamente muestre las arenas y arcillas, las
zonas permeables y las zonas non-permeables.
También muestra los intervalos radiactivos no-
arcillosos.
Estimación de la cantidad de arcillas:
Un valor mínimo conveniente estima el limpio
(100%) la zona libre de arcilla, un valor máximo
la zona máxima de arcilla. Todos los otros
puntos se estiman en una relación.

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Algunas preguntas acerca de los registros de
rayos gamma*
Los rayos Gamma => Radioactividad
¿De dónde viene?
¿Qué elementos son responsables?
¿La actividad de los rayos Gamma natural puede usarse para
identificar los esquistos (arcillas)?
¿De dónde viene la señal?
* Una tecnologia de 70 anos

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Fuentes de actividad natural de Rayos Gamma

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Profundidad de Investigación

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Usos del GR
Los registros de Rayos Gamma son usados para:
Litología/Mineralogía, e.g. arcillosidad.
Correlación:
El uso mayor de la herramienta es identificar marcadores de capas y así permiter la correlación pozo a pozo.
Los marcadores de capas pueden ser en la cima o en el fondo del yacimiento o en una arcilla específica que
tenga una lectura alta.
Registro de subsidencía:
Se ponen las balas radiactivas con precisión espaciadas en la formación. Una herramienta de rayos gammas
con varios detectores precisamente espaciados registra y anota los picos. Los registros subsecuentes
mostrarán cualquier movimiento.
El registro de trazadores:
Un fluido radiactivo se arroja con una herramienta a un nivel escogido. El movimiento del fluido se supervisa
por el rayos gammas y se muestra donde hay zonas robando fluido o canales en el cemento por detras del
revestidor

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Espectroscopía Natural de Rayos Gamma
La motivación para la medida
político & físico
El Principio de la medida
Los Efectos medio ambientales
Barita en el lodo
KCL en el lodo
HGNT
(La solución de alta tecnología para un NGT)
Una aplicación para registro ambiental

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NGT
La herramienta NGT mide un espectro que es resultado de tres series naturales
radioactivas
El Potasio tiene una forma más aguda que los otros dos elementos porque él decai a
través de una sola reacción a un elemento estable. Los otros dos decaimientos son a
través de varios elementos hijos donde cada uno provee alguna contribución a la
imagen final.

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Principio de NGT
La medida normal de la herramienta es hecha por una medición de varias ventanas fijas
de energía. Tres de éstas ventanas son a niveles más altos por encima de una cresta
característica de cada uno de los elementos.
La naturaleza estadística de la medida es mejorada en parte usando otras dos ventanas
puestas en un nivel más bajo de energía que tiene una tasa más alta de cuentas.

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Registros de NGT
Las salidas son las cantidades relativas de Thorium, Uranio y Potasio en
la formación.
Las curvas adicionales son rayos gamma total (SGR) y rayos gamma
corregidos por Uranio (CGR).

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NGT FIVE WINDOWS RESPONSE EQUATIONS
WNG1= BAR * [ HC(1,1)*Th + HC(1,2)*U+ HC(1,3)*K] + WPMUD(1) * Pmud
WNG2= HC(2,1)*Th + HC(2,2)*U+ HC(2,3)*K + WPMUD(2) * Pmud
WNG3= HC(3,1)*Th + HC(3,2)*U+ HC(3,3)*K + WPMUD(3) * Pmud
WNG4= HC(4,1)*Th + HC(4,2)*U+ HC(4,3)*K
WNG5= HC(5,1)*Th + HC(5,2)*U+ HC(5,3)*K
WPMUD (i) = A(i) * (1-Exp (B(i)*(Sd-Cali)))* Exp(C(i)*(Mw-8.34)*(Sd-Cali))
HC (i,j) = H(i,j) 8 [A’(i,j)*Exp(-B’(i,j)*Mw*(Cali-Sd))
Cali = Hole Diameter
Sd = Sonde Diameter
Mw = Mud weight
Pmud = Potassium in mud
A,B,C,A’,B’ are constants
H(i,j) Tool Response Matrix for Mw=1, Cali=7.875, Pmud=0
HC(i,j) Corrected Tool Response Matrix

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Sonda
HNGS
Photomultiplier tube 1
Stabilization source
Detector 2
Photomultiplier tube 2
Detector 1

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Espectro comun

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2000
1000
0
0
100
200
Gamma Ray Energy (KeV)
Relative
Counting
Rate
Formation K
Borehole K

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HNGS-La mejor estadistica
Torio 0.9 ppm 1.5 ppm 1.6
Uranio 0.4 ppm 0.9 ppm 2.0
Potasio 0.14% 0.25% 1.9
HNGS NGS Radio de
Desviación Comun Desviación Comun Mejoramiento
Element

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HNGS y NGS Sensitivo a la Barita
Data Espectral Calculos de Campo
Count rate
ratio
Log
(count
rate)
Potassium
(Weight
percent)
0.5 1.0 1.5 0.5 1.0 1.5
Fresh
water
Natural
mud
Barite
mud
1.0
0.9
0.8
6.0
5.5
5.0
4.5
Natural mud/fresh water Fresh water HNGS with correction
Barite mud/fresh water Natural mud 13.8 lbm/gal HNGS without correction
Barite mud 13.8 lbm/gal NGT-D with correction
NGT-D without correction

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Usos del HNGT/NGT
Esta herramienta tiene muchas aplicaciones:
El identificación de Litología.
El estudio de ambiente depositional.
La investigación de tipos de arcillas.
La corrección del GR para la evaluación del volumen de arcilla.
La identificación de material orgánico y origen de la roca.
Identificación de Fracturas.
Registro Geomecanico.
Estudio de la historia diagenetica de la roca.
Una aplicación mayor era resolver los problemas de la interpretación en arenas
del micaceous.

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Usos del HNGT/NGT
Los tres elementos radiactivos medidos por el NGT ocurren en
diferentes partes del yacimiento. Si nosotros sabemos la litología,
nosotros podemos obtener una información mas extensa.
En los Carbonatos:
U - Indica fosfatos, materia orgánica y stylolites.
TH - Indica volumen de arcilla o los minerales pesados.
K - Indica contenido de arcilla, evaporitas radiactivas.

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Clasticos en HNGT/NGT
En las areniscas:
TH - Indica contenido de arcilla, minerales pesados.
K - Indica micas, arcillas micaceas y feldespatos.
En las arcillas:
U - Sugiere roca de origen.
TH - Indica la cantidad de material detritico o grado de
arcillosidad.
K - Indica tipo de arcilla y mica.

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Crossplots - 1
Los datos de HNGT se interpretan usando
tres crossplots principales. En el orden de su
complejidad:
Thorium contra el Potasio:
Da el tipo de arcilla
El factor fotoeléctrico, Pe, contra el Potasio:
Da tipo de arcilla y micas
Pe contra la relación de Thorium/Potassium:
Da el tipo de arcilla y micas

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Modelo Clasico de arcilla

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Private
Parametros del HNGT/NGT/GR
Resolución Vertical 18"
Profundidad de Investigación 6"-8"
Lecturas en: API units
Caliza <20
Dolomita <30
Arena <30
Arcilla 80-300
Sal <10
Anidrita <10
Ninguna formación está absolutamente limpia, las lecturas del GR
variarán. La caliza está normalmente más limpia que las otras dos
rocas del yacimiento y normalmente tiene el valor más bajo del GR.

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Limites del GR/NGT/HNGT
GR
- Materiales orgánicos (veen el uranio como “arcilla“)
- Micas (ve arenas micaceas como arcillas)
NGT
- Barita en el lodo (reduce la proporción de la cuenta pero puede corregirse
parcialmente)
- Lodo con KCI (Potasio en el lodo enmascara la respuesta de la formación)
- Los Hoyos grandes disminuyen la proporción de cuentas y aumenta la
estadística
HNGT
- Ningún efecto de barita
- Corrección precisa para el Potasio
- Mejores detectores y estadísticas

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Mediciones de Volumen de Densidad

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Rayos Gamma Scattering para la densidad y
litología
La motivación para la densidad / la medida del lithology
Tecnicas de medición de Densidad
Respuesta a Pb
Reboque / fuera de compensación
Ejemplo de fallo de la compensación
El principio de reguistro de litología
El factor fotoeléctrico (Pe)
La sensibilidad de Pe a las absorciones fotoeléctricas
La aplicación geoquimica de Pe
TLD (3 -detector la Densidad de Litología)
Modelo primario:
cómo conseguir la densidad (y otros parámetros) 3-detectores
y dispositivo (Platform Express)
ADN
Las complicaciones y beneficios de densidad mientras se perfora es el mapa de
respuesta de imagines

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Schlumberger
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Volumen de Densidad y Porosidad

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Schlumberger
Private
Mediciones de Densidad de Volumen

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Schlumberger
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Schlumberger
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Schlumberger
Private
Fisica de Rayos Gamma - densidad -1
Las Herramientas de Densidad usan una fuente del rayo gamma química
y dos o tres detectores del rayo gamma.
El número de rayos gamma que devuelven al detector depende del
número presente de electrones, la densidad del electrón, ρe.
La densidad del electrón puede relacionarse a la densidad de volumen
de mineral por una ecuación simple.
ρe = ρ( 2Z/A )
Donde Z es el numero de
electrones por atomo y A
es el peso del atomo.

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Física de Rayos Gamma-densidad 2
La suposición hecha en la interpretación es:
Z/A = 0.5
Esto normalmente es muy raro para la mayoría de elementos encontrados, excepto el
hidrógeno que tiene un efecto pequeño en la medida. Por consiguiente ρe = ρ
Element Z/A
H 0.9921
C 0.4996
O 0.5
Na 0.4785
Mg 0.4934
Al 0.4819
Si 0.4984
S 0.4989
Cl 0.4794
K 0.4860
Ca 0.499

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76
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Calibración
La herramienta midie la densidad ρb, esta se ha relacionado experimentalmente a la
densidad del electrón;
ρb = 1.0704 ρe - 0.1883
La herramienta necesita ser calibrada en una condición conocida.
Esta condición es el agua fresca y caliza, las densidades, 1.00 y 2.71 respectivamente.
La densidad de volumen contra la ecuación de densidad de electrón encaja para todos
los minerales comúnes con unas excepciones:
Sal - Densidad Verdadera 2.165
Valor de la densidad de la herramienta 2.03
Sylvite - Densidad Verdadera 1.984
Valor de la densidad de la herramienta 1.862

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77
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78
Schlumberger
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Spine and Ribs
El valor representa la línea de densidad de la formación creciente en el
plano de la proporción calculada de largo espaciamiento contra la
proporción calculada de corto espaciamiento.
La presencia de reboque causa una desviación de la línea de una
manera predecible. Así una corrección puede hacerse para obtener la
verdadera densidad.
.
1.9
2.0
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
2.8
2.9
Mud cake
with barite
Mud cake
without
barite
Increasing
Mud cake
Thickness
Increasing
Mud cake
Thickness
A
B
C
Long
Spacing
Count
Rate
Short spacing Count Rate

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79
Schlumberger
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Salidas de Densidad
Las salidas son:
RHOZ / RHOB (ρb), la densidad de volumen corregida.
DRHO (∆ρ), la corrección a que se ha aplicado ρb(solo LDT).
RHOZ / RHOB es la salida principal
DRHO es una curva de control de calidad (solo LDT).

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80
Schlumberger
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Efectos de Hoyo
El LDT es una herramienta de patín con fuente de collimated y
detectores. Experimenta pequeño o ningún efecto ambiental.
En los agujeros grandes, la curvatura del patín contra las causadas en
el agujero generan un error menor que necesita ser corregido.

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81
Schlumberger
Private
Efectos de Hoyo
Los rugosidad del hoyo pueden afectar la medida.
La fuente y detectores “ ven“ las diferentes formaciones en el pozo.
El efecto es un registro errático e incorrecto.

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82
Schlumberger
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Parametros de Densidad
Resolución Vertical:
Comun 18"
Reforzado 6"
Profundidad de Investigación 6"-9"
Lecturas:
Caliza (0pu) 2.71
Arena (0pu) 2.65
Dolomita (0pu) 2.85
Anhydrita 2.98
Sal 2.03
Arcilla 2.2-2.7
Carbon 1.5

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83
Schlumberger
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Interpretación y Usos
La herramienta de densidad es sumamente útil por su alta precisión y exposicion a los
efectos de hoyo pequeño.
Sus moyores usos son:
Porosidad.
Litología (en combinación con la herramienta del neutrón).
Las propiedades mecánicas (en combinación con la herramienta sónica).
Las propiedades acústicas (en combinación con la herramienta sónica).
Identificación de Gases (en combinación con la herramienta del neutrón).

84
84
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Densidad de Porosidad (Formación Limpia)
Hay dos entradas en la ecuación de porosidad: la densidad de matriz y la densidad
fluido.
La densidad de fluido es del filtrado de lodo.
( )
φ
ρ
φ
ρ
ρ −
+
= 1
ma
f
b
f
ma
b
ma
ρ
ρ
ρ
ρ
φ
−
−
=

85
85
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Escala de Porosidad
La herramienta de densidad normalmente se corre con el neutrón.
Para ayudar la interpretación rapida se corren en “escalas compatibles”.
Esto significa que las escalas son fijas tal que la litología da un solape de las curvas.
La escala normal es la de "caliza compatible" donde la escala de porosidad del neutrón es:
Para cuadrar los registros de densidad se tiene que tener un punto cero de caliza (2.7 g/cc) la
misma posición como el cero de porosidad del neutrón y el rango de escala debe cuadrar con el
neutrones en 60 unidades de porosidad, esta debe tener la escala:
Cambiando la escala a arenisca compatible pondrían la densidad de arenisca de cero, 2.65, encima
del cero de porosidad de neutrón para dar:

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86
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Física del Pef
El efecto Fotoeléctrico ocurre cuando la energía baja incidiendo los rayos gamma
esto es completamente absorbido por el electrón.
Este es un efecto de energía bajo en el índice de Absorción Fotoeléctrico, Pe, es
medido usando la ventanade energía más baja de la herramienta.
Pe está directamente relacionado a Z, el número de electrones por átomo, se
estable para cada elemento.
Pe = ( Z/A )3.6
Estas unidades estan en barns/electron.

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88
88
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Parametros del Pef
Resolución Vertical:
Comun: 4"
Lectura:
Caliza 5.08
Arena 1.81
Dolomita 3.14
Arilla 1.8-6
Anhydrita 5.05
Sal 4.65

89
89
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90
90
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91
91
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92
92
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93
93
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94
94
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La función de densidad
geométria radial para los tres
detectores del nuevo dispositivo
Pe la funcion geométrica radial
para los tres detectores del nuevo
dispositivo

95
95
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Las densidades aparentes contra
el espesor del reboque (mudcake)
para los tres detectores del nuevo
dispositivo. El LDT que corto-
espaciamiento la respuesta se
muestra para la comparación

96
96
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Procesamiento Alfa
La herramienta de densidad Pex usa tres detectores que puede ser procesadores Alfa
de la misma manera que CNT, pero a tres resoluciones verticales.
Las presentaciones de los registros resultantes da una mejora en la resolución por
encima del rendimiento normal.

97
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98
98
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99
99
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Neutron Porosity
A

100
100
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101
101
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102
102
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103
103
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104
104
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105
105
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106
106
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Neutrons

107
107
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Neutron Helium 3 detector

108
108
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Thermal Neutron Standard Theory
Neutrons are slowed down from their initial "fast" state by collisions with the
formation nuclei. At each collision there is some energy lost by the neutron.
The principal element involved in the slowing down is Hydrogen, because it is
close in size to the neutron which loses most energy in these collisions.
The CNT measures the neutron population in the thermal region.
This is why the tool measures the Hydrogen Index.

109
109
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Hydrogen Index
Hydrogen Index is the quantity of hydrogen per unit volume.
Fresh water is defined as having a Hydrogen Index of 1.
Hence oil has a Hydrogen Index which is slightly less than that of
water.
The Hydrogen Index of gas is a much smaller than that of water.
In a formation, the fluids contain hydrogen.

110
110
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111
111
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Early Neutron Tools
The first neutron tools used a chemical neutron source and
employed a single detector which measured the Gamma Rays of
capture
They were non-directional.
The units of measurement were API units where
1000 API units were calibrated to read 19% in a water-filled
limestone.
The tool was badly affected by the borehole environment.

112
112
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113
113
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Neutron Tools
The second generation tool was the Sidewall Neutron Porosity
(SNP).
This was an epithermal device mounted on a pad.
The third generation tool is the Compensated Neutron Tool
(CNT).
The latest tool is the Accelerator Porosity Sonde (APS), using an
electronic source for the neutrons and measuring in the
epithermal region.

114
114
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115
115
Schlumberger
Private

116
116
Schlumberger
Private
Detectors
Two neutron detectors are used to produce a ratio eliminating
some of the borehole effects experienced by single detectors.
The count rate for each detector is inversely proportional to
porosity with high porosity giving low count rates.

117
117
Schlumberger
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Ratio to Porosity Transform
The count rates are first corrected for the dead time of the
detectors (when the detector is not available to receive counts).
The count rates are calibrated with the master calibration.
A ratio of these is then taken.
The ratio is translated into porosity using a transform. (This is a
combination of theoretical and experimental work).
The current field output for the thermal neutron porosity is called
TNPH.

118
118
Schlumberger
Private

119
119
Schlumberger
Private
Borehole Effects
The logs have to be corrected for the borehole environment:
Borehole size.
Mud cake.
Borehole salinity.
Mud weight.
Temperature.
Pressure.
Formation salinity.
Stand-off.

120
120
Schlumberger
Private
Formation/Salinity Correction
There are two factors affecting the neutron measurement in the formation:
The chlorine in the formation water.
The rock matrix capture cross-section.
The simplest method is to assume that the matrix is clean and that the matrix 'Σ'
known.
This leaves salinity (mud filtrate) as the only "variable".
The complete solution is to measure the total formation 'Σ' and use this to
compute the correction.
The correction can be large but is not applied in the field because the lithology is
unknown, hence the 'Σ' unknown.
It is taken into account in the interpretation phase.

121
121
Schlumberger
Private
Stand off Correction
Any space between the tool and the borehole wall is seen as 100%
porosity.
The value of the correction depends on the hole size:
Larger holes = more correction
Stand-off is rarely measured. One method is to use the SA curve
recorded with a PCD.
The chart is entered with the porosity at the top;
Go to the nearest hole size.
Go down to the stand-off value, e.g. 0.5".
Follow the lines to zero.
Read the ∆φ (always negative).

122
122
Schlumberger
Private
Standoff Correction Chart

123
123
Schlumberger
Private
Thermal Neutron Parameters
Vertical resolution:
Standard (TNPH) 24"
Enhanced 12"
Depth of investigation 9"-12"
Readings in zero porosity:
Limestone (0%) 0
Sandstone (0%) -2.00
Dolomite (0%) 1.00
Anhydrite -2.00
Salt -3.00
Typical Readings
Shale 30-45
Coal 50+

124
124
Schlumberger
Private
Thermal Neutron Interpretation/Uses
The tool measures primarily the hydrogen index, along with
matrix effects.
Its prime use is to measure porosity.
Combined with the bulk density, it gives a reasonable answer for
lithology and porosity interpretation.

125
125
Schlumberger
Private

126
126
Schlumberger
Private
Alpha Processing
Alpha Processing is a method that enhances the resolution of the
standard measurement.
It utilizes the higher resolution of the near detector to increase the
resolution of the more accurate far detector.

127
127
Schlumberger
Private
Alpha Processing
The first step is to depth-match the two detectors' responses.
The next step is to match the resolution of both detectors.

128
128
Schlumberger
Private
Alpha Processing
The difference between the two readings now gives the "high
frequency" information - which highlights thin beds missed by
the far detector.

129
129
Schlumberger
Private
Alpha processing
The "high frequency" information is added to the far detector
signal to give the final enhanced log.

130
130
Schlumberger
Private
APS Configuration
Measurements and features
Near-array ratio porosity
• Hydrogen index measurement
• Reduced lithology effect
• No thermal neutron absorber effects
• Reduced environmental effects
• Improved vertical resolution
Epithermal slowing-down time
• Standoff determination
Thermal neutron decay rate
• Formation capture cross section
of invaded zone
Near-far ratio
• Lithology indicator
• Stand-alone gas indicator
Sensors
Electronic neutron source
Near
epithermal
detector
Array
epithermal
Array
thermal
Far epithermal
detector

131
131
Schlumberger
Private
Neutron
Porosity
Logging
Neutron Energies Neutron Scattering
Elastic Scattering Reaction Elemental Moderating Power
2200
2.2
0.22
0.2 eV 10 eV 14 MeV
Incident
neutron
Target
nucleus
Scattered
neutron
Neutron
velocity
(cm/µsec)
Thermal
Epithermal
Deuterium -tritium
accelerator
source
Light
grain
density
Heavy
grain
density
V0
v0 = 0
v1
Atomic mass A
1
1
50
Ca
Al Si
Mg
O
C
0 H
Formation effects
on count rate
Hydrogen index
Grain density
Carbonates
Energy
ratio
(E1/E0)

132
132
Schlumberger
Private
Count Rate Sensitivity to HI and Grain Density
Grain density
sensitivity
Neutron
population
Low grain density
Medium grain density
High grain density
Low porosity
Medium porosity
High porosity
Hydrogen index
sensitivity
Source Near Array Far
Source-to-detector spacing

133
133
Schlumberger
Private
Count Rates vs
HI and Grain Density
APS Sonde
Near-detector
count rate
Near-detector
count rate
Far-detector
count rate
1
1
1
4.0
1.5
30
0
5
0
0 1
Effective grain density
2.00 g/cm (gas sand)
2.65 g/cm (water sand)
3.40 g/cm (shale)

134
134
Schlumberger
Private
Density/
Neutron
Crossplot
Apparent limestone porosity (p.u.) [APLC]
0 10 20 30 40
1.9
2.0
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
2.8
2.9
3.0
A
p
p
r
o
x
i
m
a
t
e
g
a
s
c
o
r
r
e
c
t
i
o
n
Sandstone
Limestone
Dolomite
P
o
r
o
s
i
t
y
Anhydrite
Bulk
Density
(g/cm
3
)

135
135
Schlumberger
Private
APS Lithology Effect
APS (APLC) APS (FPLC) CNL (TNPH)
Sand only
Sand and clays
Sand
Dolomite
Delta
porosity
(p.u.)
Apparent limestone porosity (p.u.)
True porosity = apparent limestone porosity + delta porosity
0 5 10 15 20 25 30 35 40
10
8
6
4
2
0
-2
-4
-6
-8
-10

136
136
Schlumberger
Private
Improved
Porosity
Evaluation
Glauconite
Bound water
Sand/Shale
Carbonate
APS APLC
CNL TNPH
Core porosity
“Core” hydrogen index
6 Caliper (LCAL) 16
(in.)
10 Σf 40
(c.u.)
0 GR (HCGR) 150
(GAPI)
0 PE (PEFL) 10
2.20 Density (RHOM) 2.88
(g/cm3)
30 Porosities -10
(p.u.)
X550
X500
X450

137
137
Schlumberger
Private
Standoff
Detection
and Correction
30 APS Porosity Limestone Corrected 0
30 APS Porosity Limestone Uncorrected 0
(p.u.)
(p.u.)
10 Sigma Formation 40
(c.u.)
6 Caliper 11
(c.u.)
-0.5 APS Standoff 2
(in.)
3200
3100
Eccentered run
Standoff

138
138
Schlumberger
Private
10 LCAL 20
(in.)
1:240 ft
Improved
Lithology
Evaluation
10 CALI 20
(in.)
0 LCAL 150
(GAPI)
-1 STOF 9
(in.)
45 APLC -15
(p.u.)
0 PEF 10
(g/cm3)
(g/cm3)
45 TNPH -15
(p.u.)
1.95 RHOB 2.95
-0.25 DRHO 0.25
X300
Caliper
Bulk density
Correction
Pe
X250
X200
X150
Gamma ray
APS porosity
CNL porosity
APS standoff

139
139
Schlumberger
Private
6 Caliper 16
Improved
Gas Bed
Detection
(g/cm3)
1.65 Bulk Density 2.65
X900
X880
(in.)
0 Ufree GR 150
(GAPI)
-80 SP 20
(mV)
10 Σf 40
(c.u.)
0.2 AIT (AO90) 20
(ohm-m)
0.2 DIL (IDPH) 20
(ohm-m)
(p.u.)
60 Neutron Porosities 0
Producing gas at
1.6 MMcf/D with
12 bbl water/MMcf
APS (APSC)
CNL (TNPH)

140
140
Schlumberger
Private
6 Caliper (LCAL) 16
(g/cm3)
1.71 Density (RHOM) 2.71
(in.)
0 Ufree GR (HCGR) 150
(GAPI)
10 Σf (SIGF) 40
(c.u.) (p.u.)
60 Neutron Porosity Limestone Corrected (APLC) 0
Gas Detection with
Stand-Alone APS X070m
X090m

141
141
Schlumberger
Private
Bulk Density
(g/cm3)
RXO
GAS
Gas Detection
with APS
Neutron-Sonic Logs
x650
x800
x700
x750
x850
Bulk density
Gamma ray
APS porosity
AIT resistivities
Delta T
Sonic cycle
skipping
1:240 Ft
GAS
APS porosity
HSGR
0 150.00
(GAPI)
60.000 (PU) 0
1.7000 (G/C3) 2.7000 220.000 (US/F) 70.000
RT
.2000 (OHMM) 20.000
(DT Comp.FMD)
.2000 (OHMM) 20.000
APS porosity
60.000 (PU) 0
GAS

142
142
Schlumberger
Private
Electrical Resistivity Logs
A

143
143
Schlumberger
Private
Resistivity Theory
The resistivity of a substance is a measure of its ability to impede the flow of
electrical current.
Resistivity is the key to hydrocarbon saturation determination.
Porosity gives the volume of fluids but does not indicate which fluid is
occupying that pore space.

144
144
Schlumberger
Private
Resistivity Theory 2
Current can only pass through the water in the formation, hence the resistivity
depends on:
Resistivity of the formation water.
Amount of water present.
Pore structure.

145
145
Schlumberger
Private
Resistivity Model

146
146
Schlumberger
Private
Mud Resistivities
The first resistivities encountered are those of the mud, mud
filtrate and mud cake.
The surface measurements to obtain these values are often
erroneous.
Key points:
The samples must be identical to the mud used in the
logging interval.
Check answers using the Chart Book formulae.
Rmf < Rm < Rmc
Identify the sample source (measured or charts).

147
147
Schlumberger
Private
Salinities chart
This chart is used to compute salinities from resistivities of solution
e.g. mud, and vice versa.
It is also used to find the resistivities at a given temperature.
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.8
1
2
3
4
5
6
8
10
0.08
0.06
0.05
0.04
0.03
0.02
0.01
50 75 100 125 150 200 250 300 350 400
10
15
20
25
30
40
50
100
150
200
250
300
400
500
1000
1500
2000
2500
3000
4000
5000
10,000
15,000
20,000
2
8
0
,0
0
0
2
0
0
3
0
0
4
0
0
5
0
0
6
0
0
7
0
0
8
0
0
1
0
0
0
1
2
0
0
1
4
0
0
1
7
0
0
2
0
0
0
3
0
0
0
4
0
0
0
5
0
0
0
6
0
0
0
7
0
0
0
8
0
0
0
1
0
,0
0
0
1
2
,0
0
0
1
4
,0
0
0
1
7
,0
0
0
2
0
,0
0
0
2
5
0
,0
0
0 2
0
0
,0
0
0
1
7
0
,0
0
0 1
4
0
,0
0
0 1
2
0
,0
0
0
1
0
0
,0
0
0
8
0
,0
0
0 7
0
,0
0
0 6
0
,0
0
0
5
0
,0
0
0
4
0
,0
0
0
3
0
,0
0
0
3
0
0
,0
0
0
10 20 30 40 50 60 70 140 160 200
80 90 100 120 180
ppm
Grains/gal
at
75ÞF
Resistivity
of
Solution
(ž
-
m)
Temperature (ÞF or ÞC)
NaCl
Concentration
(ppm
or
grains/gal)

148
148
Schlumberger
Private
Old Tools
The voltage measured at M is proportional to the formation
resistivity.
This electrode configuration is the Normal tool.
The distance between the A and M electrodes is the spacing.
The spacing determines the depth of investigation and hence the
resistivity being read.

149
149
Schlumberger
Private

150
150
Schlumberger
Private
Normal and Lateral Tools
The Lateral device used the same
principle.
The difference is in electrode
configuration and spacing.
Problems came from "thin beds"
when the signature of the curve
was used to try and find the true
resistivity.

151
151
Schlumberger
Private

152
152
Schlumberger
Private
Old Tools 2
This figure shows some of the "signature curves" for the interpretation of
lateral and normal devices in thin beds.
A library exists plus rules to extrapolate the measured value to the true
resistivity of the bed.

153
153
Schlumberger
Private

154
154
Schlumberger
Private

155
155
Schlumberger
Private

156
156
Schlumberger
Private

157
157
Schlumberger
Private

158
158
Schlumberger
Private
Laterolog Principle
A current-emitting electrode, Ao, has guard electrodes positioned symmetrically
on either side.
Guard electrodes emit current to keep the potential difference between them
and the current electrode at zero.
This forces the measuring current to flow into the formation of interest.

159
159
Schlumberger
Private
Tool Types
Various configurations have been used:
LL3
The first tool of its type; single guard electrodes.
LL5/LL7
Four extra electrodes added, including a feedback loop to keep the bucking
current at an optimal value.
LL9
Two more electrodes added, hence a Shallow Laterolog measurement. Deep and
Shallow measurements were taken sequentially.
DLT
Same as the LL9 but able to run deep and shallow simultaneously.

160
160
Schlumberger
Private
Borehole Effects
Laterologs see the borehole environment as:
RLL = Rm + Rmc + Rxo + Rt
Rm Best measurement is in salt-saturated, low resistivity mud. Worst
readings obtained in fresh mud. Measurements cannot be taken in oil-
based mud.
Rmc Usually neglected as very small.
Rxo Depends on Rmf, needs to be known.
Rt Parameter to be measured, the higher the better.

161
161
Schlumberger
Private
Laterolog Corrections
The log must be corrected for the effect of mud resistivity.
There are two possible conditions:
Centered.
Eccentred.
There is only a small difference between the two in most circumstances for the
modern tool DLT-E.
The old tool, DLT-B, could only be run centered.
The correction to the shallow is greater than the deep, especially in large hole
sizes.

162
162
Schlumberger
Private
Laterolog Corrections

163
163
Schlumberger
Private
Correction Charts

164
164
Schlumberger
Private
Bed Correction
The next correction accounts for the effects of adjacent beds which
still occur despite focusing.
If the shoulder bed is highly resistive, the log has to be reduced.
(Squeeze.)
If the shoulder bed is of low resistivity, the log has to be increased.
(Anti-squeeze.)
LLS has a better definition because it is a shallow device.

165
165
Schlumberger
Private
Squeeze/Anti-Squeeze
Rs is the resistivity of the bed above and below the formation of
interest.
The chart is entered with the bed thickness, moving up the ratio
RLLD/RS.
The correction factor is read on the y-axis.

166
166
Schlumberger
Private
Squeeze/Anti- Squeeze
The same method is used in this chart for the Shallow Laterolog

167
167
Schlumberger
Private
String Effect
Laterolog tools have another problem in conductive beds due to
the frequency of the measurement.
In long combination tools, the LLD reads too high.
The effect has been commonly seen in low resistivity formations.

168
168
Schlumberger
Private
Correction Example
The correction depends on the hole size, Dh, and the mud
resistivity, Rm.
This correction has to be applied before any other borehole
corrections.
A new chart is needed for each tool combination.

169
169
Schlumberger
Private
TLC effect
There are two effects occurring when a Laterolog tool is run
on drill pipe.
1)In TLC operations Laterologs need a special stiff bridle
usually made of three sections of tool housing giving a
length of 30 feet compared to the normal 80 foot bridle.
2)The total current returns to the pipe which acts as the
return electrode.
The relative error is proportional to /Ra (the apparent resistivity).
This can be up to 200% at low Rt/Rm contrasts and low Rm.

170
170
Schlumberger
Private
Example Chart
The chart is used to transform the TLC reading into the reading
theoretically obtained in a vertical well with a bridle.

171
171
Schlumberger
Private
Pseudo Geometrical Factor
Once corrected, the log can be evaluated to find Rt.
Neglecting the mud and mud cake resistivities (corrected log),
the tool response equation is:
Ra = J(di)Rxo + (1-J(di))Rt
Where J(di) is the pseudo-geometrical factor which is a function of
the invasion diameter, di. For large di, J(di) is large reflecting
the important contribution of the invaded zone to the
measurement.

172
172
Schlumberger
Private
Depth of Investigation
The plot shows the pseudo-geometrical factor versus di for various tools.
The relative depth of investigation is defined as the invasion diameter for which
the invaded zone contributes to 50% of the signal (J = 0.5).
The relative depth of investigation is computed from the chart.
For example, it is 35" for the LLS.

173
173
Schlumberger
Private
Laterolog Applications
Measures Rt.
Standard resistivity in high resistivity environments.
Usable in medium-to-high salinity muds.
Good results in high contrast Rt/Rm.
Fair vertical resolution (same as porosity tools).

174
174
Schlumberger
Private
Laterolog Limits
Cannot be used in oil-based muds.
Cannot be used in air-filled holes.
Affected by the Groningen Effect in some environments.
Difficult to model.
Poor when Rxo > Rt.

175
175
Schlumberger
Private
DLT Parameters
Vertical resolution: 24"
Maximum reading:
LLD 40000ohm-m LLS 6000ohm-m
Minimum reading:
LLD 0.2ohm-m
LLS 0.2ohm-m

176
176
Schlumberger
Private

177
177
Schlumberger
Private

178
178
Schlumberger
Private

179
179
Schlumberger
Private

180
180
Schlumberger
Private

181
181
Schlumberger
Private
Dual Laterolog Measurement
Limitation in approach
Does not account for coupling between
radial and vertical response
Risk of underevaluating reserves
Overestimated Rt in water zones
Underestimated Rt in thin hydrocarbon-
bearing zones

182
182
Schlumberger
Private
Shoulder-Bed Squeeze Effects
Deep measurement reads too high and
results in erroneous invasion profile.
All resistivitiesread lower than Rt and
separation is reduced.

183
183
Schlumberger
Private
HRLA Solutions Hardware
Mode 1 Mode 2 Mode 3 Mode 4 Mode 5
Multiple depth of investigation
Clear indication of invasion
Improved vertical resolution
No need for deep mode or bridle
No Groningen or drillpipe-conveyed-
logging effects and reduced
shoulder-bed effect

184
184
Schlumberger
Private
HRLA Solutions Software
2D earth model
More accurate Rt computation
Correction for coupling of radial and
vertical response
Increased inversion with improved
formation models

185
185
Schlumberger
Private
Hardware Solutions Array Laterolog Principle
24 ft
mode 0 mode 1 mode 2 mode 3 mode 4 mode 5
0 V 0 V 0 V 0 V 0 V 0 V
potential (V)
Return Electrodes
Source Electrodes
Return Electrodes
Mode 2 current lines

186
186
Schlumberger
Private
Hardware Solutions: Tool Radial Response

187
187
Schlumberger
Private
Software Solutions: Answer Products
Borehole corrections + 1D inversion
– Maxis (real-time) processing
– GeoFrame PrePlus module
2D and 2D+dip inversion
– GeoFrame HRLA 2D module

188
188
Schlumberger
Private
Software Solutions: Inversion Processing
Inversion Algorithm
Formation Model
Formation model is updated until there is a good
match between modeled tool response and actual
log data.
Layer definition
Initial formation
model parameters
Compute tool response
To formation model
Does computed
Response match actual
Tool response?
Update formation
parameters
Output results
HRLA log data
No
Ye
s

189
189
Schlumberger
Private
Answer Benefits: No Groningen Effect
Curve separation
suggests invasion
but is due to
Groningen effect
HRLA resistivities
clearly show zone is
not invaded

190
190
Schlumberger
Private
Answer Benefits: Thin-Bed and Invasion Profiling
Curve separation
shows invasion
High vertical
resolution
Curve separation results
from Groningen effect
Groningen effect
in indicator curve
HRLA tool DLL tool

191
191
Schlumberger
Private
Answer Benefits: Wellsite 1D Inversion
HRLA tool HALS tool 1D-Rt comparison
1D radial model
(invasion)
thick-bed
approximation

192
192
Schlumberger
Private
Answer Benefits: Increased Reserves

193
193
Schlumberger
Private
Raw
measured
data
Standard 1D Rt
computation
1D and 2D Inversion Comparison
Rt using 2D
inversion

194
194
Schlumberger
Private

195
195
Schlumberger
Private

196
196
Schlumberger
Private

197
197
Schlumberger
Private

198
198
Schlumberger
Private

199
199
Schlumberger
Private

200
200
Schlumberger
Private

201
201
Schlumberger
Private

202
202
Schlumberger
Private

203
203
Schlumberger
Private
Microresistivity Devices
Shallow reading versions of resistivity tools; always pad-mounted.
First was the Microlog which is still in use;
Second was the Micro Laterolog (MLL),
replaced by Proximity (PL) tool,
replaced by MicroSpherically Focused Log (MSFL), replaced
by Micro Cylindrical Focused Log(MCFL)
Objective is to read Rxo (Invaded Zone Resistivity) only.
Tools are focused to pass through the mud cake.

204
204
Schlumberger
Private

205
205
Schlumberger
Private
Microlog Uses
Microlog is used to identify permeable zones.
If the zone of investigation is shale (no invasion), both curves read the same.
If the zone is sand (with invasion), Microinverse reads mud cake plus some of
the formation and Micronormal reads some mud cake plus the formation
(slightly higher).
We are only interested in the separation between these curves and so scales are
chosen to show this and not the rest of the readings.
2" Micronormal. (A -> M2)
1"x1" Microinverse. (A -> M1)
(Slightly different depths of investigation).

206
206
Schlumberger
Private

207
207
Schlumberger
Private
MSFL Principle
This tool uses a set of 5 electrodes which focus the signal into the
invaded zone just beyond the mud cake.

208
208
Schlumberger
Private
MSFL Borehole Corrections
In spite of its focusing, the tool still needs to be corrected for the mud cake
thickness and resistivity.
The correction requires an input of mud cake thickness which is not measured
directly.
It also needs the mud cake resistivity which is either measured or computed
from charts.
The tool focusing has been set assuming there is always some mud cake, hence
the tool always needs some correction.

209
209
Schlumberger
Private

210
210
Schlumberger
Private
Fundamentos de Inducción

211
211
Schlumberger
Private
El generador de la señal que alimenta la bobina del transmisor inducirá un campo magnético en el centro del
transformador conductivo. El cambio en el campo magnético en el centro inducirá el voltaje en la bobina
receptora
Teoria de la Inducción
Si nosotros agregamos un circuito cerrado extra, la corriente se generará en este circuito, que a su vez crea un
campo magnético. Esto es equivalente a agregar la formación alrededor de la herramienta.
El campo magnético que es generado por el circuito cerrado sera recogido por la bobina receptora. Esto es
proporcional a la impedancia de la bobina extra. En la ausencia del centro del transformador conductivo, la
amplitud es también dependiente en la posición relativa de la bobina extra con respecto a la bobina
transmisor-receptor. La calibración principal de la herramienta de la inducción lleva a cabo este principio
usando una impedancia conocida para calibrar la herramienta.

212
212
Schlumberger
Private
Pincipios de la Inducción – Paso 1
1.- Campo magnetico primario
creado por la bobina
transmisora

213
213
Schlumberger
Private
Pincipios de la Inducción – Paso 1 y 2
1.- Campo magnetico primario creado
por la bobina transmisora
2.- El campo magnetico primario
induce una corriente IL en el bucle de
tierra. Esta corriente tiene un angulo
de 90 grados con la corriente del
trasnmisor

214
214
Schlumberger
Private
2.- El campo
magnetico
secundario es
creado por el bucle
de tierra.
1.- Campo magnetico primario creado por la bobina
transmisora
3.- El campo magnetico secundario induce un flujo de corriente en la bobina
receptora. La corriente tiene una diferencia de fase de 180 grados. Esta es
conocida como la Señal-R
Pincipios de la Inducción – Paso 3

215
215
Schlumberger
Private
Contribucion de la Señal
EL pozo esta compuesto por un numero infinitos de bucles de corriente. La
contribucion de cada bucle individual depende de la relacion geometrica entre
el transmisor y el receptor y del bucle en si mismo

216
216
Schlumberger
Private
Inductancia Mutual

217
217
Schlumberger
Private
Efecto “SKIN”
La corriente es empujada hacia fuera desde el bucle
original, efectivamente incrementando la resistividad
aparente

218
218
Schlumberger
Private

219
219
Schlumberger
Private

220
220
Schlumberger
Private
Induction history
The idea for the tool developed out of mine detector work done by
Henri Doll during the Second World War.
The objective was to measure resistivity in fresh or oil-based muds.
The first tools had 5 coils to focus the signal.
The next generation of tools employed 6 coils.
Two measurement curves were eventually developed, a medium
and a deep paralleling the Laterolog's shallow and deep
readings.

221
221
Schlumberger
Private
AIT principle
The tool measures 28 independent signals from 8 arrays. There is
one transmitter operating at three frequencies. The in-
phase (R) and the quadrature (X) signals are both measured.
The conductivities are combined using radial and depth functions.
These are software focused to give:
5 depths of investigation:10", 20", 30", 60" 90".
3 vertical resolutions: 1', 2' and 4'.

222
222
Schlumberger
Private
AIT depth of investigation
The AIT has set radial depths of investigation which are not
affected by changes in conductivity.
The values are taken as the point where half the signal comes
from shallower levels.
In comparison to the 10", 20", 30", 60" and 90" of this tool, the
medium and deep of the old tool are around 30" and 60"
respectively.

223
223
Schlumberger
Private
AIT Corrections
There are well defined borehole corrections to be applied to the measurement.
These are made in real time by the software. The inputs required are:
Borehole cross section.
Mud resistivity.
Stand-off.
The tool can compute any of these from its measured signal as well as the
formation resistivity. However, normal practice is to input at least
two of them.
A measurement of the mud can be made with an auxiliary sonde or surface
measurement. The former is best as logs made have shown considerable
heterogeneities in the mud column with depth.
A caliper tool can give the hole dimensions.

224
224
Schlumberger
Private
As the AIT produces five logs with differing depths of investigation, a more
realistic description of the invasion can be made.
The old model is:
New model:
This model has four unknowns with the addition of a ramp profiled for the
invasion.
AIT Rt-Rxo-invasion

225
225
Schlumberger
Private
AIT independent model
The AIT can be displayed as an image.
The simplest image is of resistivity radial profile starting at the
borehole and going out into the formation.
This image simply extrapolates the readings of the tool assigning
colour classes to the resistivity level.
It is called an "independent model" because it makes no
assumptions about the resistivity distribution.

226
226
Schlumberger
Private
AIT saturation
To obtain a saturation image, some assumptions have to be made
about the resistivity profile.
The inversion model is used to produce the parameters needed for
a saturation image, Rt, Rxo and an invasion distance.
The r2 radius is taken as the limit of invasion for this calculation.
The image will then show the saturation away from the borehole, a
radial profile.
This image is a more accurate picture of the invasion as long as the
saturation gradient is constant with depth. The porosity is
also assumed to be constant.

227
227
Schlumberger
Private
AIT volumes
Variations in formation water, drilling parameters and saturation gradient
obscure comparisons along a well and between wells.
A filtrate invasion profile is constructed and converted to a fluid volume by
multiplying it by porosity.
Hence the AIT outputs plus the Rmf are all that is needed to compute the
volume of mud filtrate, Vmf.
The result is integrated with depth to give the volume of filtrate per unit depth.

228
228
Schlumberger
Private
examples 2
The invaded volumes computed here show an increase with depth.
The results could be used to plan sampling points or a well test.

229
229
Schlumberger
Private
examples 3
The AIT logs (2' vertical resolution) read correctly in this zone
giving a hydrocarbon profile.
The DIL logs are ambiguous as the SFL (electrical log) longer
reading shallow because Rxo is less than Rt
90 Inch investigation
(ohmm) 2000
.2
0.2
0.2
0.2 2000.0
2000.0
2000.0
0.0
10000.0
(ohmm)
Cable tension (TENS)
(LBF)
(ohmm)
SFL unaveraged (SFLU)
Medium resistivity (ILM)
(ohmm)
Deep resistivity (ILD)
(ohmm) 2000
.2
(ohmm) 2000
.2
(ohmm) 2000
.2
(ohmm) 2000
.2

230
230
Schlumberger
Private
Saturation Computation
A

231
231
Schlumberger
Private
Saturation
The saturation of a formation represents the amount of a given fluid present in
the pore space.
The porosity logs react to the pore space.
The resistivity logs react to the fluids in the pore space.
The combination of the two measurements gives the saturation
Matrix
water
oil
S w = S w irr + S w "free"
S o = S o residual + S o "free"

232
232
Schlumberger
Private
Basics 1
Rw = resistivity of water in the pore space.
Define Ro = resistivity of a rock totally filled with water.
F: Formation Factor.
At constant porosity F is constant.
As porosity increases, Ro decreases and F decreases.
Experiments have shown that F is inversely proportional to φm.
m: is called the "cementation exponent".
a: is called the "lithology" constant.
F =
R0
Rw
F =
a
φm

233
233
Schlumberger
Private
Basics 2
Saturation can be expressed as a ratio of the resistivities:
where n is the "saturation exponent", an empirical constant.
Substituting for Ro:
Substituting for F:
Sw
n
=
R0
Rt
Sw
n
=
FRw
Rt
w
n
S =
a
φ
m
R w
R t

234
234
Schlumberger
Private
Saturation Equation
The Archie equation is hence very simple. It links porosity and
resistivity with the amount of water present, Sw.
Increasing porosity, φ, will reduce the saturation for the same Rt.
Increasing Rt for the same porosity will have the same effect.
w
n
S =
a
φ
m
R w
R t

235
235
Schlumberger
Private
Invaded Zone
The same method can be applied to the invaded zone. The
porosity is identical, the lithology is assumed to be the same,
hence the constants a, n, m are the same.
The changes are the resistivities which are now Rxo and Rmf.
Rmf is measured usually on surface and Rxo is measured by the
MSFL tool.
The equation is then:
Sxo
n
=
aRmf
φm
Rxo

236
236
Schlumberger
Private
Other Relationships
Dividing for Sxo and Sw, with n set to 2
Observations suggest:
Hence:
providing a quick look saturation answer when porosity is not available.
Sw
Sxo
=
Rxo Rt
Rmf Rw






1
2
S xo ≈ S w
1
5
Sw =
Rxo Rt
Rmf Rw






5
8

237
237
Schlumberger
Private
Archie parameters
Rw = resistivity of connate water.
m = "cementation factor", set to 2 in the simple case.
n = "saturation exponent", set to 2 in the simple case.
a = constant, set to 1 in the simple case.
All the constants have to be set.
Two common sets of numbers for these constants are:
In a simple carbonate, the parameters are simplified to:
m = 2, n = 2, a = 1
In a sandstone the following values are often quoted:
m = 2.15, n = 2, a = 0.62

238
238
Schlumberger
Private
Rw determination
Rw is an important parameter.
Sources include:
Client.
Local tables / knowledge.
SP.
Resistivity plus porosity in water zone.
RFT sample.
From Rxo and Rt tools.

239
239
Schlumberger
Private
Rw from Rwa
If Sw = 1, the saturation equation can become:
Assuming simple values for a, m, n.
Procedure is to:
Compute an Rwa (Rw apparent) using this relationship.
Read the lowest value over a porous zone which
This is the method employed by all computer based interpretation
systems.
R w = φ 2
R t

240
240
Schlumberger
Private
Rw from resistivity
In a water zone Sw = 1, thus the alternative saturation equation
becomes:
The value of Rmf is measured;
Rxo and Rt are measured, the value of Rw can be calculated.

241
241
Schlumberger
Private
Other Archie Parameters
The constants a, m, n are an integral part of Archie's saturation
equation.
They can, and do, vary.
They are usually taken from local knowledge if at all possible.
n is dependent on the wettability of the rocks; in the common
water wet case it is usually close to 2.
a and m are dependent on the lithology and pore systems of the
rock.

242
242
Schlumberger
Private
Example of variations in the Archie parameters
The following are measurements
φ = 25%, Rt = 5 ohm-m, Rw = .02 ohm-m
Assuming a simple formation with
a = 1, m = 2, n = 2
Sw = 25%
Changing n to 2.5, changes the Sw to 33%
Effects of parameters
w
n
S =
a
φ
m
R w
R t

243
243
Schlumberger
Private
F Relation chart
2.5 5 10 20 50 100 200 500 1000 2000 5000 10,000
2.5 5 10 20 50 100 200 500 1000 2000 5000 10,000
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
15
20
25
30
40
50
F R =
1
ø
2
F R =
0.62
ø
2.15
F R =
0.81
ø
2
F R =
1
ø
m
m
2.8
2.5
2.2
2.0
1.8
1.6
1
.
4
©Schlumberger
F R , Formation Resistivity Factor
φ,
Porosity
(pu)

244
244
Schlumberger
Private
F-relations

245
245
Schlumberger
Private
Computing Saturation
The standard saturation equation can be used with special
attention taken to obtain the correct value for the cement
exponent ‘m’.
In vuggy formations this will be greater than 2. The resistivity
logs see read higher as the “pathway” is more tortuous.
Saturations calculated with an ‘m’ of 2 will show too much
hydrocarbon
In fractured formations ‘m’ will be less than one as the
resistivity pathways are straight.

246
246
Schlumberger
Private
Dual Water Model
A

247
247
Schlumberger
Private
Shale and Saturation
The Archie equation has to be changed to take account of the shale effect.
The shale looks like low resistivity so another term is added to the equations.
The result is an equation which will can be used to compute water saturation in
shaly sands.
All these equations return to Archies equation if there is no shale present.

248
248
Schlumberger
Private
Saturation Equations
Indonesia Equation
Nigeria Equation
Waxman-Smits Equation
Dual Water Equation
1
R t
=
S w
2
F
*
R w
+
BQ v S w
F
*
C t =
φ t
m
S wt
n
a
C w +
S wb
S wt
C wb − C w
( )






S w =
1
V cl
1 −
V cl
2








R cl
+
φ e
R w
*
1
R t
1
R t
=
V cl
1 . 4
R cl
+
φ e
m
2
aR w






2
S w
n

249
249
Schlumberger
Private
Saturation equations 2
One of the difficulties is the number of equations available
for shaly sands.
They are often “country” oriented, Nigeria, Venuzeula..
The choice of equation was (is) dictated by local practice.
Waxman-Smits (WS) and Dual Water (DW) approach the
problem from experiments on the clay properties and are
thus more realistic and universal.

250
250
Schlumberger
Private
Dual water
The Dual Water Model takes the basic work of Waxman Smits and
expands it for use with logged information
It divides the formation into solids and fluids.
It splits the clay into dry clay and its associated water, called bound
water
The standard definitions for porosity and saturation to describe the
fractions of fluids in the formation are expanded to include the new
model.

251
251
Schlumberger
Private
Dual water model definitions
hydrocarbon
far
water
bound
water
dry
clay
clean
matrix
fluids
solids
unit
volume
Vcl
wet clay
Vdcl
φ wb
φ wf
φ hy
effective
porosity
φ e
total
porosity
φ t
= φ wf+ φ hy

252
252
Schlumberger
Private
Clean to Shale
φ t
φ t
φ t
φ t
Matrix
Matrix
Matrix
Dry Colloid
Dry Colloid
Bound water
Far Water

253
253
Schlumberger
Private
Dual Water definitions 2
the porosities are combined to give the saturations of the fluids present
S wb =
φ wb
φ t
S wf =
φ wf
φ t
S hy =
φ hy
φ t
S wt = S wf + S wb
φ t = φ e + φ wb = φ t 1 − S wb
( ) + φ t S wb
S wt + S hy = 1
V cl = V dcl + φ t S wb
saturation of bound water
saturation of far water (this is Sw)
Hydrocarbon saturation
Total water saturation is the sum
of the saturations of the two waters
total water saturation plus hydrocarbon
saturation must be one
wet clay volume includes the volume of bound
water
The total porosity is given by

254
254
Schlumberger
Private
Simplified DWM
Swt
2
=
Rf
φt
2
Rt
Archie Equation can be generalized into the following form;
where;
Swt - total water saturation
ft - total porosity
Rt - true formation resistivity
Rf - resistivity of the water(s)
The equation can be solved if Rf is known.

255
255
Schlumberger
Private
Simplified DWM 2
1) Clean water bearing zone
Swt = 1
φt
2Rt = Rf
This is Rwf, the resistivity of Far water
2) Clean 100% shale zone
Swt = 1
φt
2Rt = Rf
This is Rwb, the resistivity of Bound water
These are the two end points. To give a universal solution they are combined
linearly using the volume of shale.

256
256
Schlumberger
Private
Practical DWM 2
C t =
φ t
m
S wt
n
a
C wf +
S wb
S wt
C wb − C wf
( )






The standard equation for the water saturation is expressed in
terms of the conductivity, as it is linear.
This equation is in terms of measured quantities, porosity and
resistivity and parameters that can be found, the far and bound
water conductivities.

257
257
Schlumberger
Private
DWM Saturation solution
S wt = x + x
2
+
C t F 0
C w
x =
S wb C w − C wb
( )
2 C w
F o =
a
φ m
The solution to the equation is
where
and

258
258
Schlumberger
Private
Practical outputs
The equations give total water saturation Swt and total porosity
φt. These have to be transformed into effective saturation, Sw
and effective porosity, φwf (or φe)
S w =
S wt − S wb
1 − S wb
φ wf = φ t S wt − S wb
( )

259
259
Schlumberger
Private
Dual water equation solution
This derivation of the Dual Water equations is valid for any
rock with any mixture of fluids
It is possible to use the Dual Water Model to make a manual
computation of a shaly zone.
However computer programs are best equipped to handle the
calculations.
The selection of key parameters is essential to obtain the
correct answers,
Cwf - free water conductivity
Cwb - bound water conductivity
Swb - bound water saturation
φ

260
260
Schlumberger
Private
Shales
A

261
261
Schlumberger
Private
shales
Clean formation Structural shale
Porosity
Porosity
Matrix
Matrix
Porosity
Matrix
Porosity Shale
Shale
Matrix
Porosity
Matrix
Laminar shale Dispersed shale
Shale
Shale

262
262
Schlumberger
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clay minerals
ρb φN (thermal) Pe
Kaolinite 2.54 59.6 1.85
Illite 2.52 47.9 3.97
Smectite 2.02 87 1.70
Chlorite2.73 59.6 4.07
Most shales are comprised of these clay minerals.
Clay minerals frequently occur together in "mixed layers", e.g. Illite -
Montmorillonite.
Kaolinite Al, Si, little K
Illite K, Fe, Mg, Si
Smectite Very high porosity.
ChloriteFe, Mg, no K

263
263
Schlumberger
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Shale Corrections
The electrical properties of shales greatly influence the
calculation of fluid saturations.
A layer of water close to the clay surface is electrically charged.
Archie's equation assumes that the formation water is the only
electrically-conductive material in the formation.
The clay layer requires an additional term in the saturation
equation.
Porosity tools can be corrected for the shale effect. An "effective
porosity" can be computed as compared to a "total porosity"
which includes the shale effect.

264
264
Schlumberger
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Shale Volume 1
The volume of shale must be computed to correct the tool readings.
This is achieved using simple equations such as:
or
min
max
min
log
GR
GR
GR
GR
Vcl
−
−
=
min
max
min
log
SP
SP
SP
SP
Vcl
−
−
=

265
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Schlumberger
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However, as every tool reacts to shale, each tool is a shale
indicator. For example:
Shale volume can be computed from different sources and from
crossplots of different kinds of log data.
The ideal method of computing shale volume is to use the Neutron
Density plot.
Shale Volume 2
( ) ( ) cl
cl
cl
ma
w
h
w
w
b V
V
S
S ρ
φ
ρ
φ
ρ
φ
ρ
ρ +
−
−
+
−
+
= 1
1

266
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Single curve - Shale Volume

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