Modulo 1-registros-a-hoyo-desnudo

Evaluación de Formaciones 2009 –I Prof. L. Javier Miranda
Tarea
• Elaborar un resumen de 100 palabras con
una breve descripción de cada uno, sus
áreas de interés, porqué están tomando el
curso, expectativas, promedio de notas en
UNELLEZ, idiomas, etc.

MODULO I
Parte II
Revisión de Registros de
Pozo

Módulo 1
Módulo 2
Módulo 3
Parte 1Parte 1 : Introducci: Introduccióónn
Parte 2Parte 2 : Revisi: Revisióón de Registros de Pozosn de Registros de Pozos
Parte 3Parte 3 : Porosidad: Porosidad
Parte 4Parte 4 : Permeabilidad: Permeabilidad
Parte 5Parte 5 : Saturaci: Saturacióón de Fluidosn de Fluidos
Parte 6Parte 6 : Otras Propiedades Petrof: Otras Propiedades Petrofíísicassicas
Parte 7Parte 7 : Evaluaci: Evaluacióón de Formaciones Integrada con Registros de Pozos, Datos den de Formaciones Integrada con Registros de Pozos, Datos de
NNúúcleo, Pruebas de Presicleo, Pruebas de Presióón y Datos de Produccin y Datos de Produccióónn
Parte 8Parte 8 : Nuevas Tecnolog: Nuevas Tecnologíías y Metodologas y Metodologííasas
Contenido

Evaluación de Formaciones
• Concepto?
• Es el análisis e interpretación integrada de
información de registros de pozos, datos
de núcleos, pruebas de formación y
comportamiento de producción de pozos
para la descripción de la roca yacimiento y
los fluidos que la saturan así como la
interacción entre estos.

Operación de Perfilaje

EVOLUCIÓN DE LOS
PROCESOS DE PERFILAJE
PRIMEROS CAMIONESPRIMEROS CAMIONES
DE PERFILAJEDE PERFILAJE
UTILIZADOS ENUTILIZADOS EN
POZOS PETROLEROSPOZOS PETROLEROS
A FINALES DE LOSA FINALES DE LOS
AAÑÑOS 20.OS 20.
Tomado de www.spwla.org

Tomado de Harts E&P Magazine
CONRAD SCHLUMBERGERCONRAD SCHLUMBERGER
REALIZA UNA BREALIZA UNA BÚÚSQUEDASQUEDA
DE DEPDE DEPÓÓSITOS DE ORO ENSITOS DE ORO EN
NORMANDNORMANDÍÍA, FRANCIA. AA, FRANCIA. A
PRINCIPIOS DE LOS APRINCIPIOS DE LOS AÑÑOSOS
20 SE EMPEZ20 SE EMPEZÓÓ A USAR ESTAA USAR ESTA
TECNOLOGTECNOLOGÍÍA EN POZOSA EN POZOS
PETROLEROS.PETROLEROS.
EVOLUCIÓN DE LOS

PRIMER REGISTROPRIMER REGISTRO
ELELÉÉCTRICO OBTENIDO ELCTRICO OBTENIDO EL
27 DE SEPTIEMBRE DE27 DE SEPTIEMBRE DE
1927 EN EL POZO1927 EN EL POZO
DIEFENBACH 2905,DIEFENBACH 2905,
TALADRO 7, ENTALADRO 7, EN
PECHELBRONN, ALSACE,PECHELBRONN, ALSACE,
FRANCIA. LA CURVA DEFRANCIA. LA CURVA DE
RESISTIVIDAD ERARESISTIVIDAD ERA
CREADA UNIENDOCREADA UNIENDO
LECTURAS PUNTUALESLECTURAS PUNTUALES
SUCESIVAS. EL SEGUNDOSUCESIVAS. EL SEGUNDO
A NIVEL MUNDIAL YA NIVEL MUNDIAL Y
PRIMERO EN AMPRIMERO EN AMÉÉRICARICA
FUE TOMADO ENFUE TOMADO EN
VENEZUELA DOS AVENEZUELA DOS AÑÑOSOS
DESPUDESPUÉÉS EN CABIMAS,S EN CABIMAS,
EDO. ZULIA.EDO. ZULIA.
LA TECNOLOGLA TECNOLOGÍÍA DE HOYA DE HOY
PERMITE LA ADQUISICIPERMITE LA ADQUISICIÓÓN DEN DE
GRAN CANTIDAD DE DATOS DEGRAN CANTIDAD DE DATOS DE
MANERA CONTINUA Y SUMANERA CONTINUA Y SU
TRANSMISITRANSMISIÓÓN SATELITALN SATELITAL
HACIA LOS CENTROS DEHACIA LOS CENTROS DE
PROCESAMIENTO ASPROCESAMIENTO ASÍÍ COMO LACOMO LA
VISULIZACIVISULIZACIÓÓN EN TIEMPO REAL.N EN TIEMPO REAL.
Tomado de Harts E&P MagazineTomado de Oilfield Review
EVOLUCIÓN DE LOS

EVOLUCIÓN DE LOS

Efecto de Invasión de Lodo

Relación Invasión - Calidad de Roca
Alta Permeabilidad
< Prof de Invasión
Baja Permeabilidad
> Prof de Invasión

Diagrama del Hoyo – Perfil de Invasión

Registros a hoyo desnudo
*Registros Resistivos
SP
LLD y LLS – SFL y MSFL
ILD - ILM
*Registros Acústicos
*Registros Radioactivos
*Registros Especiales

Registros a hoyo desnudo
Cabezal

Potencial Espontáneo (SP)

RSH = 1 .m
RT = 2 .m
RSH = 1 .m
RSH = 1 .m
RT = 10 .m
RSH = 1 .m
Potencial Espontáneo (SP)

SSP = K * log (Rmfe / Rwe)
Potencial Espontáneo Estático (SSP)

Cálculo de Rw a partir del SSP)
SSP = K * log (Rmfe / Rwe)

Variaciones del SP en función de la
Relación Rmf - Rw

Respuesta del SP según la litología y
salinidades de agua de formación
Fresh Water
Salt Water
Salt Water
Salt Water

Corrección del SP por espesor
h: Espesor de capa
Ri: Resistividad en la
zona invadida
Rm: Resistividad del
lodo
di: Diámetro de
Invasión

RAYOS GAMMA
El perfil de Rayos Gamma mide la radioactividad natural de
las formaciones. Es por lo tanto útil en la detección y
evaluación de minerales radioactivos como potasio, uranio
y torio. Estos minerales tienden a concentrarse en arcillas
y lutitas, las cuales no son de interés para la producción de
hidrocarburo. Las formaciones limpias generalmente
tienen un nivel muy bajo de radioactividad.
Puede ser usado a hueco abierto y entubado lo que le dá
gran versatilidad en operaciones de completación y
reacondicionamiento.

• Mide radioactividad natural de
la formación (U,Th,K).
• Estimación de Arcillosidad.
• Determinación de litología.
• Profundidad de Investigación:
+/- 6 pulgadas.
• Resolución vertical: +/- 3 pies.
• Velocidad de perfilaje:
Optima: 30 pies / minuto.
Correlación: 60 pies / minuto.
Registro GR (Rayos Gamma)

Evaluación de la arcillosidad

Evaluación de la arcillosidad
• Deflección del Gamma Ray
x= (GR-GRclean) / (GR shale-GR clean)
1) Vsh = 1.7 – (3.38 – (x + 0.7)2)1/2
Clavier, junio de 1971
2) Vsh = 0.5*x / (1.5 – x)
Steiber, 1961

Espectroscopía de Rayos Gamma
• Los Rayos Gamma
Espectrales, es consecuencia
de la radiación combinada
proveniente de Uranio, Torio y
Potasio y otros elementos
radioactivos.
• Debido a que los elementos
radioactivos emiten rayos
gamma a diferentes niveles de
energía, se les puede analizar
separadamente utilizando
ventanas selectivas de medición
del espectro total de energía,
determinando de esta manera
las contribuciones de U, Th y K.
Desintegración:
Potasio 40 Argón 40 (1.46 MeV) Directa
Uranio 238 Bismuto 214 (1.76 MeV) Series Complejas
Torio 232 Torio 208 (2.62 MeV)

Presentación del GR Espectral

Aplicación del Rayos Gamma Espectral
• Determinación del volumen de arcilla
• Determinación del volumen de arcilla en areniscas ricas en contenido feldespático, minerales
de uranio, mica, glauconita, etc
• Discriminación de yacimientos radioactivos de las arcillas
• Evaluacvión de la roca madre
• Correlación geológica, identificación de topes formacionales
• Determinación del tipo de arcillas presente en el reservorio
• Detección de fracturas
• Determinación de ambientes sedimentarios.

Determinación de Tipo de Arcilla Identificación de Topes Formacionales

Determinación de Ambiente Sedimentario

RESISTIVIDAD
Durante el primer cuarto de siglo, los únicos perfiles
eléctricos disponibles fueron los convencionales de
Resistividad más el SP.
En los perfiles convencionales de resistividad, se envían
corrientes a la formación a través de unos electrodos y se
miden los potenciales eléctricos entre otros. La medición
de estos potenciales permite determinar las resistividades.
Para que haya una circulación de corriente entre
electrodos y la formación, la sonda debe ser corrida en
pozos que contengan lodo o agua, conductores de
electricidad.

*Herramientas Resistivas (Lateroperfil y Doble lateroperfil)
Se envían corrientes por medio de electrodos de Corriente y se
miden los voltajes (diferencia de potencial) entre los electrodos de
medición.
*Herramientas Inductivas
Se envía una corriente alterna de alta frecuencia e intensidad
constante a través de la bobina transmisora. Se crea un campo magnético
alterno que induce corrientes hacia la formación, las cuales fluyen en
anillos / círculos coaxiales con la bobina de transmisión, y crean a su vez
un voltaje en la bobina receptora que es proporcional a la conductividad
de la formación.
Registros de Resistividad

Lateroperfil y Doble Lateroperfil
Resolución Vertical: 32”
Efecto de capas nulo

Registros SFL y MSFL
(Esférico Enfocado y Microesférico Enfocado)
Resolución Vertical: + 1’
Efecto de hoyo y de capa despreciables
Resolución Vertical: + 6” (0,5’)
Corrección por revoques > 3/4”

Profundidades de Investigación
1.0
0.8
0.6
0.4
0.2
0.0
0 8 20 40 60 80
FactorPseudo-geométricoJ(di)
Diámetro, di (pulg.)
MSFL
LLs
LL3 y LL7
LLd
RLL = J.RXO + (1 – J) Rt
Donde:
RLL: Resistividad del DLL
RXO: Resistividad del MSFL
Rt: Resistividad verdadera
J: Factor Pseudogeométrico,
dependiente del diámetro de
Invasión

RLLD / RLLS
Rt / Rxo
RLLD / Rxo
Rt / RLLD
Rint-9B
Rt / Rxo
Corrección por Invasión DLL-MSFL

Registros de Inducción
• No requiere de un lodo conductor
• Lodo fresco o en base a aceite
• Usar cuando Rmf / Rw > 2,5
• Usar cuando Rt < 250 ohm-m
• Lee conductividad de la formación, derivándose
de ella la resistividad (R = 1000 / C)
• Resolución vertical: aproximadamente 4 pies
• Profundidad de investigación depende del factor
geométrico
•Necesita corrección por efecto de hoyo, por
capas vecinas y por efecto de invasión

Corrección por efectos de hoyo en el
registro de Inducción
CIL = GmCm + GsCs + GxoCxo + GtCt
Gm + Gs + Gxo + Gt = 1
Donde:
C: Conductividad
G: Factor geométrico
m, s, xo y t: anillos de invest.
Ejem:
Sonda 6FF40: dist (Standoff) de 1,5”
Diam de hoyo: 14,6”
Rm=0,35 .m
Señal del pozo: 5,5 mS/m
Si RIL=20 Ohm.m, CIL=50 mS/m
CILc = 50-5,5=44,5 mS/m y RILc = 22.4 .m

Profundidad de Investigación del
Inducción

Corrección por Invasión ILD-ILM
RSFL / RID
RIM / RID
Rint-2c
Rxo / Rm = 100
NO INVASION
INVASION PROFUNDA
INVASION MODERADA
POCA INVASION

Selección de la herramienta de
Resistividad

Comparación de los registros
resistivos y de Inducción

Comparación de registros de resistividad

DENSIDAD DE FORMACIÓN
La herramienta de Densidad de Formación está compuesta
por una fuente de Rayos Gamma y un detector protegido
de dicha fuente que graba la respuesta de la formación a
los rayos gamma. Esta respuesta depende de la densidad
electrónica de la formación, la cual es directamente
proporcional a la densidad de la formación.
La fuente y el detector están ubicados sobre un patín que
va pegado a la pared del hoyo.

Registro de Densidad (FDC)
• Es de relativamente poca profundidad de
investigación (4”) y con una resolución vertical de 3
pies aproximadamente. La medición se efectúa
mediante un patín que se apoya en la pared del
pozo, del cual se emite radiación gamma y tiene dos
detectores que compensan por las condiciones del
hoyo.
• Los rayos gamma emitidos colisionan con
electrones de la formación con la consiguiente
pérdida de energía de los rayos emitidos. La
magnitud de rayos gamma que regresan a los
detectores se miden en dos niveles de energía. La
radiación medida es proporcional a la densidad
electrónica de la formación, por consiguiente es
posible determinar la densidad del volumen de la
roca y ésta a su vez relacionarla con porosidad.

• Los rayos gamma capturados, en su nivel más bajo de energía, están gobernados por el
factor fotoeléctrico, el cual está influenciado en gran parte por la litología presente y tiene poca
relación con porosidad.
Densidad de matriz Factor Fotoeléctrico
Arenisca 2.645 1.81
Caliza 2.710 5.08
Dolomita 2.877 3.14
Sal 2.040 4.65
Agua dulce 1.000 0.36
• Se usa principalmente como registro de porosidad total
• Otros usos: detección de gas, evaluación de arenas arcillosas y litologías complejas, cálculo
de presión de sobrecarga y propiedades mecánicas de las rocas, elaboración de sismogramas
sintéticos.
Registro de Densidad (FDC)

Presentación del FDC
Φd = porosidad del densidad (%)
ρma = densidad de la matriz (g/cm3)
ρb= densidad de la formación (g/cm3)
ρf= densidad del fluido (g/cm3)
Φd = (ρma – ρb)/(ρma – ρf)

Factores que afectan al FDC
• Litología: ρma (arenas: 2.65 g/cc) y la presencia de minerales pesados
• Arcillosidad: ρsh (2.2 – 2.7 g/cc)
• Tipo de fluido (Efecto de los hidrocarburos): Prof. de investigación somera: ρfl = ρmf
• Efecto del pozo (Hoyo en malas condiciones): Caliper
*Estos dos último efectos se relacionan también con el uso de fluidos de
perforación pesados, como los contentivos de barita.

NEUTRÓN
Esta herramienta capta principalmente la cantidad de
hidrógeno presente en la formación, pero es afectada por
la mineralogía de la formación atravesada y por el hoyo. El
registro neutrón no diferencia entre el hidrógeno presente
en los fluidos del espacio poroso, in agua cristalizada o
entre agua adherida a los granos.
En formaciones limpias (acuíferas o petrolíferas) la lectura
del neutrón proporciona una lectura aproximada de la
porosidad, por lo cual al combinar esta herramienta con
otra de porosidad y con las debidas correcciones, podemos
obtener una lectura confiable de la porosidad de la
formación.

Registro de Porosidad Neutrón (CNL)
• El perfil de Neutrones es una medición de la concentración
de hidrógeno o índice de hidrógeno en la formación.
• Desde una fuente radioactiva en la herramienta se emiten
neutrones de manera continuada hacia la formación, estos
neutrones colisionan con núcleos en la formación,
principalmente con átomos de hidrógeno que tienen masa
similar. Al colisionar, los neutrones pierden energía en cada
colisión hasta que son absorbidos por un núcleo. Con la
siguiente emisión de rayos gamma, esta pérdida de energía
está en relación directa con la concentración de átomos de
hidrógeno, los cuales forman parte fundamentalmente del
agua que está contenida en los espacios porosos. De ahí
que se puede relacionar la medición efectuada con valores
de porosidad del medio.
• La medición efectuada por la herramienta se expresa
directamente en valores de porosidad total.
Resolución Vertical: 3’

Principio del CNL

Medición de porosidad a partir del CNL
• En formaciones limpias con poros llenos con líquidos y matriz litológica conocida, la
determinación de porosidad es relativamente ptrecisa
• El Neutrón es afectado por la presencia de gas. Es muy útil cuando se corre con otros perfiles

Factores que afectan al CNL
• Arcillosidad Alta porosidad frente a formaciones arcillosas o arenas arcillosas
Fresca Sin efecto en la Porosidad Neutrón
Agua
Salina Baja la Porosidad Neutrón
• Tipo de fluido Petróleo Poco o nada de efecto en la Porosidad Neutrón
Gas Muy baja la Porosidad Neutrón
• Compactación La Porosidad Neutrón no es afectada
• Porosidad Secundaria El CNL mide la Porosidad Total (Primaria + Secundaria)
• Efecto de forma del pozo Mínimo efecto
• Correcciones ambientales Temperatura, presión de Fm, salinidad del agua de Fm y del
lodo, peso del lodo

Combinación Densidad - Neutrón

Porosidad XND

Registros Acústicos
(BHC y de Espaciamiento Largo)
• Registro en función del tiempo que requiere una
onda sonora para atravesar un pie de Formación.
Este tiempo es conocido como Tiempo de
Tránsito (∆t) y es el inverso de la velocidad de la
onda sonora que depende de la litología y la
porosidad primaria de una determinada formación
• Se generan ondas de compresión y de
cizallamiento dentro de la formación. La medida
de porosidad está relacionada con la onda
compresional.
•Las herramientas tienen uno o más transmisores
y dos o más receptores, los mismos que están
diseñados para evitar efectos de pozo y
artefactos producidos por la inclinación de la
herramienta

TRlejano
TR cercano
Señal del Transmisor
Tiempo
= 40 mseg
Señal de los receptores
Compresional
Cizalla y Rayleigh
Lodo
Stoneley
Nivel de
detección
t
E2
E4
RlejanoRcercano
Cuerpo de
La Sonda
Caminodelaondareflejada
T
Pareddelhoyo
• Herramienta centralizada:
mayor Señal / Ruido
• Resolución vertical: 2 pies
• Profundidad de
investigación: 1-2” para
formaciones homogéneas,
aumenta un poco para
formaciones más
heterogénea.
• Tiempo de tránsito en
revestimiento: 57 µseg/pie
• Se puede correr en hoyo
desnudo o entubado, en base
agua o base aceite (se necesitan
correcciones por hoyo)
Herramienta Sónica

∆∆∆∆ T = 1 / 2 { ( T12 - T11 ) + ( T21 - T22 ) } / X
T1
R1
R2
T2
+
+
T12 - T11
+
+
T21 - T22
Medidas desde Transmisor # 1
Medidas desde Transmisor # 2
Salida de
Receptor # 1
Salida de
Receptor # 2
Salida de
Receptor # 2
Salida de
Receptor # 1
X
T 11
T 12
T 22
T 21
Principio de medición del BHC
(Borehole Compensated)

Presentación del BHC

Medición errónea de tiempos de tránsito muy cortos
Ruido
Picos
de
Ruido
6 16 140 40
CALI (pulg. ) ∆∆∆∆t ( µseg/ pie )
Medición errónea de tiempos de tránsito muy largos
Saltos de Ciclo 6 16 140 40
CALI (pulg. ) ∆∆∆∆ t ( µseg / pie )
Saltos
de
ciclo
Ruidos y Saltos de Ciclo

∆∆∆∆t = Ø x ∆∆∆∆t f + (1-Ø) x ∆∆∆∆tma Øs = (∆∆∆∆t - ∆∆∆∆tma) / (∆∆∆∆t f - ∆∆∆∆tma)
Øs = porosidad (%) ∆tma = tiempo de tránsito de la matriz (µ/pie)
∆t = tiempo de tránsito de
la formación (µ/pie)
∆t f = tiempo de tránsito del fluido (µ/pie)
MEDIO
VELOCIDAD
(ft/s)
TIEMPO DE
TRANSITO
(ms/ft)
Dolomita 23000 43.5
Caliza 21000 47.5
Arenisca 18000 55.6
Anhidrita 20000 50
Yeso 19000 52.5
Sal 15000 67
Agua fresca 5000 200
Agua (100,000 ppm NaCl) 5300 189
Agua (200,000 ppm NaCl) 5700 176
Petróleo 4300 232
Aire 1100 919
Revestidor 17000 57
Porosidad a partir del DT

Dolomita
Caliza
Arena
30 50 70 90 110 130
∆∆∆∆t (µµµµseg / pie)
50
40
30
20
10
0
Ø(%)
φs = 0.63 * [1 - (∆tma / ∆t)]
Porosidad Raymer-Hunt-Gardner

• Separación entre
transmisor y receptor: 8-10
pies
• Pozos derrumbados
• Formación alterada por
presencia de arcillas
hidratadas o hinchadas
(porosidad mayor, menor
velocidad)
Sónico de Espaciamiento Largo

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