Petrofísica y Registro de Pozos
Tema 2: Geología y petrofísica básica para registros geofísicos de pozoM.G José de Jesús Ruiz Zamora
Contenido
Tema 2 Geología y petrofísica básica para registros geofísicos de pozo.
- 2.1 Aspectos geológicos.
- 2.2 Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos
- 2.3 Propiedades eléctricas de la roca
- 2.4 Propiedades radioactivas de la roca
- 2.5 Propiedades acústicas de la roca
Evaluación Tema
2.1 Aspectos geológicos.
Ambiente sedimentario
Es una parte de la superficie terrestre, la cual posee características físicas, químicas y biológicas particularmente similares y distintas a las del terreno adyacente. Algunos de los parámetros que la definen son geología, geomorfología y clima, en los ambientes marinos también influye la profundidad, temperatura, salinidad e intensidad del movimiento del agua.
2.1 Aspectos geológicos.
2.1 Aspectos geológicos.
Litofacies
- Según Reading & Levell (1996) una facies es un cuerpo de roca con características específicas que reflejan las condiciones bajo las cuales se formó. Las facies descriptivas incluyen litofacies y biofacies.
- Una litofacies individual es una unidad de roca definida bajo sus características litológicas distintivas, tales como composición, tamaño de grano, características de las capas y estructuras sedimentarias (Miall, 2016).
- Una biofacies es definida con base de sus componentes fósiles, incluyendo cualquier cuerpo fósil o traza fósil.
2.1 Aspectos geológicos.
Recristalización Es un proceso diagenético que se caracteriza por crear cambios en la textura y en la estructura interna de los sedimentos al crear nuevos cristales de la misma mineralogía, pero de diferente forma. Reemplazamiento
Desarrollo de nuevos minerales por reacciones entre los elementos constitutivos y los materiales acarreados de las fuentes externas. El nuevo mineral se desarrolla en el espacio ocupado por el original
.
2.1 Aspectos geológicos.
Subsidencia
La subsidencia es un proceso tectónico de hundimiento del fondo de una cuenca sedimentaria simultáneo al depósito, ocurre durante un largo periodo de tiempo. Este fenómeno se produce principalmente por cambios en la temperatura de la litósfera (lo cual puede llegar a modificar la litología) o por deformaciones de la corteza ocasionadas por la sobrecarga que compactan los sedimentos y reducen los espacios porosos.
2.1 Aspectos geológicos.
Escala de Udden - Wentworth
- Una de las bases fundamentales en las escalas de granulometría para las rocas siliciclásticas es la escala de Wentworth (1922), la cual delimitó un problema que existía en cuestión de los términos utilizados en la clasificación de las rocas clásticas.
- Chester K. Wentworth tomó las opiniones de veintiocho (28) geólogos del Servicio Geológico de Estados Unidos.
2.1 Aspectos geológicos.
2.1 Aspectos geológicos.
Limolitas (Siltstone)
- Para Tucker (2003) este tipo de roca entra dentro del grupo del término en inglés “Mudrocks”. Según Wentworth (1922) el término “silt” que es limo al español, varía entre rangos de 1/16 mm a 1/256 mm.
Lutita (Shale)
- Entre los anglosajones el término “shale” es utilizado actualmente, aunque Wentworth (1922) no lo incluyó debido a que en su consideración la mayoría de los geólogos de aquella época ocupaban una definición similar para un término estructural referido a “shelly structure”.
2.1 Aspectos geológicos.
Rocas químicasSe conforman principalmente por carbonato de calcio y magnesio. Caliza Está constituida principalmente por carbonatos de calcio que se precipita en lagos, lagunas, plataformas o cuencas marinas, bajo determinadas condiciones ambientales. También se originan calizas por la acción de ciertos organismos que secretan o están formados por carbonatos de calcio y constituyen arrecifes como los coralinos, o bien, otros depósitos calcáreos (López-Ramos, 1993).
2.1 Aspectos geológicos.
Caliza oolíticaAlgunas calizas están constituidas por diminutas esferas o esferoides de carbonato de calcio (0.5 a 1 mm de diámetro) y se llamadas oolitas. Aunque éstas son originalmente de CaCO3, pueden ser reemplazadas por dolomita o por sílice (López-Ramos, 1993). Marga Es una roca arcillosa con proporción considerable de carbonatos de calcio, de magnesio o ambos. Si la proporción de carbonatos aumenta, la roca pasa a ser caliza arcillosa. Por lo común, las margas son de color gris, con buena estratificación en capas delgadas.
2.1 Aspectos geológicos.
Cambios eustáticos del nivel del mar Las fluctuaciones del nivel del mar son ocasionadas por fenómenos climáticos o tectónicos globales. Sus efectos son visibles en las columnas estratigráficas actuales que dependen de las alteraciones del nivel del mar en el presente. Los resultados actuales de tal fenómeno son llevados al pasado.
2.1 Aspectos geológicos.
2.1 Aspectos geológicos.
2.1 Aspectos geológicos.
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Dunham (1962) para rocas carbonatadas Esta clasificación se basa en el porcentaje de granos o matriz, siendo su clasificación matriz soportada o grano soportada.
Clasificación de Dunham (1962). Modificada de Flügel (2004)
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Dunham (1962) para rocas carbonatadas Mudstone Roca carbonatada la cual contiene menos del 10 % de granos. La interpretación usual del mudstone es que representan deposiciones de grano fino en condiciones de baja energía, sin embargo se conoce actualmente que los carbonatos puede también formarse por precipitación de cementos carbonatados microcristalinos (Flügel, 2004).
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Dunham (1962) para rocas carbonatadas
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Dunham (1962) para rocas carbonatadas Wackestone Roca carbonada lodo soportada contiene más del 10% de granos (Flügel, 2004). Existen ciertas variedades como empaquetado o disperso, esto debido a mayor o menor contenido de granos (< o > del 50%).
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Dunham (1962) para rocas carbonatadas
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Dunham (1962) para rocas carbonatadas Packstone Roca carbonata grano soportada la cual contiene aun lodo calcáreo, éstas características indican un ambiente de alta energía. Las rocas carbonatadas de clasificación packstone tiene diferentes orígenes.
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Dunham (1962) para rocas carbonatadas
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Dunham (1962) para rocas carbonatadas Grainstone Rocas carbonatadas sin presencia de lodo calcáreo las cuales son grano soportadas. Estas pueden consistir de partículas esqueléticas como no esqueléticas
2.1 Aspectos geológicos.
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Folk (1962) para rocas carbonatadas Los constituyentes elementales en los que Folk (1962) se basó para realizar su clasificación son los aloquímicos y ortoquímicos. El primero se refiere a todos aquellos elementos tales como granos carbonatados de origen bioquímico o químico. El segundo es un material intergranular: micrita o esparita.
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Folk (1959). Modificada de Kendall (2005)
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Folk (1962) para rocas carbonatadas Micrita Esta es una abreviación del termino calcita microcristalina. El término es usado como un sinónimo de lodo carbonatado. Esta consiste de cristales de diámetros de 1 a 4 μm, los cuales se forman por la precipitación inorgánica o derivado de otros granos carbonatados pre-existentes, su color es de negro a pardo.
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Folk (1962) para rocas carbonatadas Microesparita Sus tamaños varían del orden de 5 a 20 μm de calcita recristalizada (neomorfismo) de micrita. Según Folk (1965) puede ser hasta 30 μm. Esta es producto de la recristalización y no de precipitados primarios.
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Folk (1962) para rocas carbonatadas Calcisiltita Caracterizada por una matriz de grano fino compuesta de partículas de calcita del tamaño de limo. El limo comprende de 2 a 62 μm según Assally (1998). El límite de tamaño superior es aproximadamente el tamaño más pequeño que se puede diferenciar a simple vista.
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Folk (1962) para rocas carbonatadas Intraclastos Es un fragmento penecontemporáneo comúnmente poco consolidado que ha sido erosionado y redepositado, generalmente cercano dentro de la secuencia depositacional en la cual está formado. En la clasificación de Folk (1962) se le asigna el nombre con el prefijo “intra” más el lexema micrita o esparita dependiendo del caso, ya sea de composición micrítica o esparítica.
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Folk (1962) para rocas carbonatadas Oolitos (ooides) Estos están constituidos por granos no esqueléticos con forma esférica o elipsoidal, las cuales están formadas por láminas concéntricas alrededor de un núcleo (grano de cuarzo, bioclasto). Sus tamaños son menores de 2 mm, si su tamaño supera los 2 mm recibe el nombre de pisolito o pisoide. En este caso Folk (1962) designa el prefijo Oo más el contenido de la matriz o cemento.
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Folk (1962) para rocas carbonatadas Fósiles Para el caso de los aloquímicos fósiles Folk (1962) determina el uso del prefijo bio más la matriz o cemento. Éste puede ser disperso o empaquetado.
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Folk (1962) para rocas carbonatadas Pelets Son de tamaños de 0.03 mm a 0.3 mm de largo, sus formas son esféricas a ovoides están compuestos de micrita. La mayoría de los pelets carecen de estructura interna son uniformes en tamaño y forma, los pelets son el producto fecal de organismos invertebrados (Scholle & Ulmer-Scholle, 2003).
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Folk (1962) para rocas carbonatadas Peloides Los peloides son aloquímicos su composición es de carbonato de calcio criptocristalino o microcristalino. No existe una restricción en cuanto al origen o tamaño del grano según McKee & Gutschick (1969). Éste término permite referenciar a los granos compuestos de material micrítico sin la necesidad de implicar un origen (Scholle & Ulmer-Scholle, 2003).
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Folk (1962) para rocas carbonatadas. Oosparita
Oosparita
Biomicrita
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Folk (1962) para rocas carbonatadas.
¿Bio..?
2.2 Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos
- ¿Qué es porosidad?
- ¿Qué es permeabilidad?
- ¿Saturación de fluidos?.
2.2 Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos
Porosidad.
- Es el volumen poroso por unidad de volumen de la formación. Es la fracción del volumen total de una muestra que está ocupado por poroso o espacios vacíos. Su símbolo es Φ.
- Es el volumen de los poros por cada unidad volumétrica de formación. La porosidad se define como el cociente que resulta de dividir el volumen total de poros comunicados,entre el volumen total de roca.
2.2 Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos
Porosidad.
- La porosidad puede ser primaria o secundaria. En una arena limpia, la matriz de la roca se compone de granos individuales de arena, con unas formas más o menos esféricas y apiñadas de manera que los poros se hallan entre los granos.
- Esta porosidad ha existido desde el momento de la depositación y se le llama porosidad primaria, intergranular, sucrósica o de matriz.
- La porosidad secundaria se debe a la acción de aguas de formación o fuerzas tectónicas en cualquier parte de la roca después del depósito y existen diferentes métodos para determinar la porosidad.
2.2 Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos
Métodos para determinar la porosidadMétodos directos. Estos métodos se desarrollan en el laboratorio sobre muestras de roca del yacimiento; es decir, análisis y estudio de núcleos. A continuación se mencionan los más comunes:
2.2 Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos
Métodos para determinar la porosidadPorosímetros de gas (Ley de Boyle) Consiste en una bomba con accesorios la cual es llenada con un gas inerte a una presión rigurosamente controlada y luego midiendo el volumen del gas por expansión de una bureta graduada con un líquido conocido. Un gas como el hidrogeno se carga en la bomba a una presión de 4 o 5 atmósferas y entonces se expande, dejando escapar gradualmente el gas a la bureta en la que se mide el volumen con precisión.
2.2 Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos
Métodos para determinar la porosidadPorosímetros de gas (Ley de Boyle) Como el gas penetra en el espacio poroso de la muestra, la diferencia entre los volúmenes del gas así determinados, nos da una medida de los granos de la muestra o núcleo.
2.2 Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos
Métodos para determinar la porosidadComparación de pesos El volumen total se obtiene observando la pérdida de peso de la muestra cuando es sumergida en un líquido, o por el cambio en peso de un picnómetro cuando se llena con mercurio.
2.2 Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos
Métodos para determinar la porosidadMoliendo la muestra (Método de Melcher – Nuting) Consiste en determinar el volumen total de la muestra y posteriormente triturarla para eliminar el volumen de espacios vacíos y determinar el volumen de los granos.
2.2 Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos
Métodos para determinar la porosidad Métodos indirectos. A partir de Registros geofísicos de pozos: Es la representación gráfica de una propiedad física de la roca contra la profundidad. Entre los principales están:
- Rayos gamma
- Resistividad
- Sónico de porosidad
- Neutrones
- Densidad
2.2 Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos
Permeabilidad
- Es la medida de la facilidad con que los fluidos fluyen a través del medio poroso. La unidad de permeabilidad es el Darcy, que se define como: la cantidad de fluido que pasa a través de 1 cm2 de área de formación en 1 segundo, bajo la acción de una atmósfera de presión.
- Sabiendo que el caudal o gasto del fluido que pasa es 1 cm3 se dice que la permeabilidad es de 1 Darcy. Comúnmente se usa el milidarcy (md) ya que el Darcy es una unidad muy grande.
2.2 Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos
Permeabilidad
- Permeabilidad absoluta (ka); La permeabilidad absoluta de una roca es una medida de su habilidad para conducir un fluido que satura totalmente su volumen poroso comunicado.
- La permeabilidad absoluta de un medio poroso es una propiedad del medio y es independiente del fluido que se utilice para su determinación siempre que éste no reaccione con, o altere en una forma, la estructura del sólido medido. De acuerdo con esto, la permeabilidad de un medio puede determinarse a partir de mediciones de flujo de gas o líquido a través de él.
- En ambos casos el cálculo de la permeabilidad tiene como base la aplicación de la ley de Darcy, que puede expresarse, para un sistema lineal como:
2.2 Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos
Permeabilidad donde: Vx= Velocidad del flujo q= Gasto del fluido µf= Viscosidad del fluido A= Área expuesta al flujo
2.2 Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos
Permeabilidad Para determinar la permeabilidad absoluta de una muestra porosa a partir del flujo de un líquido es una operación simple y confiable que requiere el cumplimiento de las condiciones siguientes: a) Utilizar un líquido que no reaccione con los sólidos de la muestra. b) Asegurar la saturación total de la muestra con el líquido de prueba. c) Fluyo a través de la muestra en régimen laminar.
2.2 Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos
Permeabilidad Permeabilidad efectiva (ke) Es la capacidad de la roca de transmitir un fluido en presencia de otro fluido no inmiscible, como por ejemplo trasmitir el petróleo o el gas en presencia del agua. Permeabilidad relativa (Krf) Es la relación matemática entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta:
2.2 Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos
Saturación de fluidos
- Es el porcentaje del volumen poroso ocupado por el fluido en consideración. Por lo tanto, la saturación de agua es la fracción o porcentaje del volumen poroso que contiene agua de formación.
- La saturación de petróleo o gas es la fracción del volumen poroso que contiene petróleo o gas. Los poros deben saturarse con algún fluido.
- De esta manera, la suma de saturaciones de los diferentes fluidos contenidos en la roca es igual al 100%.
So+Sw+Sg= 1
2.3 Propiedades eléctricas de la roca
Resistividad
- Es la propiedad de un material para impedir el flujo de la corriente eléctrica a través de él.
- La unidad es el OHM-M.
- La conductividad es el recíproco de la resistividad.
- Representa la capacidad de un material para permitir el flujo de la corriente eléctrica a través de él.
- Unidades MILIMHO/M o MILISIEVERT/M.
Resistividad= 1000/conductividad
2.3 Propiedades eléctricas de la roca
Resistividad de las Formaciones
- La resistividad de las formaciones son indicios importantes en cuanto a su propable litología y contenido de fluido.
- Las formaciones de la tierra conducen la corriente eléctrica sólo mediante el agua mineralizada que contienen.
- Los minerales que constituyen las partes sólidas de los estratos, cuando están absolutamente secos, son aislantes.
- Cualquier cantidad de petróleo o gas son no conductores.
2.3 Propiedades eléctricas de la roca
Factor de Formación La resistividad de una formación limpia es proporcional a la resistividad de la mezcla de fluidos con la que está saturada. La constante de proporcionalidad se conoce como factor de formación.
2.3 Propiedades eléctricas de la roca
Factor de Formación
- El factor de formación es inversamente proporcional a la porosidad.
- El factor de formacion podria variar con el tipo de yacimiento.
- Esos cambios son expresados por el factor de tortuosidad y el exponente de cementación.
2.3 Propiedades eléctricas de la roca
Roca:La resistividad de la roca o formación puede medirse de manera similar que en los líquidos. Las areniscas, calizas y dolomias contienen materiales que son aislantes. La resistividad en estas rocas cuando están secas supera el millón de ohm-m. Cuando están saturadas con agua saladas (con resistividad Rw), la resistividad de la roca (Ro) está relacionada con Rw:
2.3 Propiedades eléctricas de la roca
Factor de Formación ø= Porosidad a= Una constante que se determina en forma empírica. m= Factor de cementación.
2.3 Propiedades eléctricas de la roca
ArchieArenasCarbonatos
2.3 Propiedades eléctricas de la roca
En la cual:
2.4 Propiedades radioactivas de las rocas
- El perfil de rayos gamma, es como se ha expresado, una medición de la radioactividad natural de las formaciones.
- Estos rayos son emitidos espontáneamente por algunos elementos radioactivos, siendo el Uranio, el Potasio y Torio, los más comunes.
- Son los rayos de estos los que se detectan al correrse este tipo de registro.
- Las lutitas son las que contienen la mayor concentración de sales radioactivas y por lo general, son mucho más radioactivas que las arenas, calizas y anhídritas.
2.4 Propiedades radioactivas de las rocas
- Existen algunas dolomias radioactivas que contienen cantidades significativas de uranio, así como algunas arenas que son radioactivas
- Las formaciones productivas, como el Granito aluvial que se encuentra en Texas, Nuevo México y Oklahoma, son fuentes de radiación natural.
2.5 Propiedades acústicas de la roca
- La energía sónica emitida desde el transmisor impacta la pared del pozo.
- Esto origina una serie de ondas en la formación y en su superficie.
- El análisis del tren de ondas complejo, proporciona la información concerniente a la disipación de la energía de sonido en el medio.
Perfiles de Pozos
Perfilaje de PozosEl perfilaje de pozos es una actividad muy importante dentro de la exploración y producción de hidrocarburos (petróleo y gas), la cual consiste en la toma y monitoreo de los perfiles o registros del pozo.Qué es un Registro o Perfil de un Pozo?Un registro o perfil de pozo quiere decir “una grabación contra profundidad de alguna de las características de las formaciones rocosas atravesadas, hechas por aparatos de medición (herramientas) en el hoyo del pozo”.
Perfiles de Pozos
Perfiles de Pozos
Importancia de los Perfiles de Pozo
- A través de los perfiles de pozos medimos un número de parámetros físicos relacionados a las propiedades geológicas y petrofísicas de los estratos que han penetrado. Además, los registros nos dan información acerca de los fluidos presentes en los poros de las rocas (agua, petróleo o gas). Por lo tanto, los datos de los perfiles constituyen una descripción de la roca.
- La interpretación de los perfiles puede ser dirigida a los mismos objetivos que llevan los análisis de núcleos convencionales. Obviamente, esto solo es posible si existe una relación definida entre lo que se mide en los registros y los parámetros de roca de interés para el Ingeniero Geólogo, el Petrofísico o el Ingeniero de Yacimientos.
Perfiles de Pozos
Importancia de los Perfiles de Pozo
- La principal función del perfilaje de pozos es la localización y evaluación de los yacimientos de hidrocarburos.
Perfiles de Pozos
Validación de los PerfilesSe realiza para verificar la calidad de los datos y la velocidad de perfilaje. Cada herramienta posee una velocidad de perfilaje óptima, a la cual la calidad de los datos obtenidos es la mejor.Normalización de las CurvasLa normalización de los perfiles es realizada por un petrofísico. El perfil que necesita ser normalizado con mayor frecuencia es la curva SP.Digitalización de los PerfilesExisten perfiles de pozos antiguos que no se encuentran en formato digital. Estos pueden vectorizarse mediante el programa LogDB.
Tipo de perfilaje
REGISTROS DE DIÁMETROSProporcionan información acerca de las condiciones del hoyo.Registro de Diámetro de la Mecha (Bit Size = BS)Esta curva indica el diámetro de las mechas que se utilizaron durante toda la perforación.
Tipo de perfilaje
Registro de Calibración (Caliper = CALI)
- El Caliper es una herramienta que mide el diámetro del pozo, el cual puede ser de mucha utilidad a la hora de diferenciar litologías resistentes de las poco resistentes.
- Su principal función es determinar el estado del hoyo (derrumbado o no derrumbado).
Tipo de perfilaje
Registro de Calibración (Caliper = CALI)
- Mientras mayor sea el diámetro del hoyo (CALI) en comparación con el diámetro de la mecha (BS), menor es la competencia de la roca perforada (hoyo derrumbado). Si el diámetro del hoyo es similar al diámetro de la mecha, indica que la roca es competente (hoyo no derrumbado).
- Si el diámetro del hoyo es menor que el diámetro de la mecha, puede indicar que se tratan de lutitas expansivas o que se formó un revoque muy grueso.
Tipo de perfilaje
REGISTROS ELÉCTRICOSProporcionan información acerca de las propiedades eléctricas de las rocas.Potencial Espontáneo (Spontaneity Potencial = SP)
- Es un registro no inducido. El SP de los materiales del subsuelo se origina en las células electroquímicas formadas por el contacto entre las arcillas, las arenas y el lodo de perforación, y como consecuencia del efecto electrocinético de los fluidos que se mueven a través de la zona permeable.
Tipo de perfilaje
REGISTROS ELÉCTRICOSProporcionan información acerca de las propiedades eléctricas de las rocas.Potencial Espontáneo (Spontaneity Potencial = SP)
- El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar, mientras que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y lleno de lodo de perforación. Se toman a hoyo desnudo.
- No funciona en lodo base aceite. Debido a su baja resolución actualmente han sido desplazados por el registro de GR.
Tipo de perfilaje
Potencial Espontáneo (Spontaneity Potencial = SP)
- El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla. La unión de todos los puntos con SP nulo permite trazar una línea llamada comúnmente Línea Base de las Arcillas. Por convenio, los registros se realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la línea base se consideran negativas; y las desviaciones hacia la derecha le la línea base se consideran positivas.
- Cuando la salinidad del lodo de perforación es mayor que la salinidad del agua de formación, entonces se produce un intercambio iónico del pozo hacia la formación y el SP es positivo.
Tipo de perfilaje
Potencial Espontáneo (Spontaneity Potencial = SP)
- Cuando la salinidad del lodo de perforación es menor que la salinidad del agua de formación se produce un intercambio iónico de la formación al pozo y el SP es negativo.
- Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros SP negativos. Cuando la salinidad del lodo de perforación es similar a la salinidad del agua de formación, entonces no se produce ningún intercambio iónico y el SP es neutro. En estos casos, el SP no sirve de mucho. Frente a las capas de lutitas no se produce intercambio iónico evidente y por lo tanto el SP es neutro. Se mide en milivoltios (mV).
Tipo de perfilaje
Potencial Espontáneo (Spontaneity Potencial = SP)El SP se utiliza para identificar capas porosas, para calcular la salinidad del agua de formación y la resistividad del agua de formación (Rw).
Tipo de perfilaje
Tipos de Perfiles de ResistividadExisten dos tipos principales de perfiles resistivos: el Perfil Lateral (Laterolog) y el Perfil de Inducción (Induction Log). El perfil lateral se utiliza en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de inducción se utiliza en lodos resistivos (lodo fresco o base aceite).Dentro de los Perfiles de Inducción tenemos:a) SFL = Spherical Induction Log. Para profundidades someras (0.5 – 1.5’). Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo).b) MIL=LIM=MediumInductionLog.Para distancias medias(1.5–3.0’)c) DIL = ILD = Deep Induction Log. Para profundidades de más de 3.0’. Miden la resistividad de la formación (Rt).
Tipo de perfilaje
Tipos de Perfiles de ResistividadDentro de los Perfiles Laterales tenemos:a) MSFL = Microspheric Laterolog. Para las proximidades (1.0 y 6.0’’). Lee la resistividad de la zona lavada (Rxo).b) MLL = LLM = Micro Laterolog. Para las proximidades (1.0 y 6.0’’)c) SLL=LLS=SomericLaterolog.Paraprofundidadessomeras (0.5y1.5’)d) DLL = LLD = Deep Laterolog. Para profundidades de más de 3.0’. Miden resistividad de la formación (Rt).
Tipo de perfilaje
Tipos de Perfiles de ResistividadSe lee de izquierda a derecha, en escala logarítmica. La unidad de medida es el ohm-m, con un rango de valores que va desde 0.2 hasta 2000 omh-m.Los registro de resistividad, también se utiliza para estimar contactos agua– petróleo, para calcular la resistividad del agua de formación (Rw) y la resistividad verdadera de la formación (Rt). Se lee de izquierda a derecha.
Tipo de perfilaje
REGISTROS RADIACTIVOSProporcionan información acerca de las propiedades radiactivas de las rocas.Rayos Gamma (Gamma Ray = GR)Se basa en las medición de las emisiones naturales de rayos gamma que poseen las rocas. Durante la meteorización de las rocas, los elementos radiactivos que estas contienen se desintegran en partículas de tamaño arcilla, por lo tanto las lutitas tienen emisiones de rayos gamma mayores que las arenas. Mientras mayor es el contenido de arcilla de las rocas mayor es la emisión de GR de las mismas.Los minerales radiactivos principales son: el potasio (K), el torio (Th) y el uranio (U).
Tipo de perfilaje
REGISTROS RADIACTIVOSProporcionan información acerca de las propiedades radiactivas de las rocas.Rayos Gamma (Gamma Ray = GR)Se lee de izquierda a derecha. Si el GR es bajo indica bajo contenido de arcilla y si es alto indica alto contenido de arcilla. La unidad de medida es en grados API, con un rango de valores que generalmente va de 0 a 150 API.Sirve para calcular el contenido de arcilla de las capas (Vsh), para estimar tamaño de grano y diferenciar litologías porosas de no porosas. Puede utilizarse en pozos entubados.
Tipo de perfilaje
Registro de Espectrometría (NGS)El registro de espectrometría o GR espectral sirve para determinar el tipo de arcillas que contiene una formación. Se basa en la relación de proporciones de los tres minerales radiactivos principales: potasio (K), torio (Th) y uranio (U).Las concentraciones K/Th ayudan a identificar el tipo de arcilla presentes en la formación, mientras que la concentración de U indican la presencia de materia orgánica dentro de las arcillas.
Tipo de perfilaje
Registro de Espectrometría (NGS)Si se parte del principio que cada formación posee un tipo de arcilla característica, al registrarse un cambio en el tipo de arcilla por la relación (K / Th) se puede inducir que se produjo un cambio formacional. Por lo tanto el NGS puede utilizarse para estimar contactos formacionales.
Tipo de perfilaje
REGISTROSDEPOROSIDADProporcionan información acerca de la porosidad del yacimiento. Son los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas.Registro Neutrónico (CNL)Se basa en la medición de concentraciones de hidrógenos, lo que indica la presencia de agua o petróleo de la roca. Posee una fuente de neutrones, los cuales colisionan con los hidrógenos presentes en los poros de la roca.
Tipo de perfilaje
REGISTROS DE POROSIDADProporcionan información acerca de la porosidad del yacimiento. Son los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas.Registro Neutrónico (CNL)La herramienta también posee un receptor que mide los neutrones dispersos liberados en las colisiones. La herramienta se llama CNL. Sirve para estimar la porosidad neutrónica de las rocas (NPHI). Si el registro neutrónico es alto indica alta índice de neutrones, y si es bajo indica bajo índice de neutrones. Se lee de derecha a izquierda . La unidad de medida es en fracción o en %, con un rango de valores que va desde – 0.15 a 0.45 (–15 a 45 %).
Tipo de perfilaje
REGISTROS DE POROSIDADRegistros de Densidad (FDC)
- Se basa en la medición de la densidad de la formación, por medio de la atenuación de rayos gamma entre una fuente y un receptor.
- Posee una fuente de rayos gamma, los cuales colisionan con los átomos presentes en la roca. La herramienta también posee un receptor que mide los rayos gamma dispersos liberados en las colisiones. La herramienta se llama FDC.
Tipo de perfilaje
REGISTROS DE POROSIDADRegistros de Densidad (FDC)
- Sirve para estimar la densidad del sistema roca – fluido (RHOB) que posteriormente servirá para calcular la porosidad por densidad (DPHI).
- Si el registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja porosidad. Se lee de izquierda a derecha. La unidad de medida es gr/cm3 , con un rango de valores que va desde 1.96 a 2.96 gr/cm3.
Tipo de perfilaje
REGISTROS DE POROSIDADRegistros Sónicos (BHC)Utiliza el mismo principio del método sísmico: mide la velocidad del sonido en las ondas penetradas por el pozo. Posee un emisor de ondas y un receptor. Se mide el tiempo de tránsito de dichas ondas. La herramienta se llama BHC. El objetivo principal del perfil sónico es la determinación de la porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de tránsito de las ondas (delta t). Mientras mayor es el tiempo de tránsito, menor es la velocidad, y por lo tanto, mayor es la porosidad de la roca. Se lee de derecha a izquierda. La unidad de medida es el useg/m (100 – 500) ó el useg/pie (40 – 240).
Tipo de perfilaje
COMBINACIÓN DE PERFIL GR ó SP CON PERFILES DE RESISTIVIDAD
Tipo de perfilaje
COMBINACIÓN DE PERFIL GR ó SP CON PERFILES DE POROSIDAD
Tipo de perfilaje
- Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera: En la pista 1 se colocan los perfiles de litología y diámetro de hoyo: GR o SP, CALI y BS. En la pista 2 se colocan los perfiles de resistividad (ILD – SFL o LLD – MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC, CNL y BHC).
- A veces, los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas, quedando: en la pista 1 los perfiles de litología y diámetro de hoyo, en la pista 2 los perfiles de resistividad, en la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4 los perfiles especiales.
Tipo de perfilaje: Efectos del gas en los registros de porosidad
Efectos del Gas en los Perfiles Neutrónico y DensidadSi la formación se encuentra saturada de gas, las mediciones de densidad (RHOB) serán bajas, debido a que una formación saturada de gas presenta densidades electrónicas menores que cuando se encuentra saturada de agua. Por lo tanto la curva se desviará hacia la izquierda. Igualmente las mediciones de la herramienta neutrónica (NPHI) serán bajas, debido a que una formación saturada de agua presenta porosidades neutrónicas menores que cuando se encuentra saturada de agua. Por lo tanto la curva se desviará fuertemente hacia la derecha.
Tipo de perfilaje: Efectos del gas en los registros de porosidad
Tipo de perfilaje: Efectos del gas en los registros de porosidad
Efectos del Gas en el Perfil SónicoSi la formación se encuentra saturada de gas, el tiempo de tránsito (Δt) de las ondas dentro de la formación será mayor, debido a que la densidad del gas es menor que la de otros fluidos, debido a que una formación saturada de gas presenta velocidades menores que cuando se encuentra saturada de agua. Por lo tanto la curva de BHC se desviará hacia la izquierda.
Tipo de perfilaje: Efectos del gas en los registros de porosidad
Resúmen: perfiles más importantes
Resúmen: perfiles más importantes
Perfiles especiales
- Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto costo), sino cuando el área presenta complicaciones litológicas y/o estructurales. Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR.
Perfiles especiales
Registro de Buzamiento (Dipmeter)
- El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90o, los cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos, por medio de lecturas de resistividad.
- Debe utilizarse junto con un GR, debido a que los buzamientos estructurales se miden sobre los planos de estratificación de loas lutitas, ya que las arenas poseen buzamientos estratigráficos dentro de los paquetes, dentro de los cuales pueden haber estratificación cruzada.
- Si no tomamos en cuenta la litología sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo de medir un buzamiento estratigráfico dentro de una arena y no un buzamiento estructural sobre una lutita.
Perfiles especiales
Perfiles especiales
- Registro de Resonancia Magnética (CMR)
El perfil de Resonancia Magnética Nuclear permite adquirir nuevos datos petrofísicos que contribuyen a la interpretación, en especial de las zonas complejas.
- Es una herramienta nueva que se basa en la medición de los momentos magnéticos que se producen en los hidrógenos que contiene la formación cuando se induce sobre ellos un campo magnético.
- Utiliza dos campos magnéticos con la finalidad de polarizar los átomos de hidrógeno (dipolos naturales), y conseguir una medida del tiempo de relajación T2.
- La herramienta se llama CMR. Se utiliza para determinar porosidades. Varios estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR está muy próxima a la porosidad medida en los núcleos.
Perfiles especiales
Perfiles especiales
Registro de Imágenes (FMI) Existen herramientas que proporcionan imágenes de las rocas en el subsuelo, que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y para estudiar estructuras sedimentarias. Las imágenes se pueden obtener por varios métodos: imágenes resistivas, imágenes acústicas o imágenes por resonancia magnética. La herramienta para obtener imágenes resistivas se denomina FMI.
Perfiles especiales
Perfiles especiales
Perfiles especiales
Registro RFT
- Esta herramienta mide el gradiente de presión de los fluidos que se encuentran dentro de las formaciones, esto es de mucha utilidad a la hora de ubicar CAP (contactos agua–petróleo) y CPG (contactos petróleo–gas), ya que los fluidos (gas, petróleo y agua) poseen diferentes gradientes de presión.
- La herramienta RFT también sirve para combinarse con perfiles de pozos para calibrar contactos más precisos.
Perfiles especiales
Perfiles especiales
Ejemplo de radio de investigación de un registro geofísico. Modificado de: Bernardo Martell 2010
Archie
2.3 Propiedades eléctricas de la roca
ELECTROFACIES
- La forma de las curvas de los registros de pozo puede servir para dar una
interpretación aproximada del ambiente de depositación.
- Asociar los registros
de pozos a facies litológicas no es una tarea sencilla, pues en
determinadas ocasiones los registros no reflejan las verdaderas condiciones
de las rocas y se ven afectadas por otros factores, o simplemente la
naturaleza misma de la roca produce un efecto en los registros que no dan
mucha claridad a la hora de ser interpretados, el registro GR ha sido
ampliamente estudiado para realizar este tipo de interpretaciones faciales
(Nanz 1959).
2.3 Propiedades eléctricas de la roca
- Los registros eléctricos son útiles para obtener las primeras apreciaciones sedimentarias de un reservorio.
- En la curva GR por ejemplo se debe estudiar el tipo de contacto (neto o progresivo) entre arenas y lutitas, con esto podemos obtener la granulometría, efecto de Arcillocidad y niveles de energía.
2.3 Propiedades eléctricas de la roca
En el diagrama se muestra el rango de manera general de las posibles respuestas en los registros GR y SP. Cada curva representa una "electrofacies" dependiendo directamente de la clasificación de las formas de dicha curva.
2.4 Propiedades radioactivas de la roca
La radiactividad es un proceso natural o artificial característico de sustancias llamadas radiactivas, que son capaces de emitir radiación.
Tipo de radiación
2.4 Propiedades radioactivas de la roca
2.4 Propiedades radioactivas de la roca
Decadencia radioactiva
- Es un fenómeno por el cual causa que los núcleos “decrezcan” con el tiempo, al mismo tiempo que quedan solo los núcleos remanentes, sin desintegrar.
N= Número de núcleos sin desintegrar
N0= Número de núcleos que había inicialmente.
t= Tiempo
λ= Constante de desintegración característica de la sustancia.
2.4 Propiedades radioactivas de la roca
2.5 Propiedades acústicas de la roca
- El sismograma sintético es un modelo unidimensional directo de la energía
acústica que se propaga a través de las capas de la tierra y es generado
mediante la convolución de la reflectividad derivada de los registros
acústicos/sónicos (DT) y de densidad (RHOB), derivándose la ondícula de
los datos sísmicos (Oil field Glossary, Schlumberger).
- El registro acústico o sónico debe ser calibrado con la información de los primeros arribos de un perfil sísmico vertical (VSP) o un Checkshot antes de combinarlo con elregistro de densidad para generar la impedancia acústica.
2.5 Propiedades acústicas de la roca
Calibracion del sintetico (en rojo) y la sismica, Guerrera, 2013
Petrofisica y Registro de Pozos T2
José de Jesús Ruiz Zamora
Created on September 24, 2020
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Transcript
Petrofísica y Registro de Pozos
Tema 2: Geología y petrofísica básica para registros geofísicos de pozoM.G José de Jesús Ruiz Zamora
Contenido
Tema 2 Geología y petrofísica básica para registros geofísicos de pozo.
Evaluación Tema
2.1 Aspectos geológicos.
Ambiente sedimentario Es una parte de la superficie terrestre, la cual posee características físicas, químicas y biológicas particularmente similares y distintas a las del terreno adyacente. Algunos de los parámetros que la definen son geología, geomorfología y clima, en los ambientes marinos también influye la profundidad, temperatura, salinidad e intensidad del movimiento del agua.
2.1 Aspectos geológicos.
2.1 Aspectos geológicos.
Litofacies
2.1 Aspectos geológicos.
Recristalización Es un proceso diagenético que se caracteriza por crear cambios en la textura y en la estructura interna de los sedimentos al crear nuevos cristales de la misma mineralogía, pero de diferente forma. Reemplazamiento Desarrollo de nuevos minerales por reacciones entre los elementos constitutivos y los materiales acarreados de las fuentes externas. El nuevo mineral se desarrolla en el espacio ocupado por el original .
2.1 Aspectos geológicos.
Subsidencia La subsidencia es un proceso tectónico de hundimiento del fondo de una cuenca sedimentaria simultáneo al depósito, ocurre durante un largo periodo de tiempo. Este fenómeno se produce principalmente por cambios en la temperatura de la litósfera (lo cual puede llegar a modificar la litología) o por deformaciones de la corteza ocasionadas por la sobrecarga que compactan los sedimentos y reducen los espacios porosos.
2.1 Aspectos geológicos.
Escala de Udden - Wentworth
2.1 Aspectos geológicos.
2.1 Aspectos geológicos.
Limolitas (Siltstone)
- Para Tucker (2003) este tipo de roca entra dentro del grupo del término en inglés “Mudrocks”. Según Wentworth (1922) el término “silt” que es limo al español, varía entre rangos de 1/16 mm a 1/256 mm.
Lutita (Shale)2.1 Aspectos geológicos.
Rocas químicasSe conforman principalmente por carbonato de calcio y magnesio. Caliza Está constituida principalmente por carbonatos de calcio que se precipita en lagos, lagunas, plataformas o cuencas marinas, bajo determinadas condiciones ambientales. También se originan calizas por la acción de ciertos organismos que secretan o están formados por carbonatos de calcio y constituyen arrecifes como los coralinos, o bien, otros depósitos calcáreos (López-Ramos, 1993).
2.1 Aspectos geológicos.
Caliza oolíticaAlgunas calizas están constituidas por diminutas esferas o esferoides de carbonato de calcio (0.5 a 1 mm de diámetro) y se llamadas oolitas. Aunque éstas son originalmente de CaCO3, pueden ser reemplazadas por dolomita o por sílice (López-Ramos, 1993). Marga Es una roca arcillosa con proporción considerable de carbonatos de calcio, de magnesio o ambos. Si la proporción de carbonatos aumenta, la roca pasa a ser caliza arcillosa. Por lo común, las margas son de color gris, con buena estratificación en capas delgadas.
2.1 Aspectos geológicos.
Cambios eustáticos del nivel del mar Las fluctuaciones del nivel del mar son ocasionadas por fenómenos climáticos o tectónicos globales. Sus efectos son visibles en las columnas estratigráficas actuales que dependen de las alteraciones del nivel del mar en el presente. Los resultados actuales de tal fenómeno son llevados al pasado.
2.1 Aspectos geológicos.
2.1 Aspectos geológicos.
2.1 Aspectos geológicos.
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Dunham (1962) para rocas carbonatadas Esta clasificación se basa en el porcentaje de granos o matriz, siendo su clasificación matriz soportada o grano soportada.
Clasificación de Dunham (1962). Modificada de Flügel (2004)
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Dunham (1962) para rocas carbonatadas Mudstone Roca carbonatada la cual contiene menos del 10 % de granos. La interpretación usual del mudstone es que representan deposiciones de grano fino en condiciones de baja energía, sin embargo se conoce actualmente que los carbonatos puede también formarse por precipitación de cementos carbonatados microcristalinos (Flügel, 2004).
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Dunham (1962) para rocas carbonatadas
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Dunham (1962) para rocas carbonatadas Wackestone Roca carbonada lodo soportada contiene más del 10% de granos (Flügel, 2004). Existen ciertas variedades como empaquetado o disperso, esto debido a mayor o menor contenido de granos (< o > del 50%).
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Dunham (1962) para rocas carbonatadas
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Dunham (1962) para rocas carbonatadas Packstone Roca carbonata grano soportada la cual contiene aun lodo calcáreo, éstas características indican un ambiente de alta energía. Las rocas carbonatadas de clasificación packstone tiene diferentes orígenes.
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Dunham (1962) para rocas carbonatadas
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Dunham (1962) para rocas carbonatadas Grainstone Rocas carbonatadas sin presencia de lodo calcáreo las cuales son grano soportadas. Estas pueden consistir de partículas esqueléticas como no esqueléticas
2.1 Aspectos geológicos.
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Folk (1962) para rocas carbonatadas Los constituyentes elementales en los que Folk (1962) se basó para realizar su clasificación son los aloquímicos y ortoquímicos. El primero se refiere a todos aquellos elementos tales como granos carbonatados de origen bioquímico o químico. El segundo es un material intergranular: micrita o esparita.
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Folk (1959). Modificada de Kendall (2005)
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Folk (1962) para rocas carbonatadas Micrita Esta es una abreviación del termino calcita microcristalina. El término es usado como un sinónimo de lodo carbonatado. Esta consiste de cristales de diámetros de 1 a 4 μm, los cuales se forman por la precipitación inorgánica o derivado de otros granos carbonatados pre-existentes, su color es de negro a pardo.
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Folk (1962) para rocas carbonatadas Microesparita Sus tamaños varían del orden de 5 a 20 μm de calcita recristalizada (neomorfismo) de micrita. Según Folk (1965) puede ser hasta 30 μm. Esta es producto de la recristalización y no de precipitados primarios.
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Folk (1962) para rocas carbonatadas Calcisiltita Caracterizada por una matriz de grano fino compuesta de partículas de calcita del tamaño de limo. El limo comprende de 2 a 62 μm según Assally (1998). El límite de tamaño superior es aproximadamente el tamaño más pequeño que se puede diferenciar a simple vista.
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Folk (1962) para rocas carbonatadas Intraclastos Es un fragmento penecontemporáneo comúnmente poco consolidado que ha sido erosionado y redepositado, generalmente cercano dentro de la secuencia depositacional en la cual está formado. En la clasificación de Folk (1962) se le asigna el nombre con el prefijo “intra” más el lexema micrita o esparita dependiendo del caso, ya sea de composición micrítica o esparítica.
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Folk (1962) para rocas carbonatadas Oolitos (ooides) Estos están constituidos por granos no esqueléticos con forma esférica o elipsoidal, las cuales están formadas por láminas concéntricas alrededor de un núcleo (grano de cuarzo, bioclasto). Sus tamaños son menores de 2 mm, si su tamaño supera los 2 mm recibe el nombre de pisolito o pisoide. En este caso Folk (1962) designa el prefijo Oo más el contenido de la matriz o cemento.
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Folk (1962) para rocas carbonatadas Fósiles Para el caso de los aloquímicos fósiles Folk (1962) determina el uso del prefijo bio más la matriz o cemento. Éste puede ser disperso o empaquetado.
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Folk (1962) para rocas carbonatadas Pelets Son de tamaños de 0.03 mm a 0.3 mm de largo, sus formas son esféricas a ovoides están compuestos de micrita. La mayoría de los pelets carecen de estructura interna son uniformes en tamaño y forma, los pelets son el producto fecal de organismos invertebrados (Scholle & Ulmer-Scholle, 2003).
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Folk (1962) para rocas carbonatadas Peloides Los peloides son aloquímicos su composición es de carbonato de calcio criptocristalino o microcristalino. No existe una restricción en cuanto al origen o tamaño del grano según McKee & Gutschick (1969). Éste término permite referenciar a los granos compuestos de material micrítico sin la necesidad de implicar un origen (Scholle & Ulmer-Scholle, 2003).
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Folk (1962) para rocas carbonatadas. Oosparita
Oosparita
Biomicrita
2.1 Aspectos geológicos.
Clasificación de Folk (1962) para rocas carbonatadas.
¿Bio..?
2.2 Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos
2.2 Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos
Porosidad.
2.2 Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos
Porosidad.
2.2 Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos
Métodos para determinar la porosidadMétodos directos. Estos métodos se desarrollan en el laboratorio sobre muestras de roca del yacimiento; es decir, análisis y estudio de núcleos. A continuación se mencionan los más comunes:
2.2 Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos
Métodos para determinar la porosidadPorosímetros de gas (Ley de Boyle) Consiste en una bomba con accesorios la cual es llenada con un gas inerte a una presión rigurosamente controlada y luego midiendo el volumen del gas por expansión de una bureta graduada con un líquido conocido. Un gas como el hidrogeno se carga en la bomba a una presión de 4 o 5 atmósferas y entonces se expande, dejando escapar gradualmente el gas a la bureta en la que se mide el volumen con precisión.
2.2 Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos
Métodos para determinar la porosidadPorosímetros de gas (Ley de Boyle) Como el gas penetra en el espacio poroso de la muestra, la diferencia entre los volúmenes del gas así determinados, nos da una medida de los granos de la muestra o núcleo.
2.2 Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos
Métodos para determinar la porosidadComparación de pesos El volumen total se obtiene observando la pérdida de peso de la muestra cuando es sumergida en un líquido, o por el cambio en peso de un picnómetro cuando se llena con mercurio.
2.2 Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos
Métodos para determinar la porosidadMoliendo la muestra (Método de Melcher – Nuting) Consiste en determinar el volumen total de la muestra y posteriormente triturarla para eliminar el volumen de espacios vacíos y determinar el volumen de los granos.
2.2 Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos
Métodos para determinar la porosidad Métodos indirectos. A partir de Registros geofísicos de pozos: Es la representación gráfica de una propiedad física de la roca contra la profundidad. Entre los principales están:
2.2 Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos
Permeabilidad
2.2 Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos
Permeabilidad
2.2 Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos
Permeabilidad donde: Vx= Velocidad del flujo q= Gasto del fluido µf= Viscosidad del fluido A= Área expuesta al flujo
2.2 Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos
Permeabilidad Para determinar la permeabilidad absoluta de una muestra porosa a partir del flujo de un líquido es una operación simple y confiable que requiere el cumplimiento de las condiciones siguientes: a) Utilizar un líquido que no reaccione con los sólidos de la muestra. b) Asegurar la saturación total de la muestra con el líquido de prueba. c) Fluyo a través de la muestra en régimen laminar.
2.2 Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos
Permeabilidad Permeabilidad efectiva (ke) Es la capacidad de la roca de transmitir un fluido en presencia de otro fluido no inmiscible, como por ejemplo trasmitir el petróleo o el gas en presencia del agua. Permeabilidad relativa (Krf) Es la relación matemática entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta:
2.2 Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos
Saturación de fluidos
- Es el porcentaje del volumen poroso ocupado por el fluido en consideración. Por lo tanto, la saturación de agua es la fracción o porcentaje del volumen poroso que contiene agua de formación.
- La saturación de petróleo o gas es la fracción del volumen poroso que contiene petróleo o gas. Los poros deben saturarse con algún fluido.
- De esta manera, la suma de saturaciones de los diferentes fluidos contenidos en la roca es igual al 100%.
So+Sw+Sg= 12.3 Propiedades eléctricas de la roca
Resistividad
- Es la propiedad de un material para impedir el flujo de la corriente eléctrica a través de él.
- La unidad es el OHM-M.
- La conductividad es el recíproco de la resistividad.
- Representa la capacidad de un material para permitir el flujo de la corriente eléctrica a través de él.
- Unidades MILIMHO/M o MILISIEVERT/M.
Resistividad= 1000/conductividad2.3 Propiedades eléctricas de la roca
Resistividad de las Formaciones
2.3 Propiedades eléctricas de la roca
Factor de Formación La resistividad de una formación limpia es proporcional a la resistividad de la mezcla de fluidos con la que está saturada. La constante de proporcionalidad se conoce como factor de formación.
2.3 Propiedades eléctricas de la roca
Factor de Formación
2.3 Propiedades eléctricas de la roca
Roca:La resistividad de la roca o formación puede medirse de manera similar que en los líquidos. Las areniscas, calizas y dolomias contienen materiales que son aislantes. La resistividad en estas rocas cuando están secas supera el millón de ohm-m. Cuando están saturadas con agua saladas (con resistividad Rw), la resistividad de la roca (Ro) está relacionada con Rw:
2.3 Propiedades eléctricas de la roca
Factor de Formación ø= Porosidad a= Una constante que se determina en forma empírica. m= Factor de cementación.
2.3 Propiedades eléctricas de la roca
ArchieArenasCarbonatos
2.3 Propiedades eléctricas de la roca
En la cual:
2.4 Propiedades radioactivas de las rocas
2.4 Propiedades radioactivas de las rocas
2.5 Propiedades acústicas de la roca
Perfiles de Pozos
Perfilaje de PozosEl perfilaje de pozos es una actividad muy importante dentro de la exploración y producción de hidrocarburos (petróleo y gas), la cual consiste en la toma y monitoreo de los perfiles o registros del pozo.Qué es un Registro o Perfil de un Pozo?Un registro o perfil de pozo quiere decir “una grabación contra profundidad de alguna de las características de las formaciones rocosas atravesadas, hechas por aparatos de medición (herramientas) en el hoyo del pozo”.
Perfiles de Pozos
Perfiles de Pozos
Importancia de los Perfiles de Pozo
Perfiles de Pozos
Importancia de los Perfiles de Pozo
Perfiles de Pozos
Validación de los PerfilesSe realiza para verificar la calidad de los datos y la velocidad de perfilaje. Cada herramienta posee una velocidad de perfilaje óptima, a la cual la calidad de los datos obtenidos es la mejor.Normalización de las CurvasLa normalización de los perfiles es realizada por un petrofísico. El perfil que necesita ser normalizado con mayor frecuencia es la curva SP.Digitalización de los PerfilesExisten perfiles de pozos antiguos que no se encuentran en formato digital. Estos pueden vectorizarse mediante el programa LogDB.
Tipo de perfilaje
REGISTROS DE DIÁMETROSProporcionan información acerca de las condiciones del hoyo.Registro de Diámetro de la Mecha (Bit Size = BS)Esta curva indica el diámetro de las mechas que se utilizaron durante toda la perforación.
Tipo de perfilaje
Registro de Calibración (Caliper = CALI)
Tipo de perfilaje
Registro de Calibración (Caliper = CALI)
Tipo de perfilaje
REGISTROS ELÉCTRICOSProporcionan información acerca de las propiedades eléctricas de las rocas.Potencial Espontáneo (Spontaneity Potencial = SP)
Tipo de perfilaje
REGISTROS ELÉCTRICOSProporcionan información acerca de las propiedades eléctricas de las rocas.Potencial Espontáneo (Spontaneity Potencial = SP)
Tipo de perfilaje
Potencial Espontáneo (Spontaneity Potencial = SP)
Tipo de perfilaje
Potencial Espontáneo (Spontaneity Potencial = SP)
Tipo de perfilaje
Potencial Espontáneo (Spontaneity Potencial = SP)El SP se utiliza para identificar capas porosas, para calcular la salinidad del agua de formación y la resistividad del agua de formación (Rw).
Tipo de perfilaje
Tipos de Perfiles de ResistividadExisten dos tipos principales de perfiles resistivos: el Perfil Lateral (Laterolog) y el Perfil de Inducción (Induction Log). El perfil lateral se utiliza en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de inducción se utiliza en lodos resistivos (lodo fresco o base aceite).Dentro de los Perfiles de Inducción tenemos:a) SFL = Spherical Induction Log. Para profundidades someras (0.5 – 1.5’). Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo).b) MIL=LIM=MediumInductionLog.Para distancias medias(1.5–3.0’)c) DIL = ILD = Deep Induction Log. Para profundidades de más de 3.0’. Miden la resistividad de la formación (Rt).
Tipo de perfilaje
Tipos de Perfiles de ResistividadDentro de los Perfiles Laterales tenemos:a) MSFL = Microspheric Laterolog. Para las proximidades (1.0 y 6.0’’). Lee la resistividad de la zona lavada (Rxo).b) MLL = LLM = Micro Laterolog. Para las proximidades (1.0 y 6.0’’)c) SLL=LLS=SomericLaterolog.Paraprofundidadessomeras (0.5y1.5’)d) DLL = LLD = Deep Laterolog. Para profundidades de más de 3.0’. Miden resistividad de la formación (Rt).
Tipo de perfilaje
Tipos de Perfiles de ResistividadSe lee de izquierda a derecha, en escala logarítmica. La unidad de medida es el ohm-m, con un rango de valores que va desde 0.2 hasta 2000 omh-m.Los registro de resistividad, también se utiliza para estimar contactos agua– petróleo, para calcular la resistividad del agua de formación (Rw) y la resistividad verdadera de la formación (Rt). Se lee de izquierda a derecha.
Tipo de perfilaje
REGISTROS RADIACTIVOSProporcionan información acerca de las propiedades radiactivas de las rocas.Rayos Gamma (Gamma Ray = GR)Se basa en las medición de las emisiones naturales de rayos gamma que poseen las rocas. Durante la meteorización de las rocas, los elementos radiactivos que estas contienen se desintegran en partículas de tamaño arcilla, por lo tanto las lutitas tienen emisiones de rayos gamma mayores que las arenas. Mientras mayor es el contenido de arcilla de las rocas mayor es la emisión de GR de las mismas.Los minerales radiactivos principales son: el potasio (K), el torio (Th) y el uranio (U).
Tipo de perfilaje
REGISTROS RADIACTIVOSProporcionan información acerca de las propiedades radiactivas de las rocas.Rayos Gamma (Gamma Ray = GR)Se lee de izquierda a derecha. Si el GR es bajo indica bajo contenido de arcilla y si es alto indica alto contenido de arcilla. La unidad de medida es en grados API, con un rango de valores que generalmente va de 0 a 150 API.Sirve para calcular el contenido de arcilla de las capas (Vsh), para estimar tamaño de grano y diferenciar litologías porosas de no porosas. Puede utilizarse en pozos entubados.
Tipo de perfilaje
Registro de Espectrometría (NGS)El registro de espectrometría o GR espectral sirve para determinar el tipo de arcillas que contiene una formación. Se basa en la relación de proporciones de los tres minerales radiactivos principales: potasio (K), torio (Th) y uranio (U).Las concentraciones K/Th ayudan a identificar el tipo de arcilla presentes en la formación, mientras que la concentración de U indican la presencia de materia orgánica dentro de las arcillas.
Tipo de perfilaje
Registro de Espectrometría (NGS)Si se parte del principio que cada formación posee un tipo de arcilla característica, al registrarse un cambio en el tipo de arcilla por la relación (K / Th) se puede inducir que se produjo un cambio formacional. Por lo tanto el NGS puede utilizarse para estimar contactos formacionales.
Tipo de perfilaje
REGISTROSDEPOROSIDADProporcionan información acerca de la porosidad del yacimiento. Son los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas.Registro Neutrónico (CNL)Se basa en la medición de concentraciones de hidrógenos, lo que indica la presencia de agua o petróleo de la roca. Posee una fuente de neutrones, los cuales colisionan con los hidrógenos presentes en los poros de la roca.
Tipo de perfilaje
REGISTROS DE POROSIDADProporcionan información acerca de la porosidad del yacimiento. Son los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas.Registro Neutrónico (CNL)La herramienta también posee un receptor que mide los neutrones dispersos liberados en las colisiones. La herramienta se llama CNL. Sirve para estimar la porosidad neutrónica de las rocas (NPHI). Si el registro neutrónico es alto indica alta índice de neutrones, y si es bajo indica bajo índice de neutrones. Se lee de derecha a izquierda . La unidad de medida es en fracción o en %, con un rango de valores que va desde – 0.15 a 0.45 (–15 a 45 %).
Tipo de perfilaje
REGISTROS DE POROSIDADRegistros de Densidad (FDC)
Tipo de perfilaje
REGISTROS DE POROSIDADRegistros de Densidad (FDC)
Tipo de perfilaje
REGISTROS DE POROSIDADRegistros Sónicos (BHC)Utiliza el mismo principio del método sísmico: mide la velocidad del sonido en las ondas penetradas por el pozo. Posee un emisor de ondas y un receptor. Se mide el tiempo de tránsito de dichas ondas. La herramienta se llama BHC. El objetivo principal del perfil sónico es la determinación de la porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de tránsito de las ondas (delta t). Mientras mayor es el tiempo de tránsito, menor es la velocidad, y por lo tanto, mayor es la porosidad de la roca. Se lee de derecha a izquierda. La unidad de medida es el useg/m (100 – 500) ó el useg/pie (40 – 240).
Tipo de perfilaje
COMBINACIÓN DE PERFIL GR ó SP CON PERFILES DE RESISTIVIDAD
Tipo de perfilaje
COMBINACIÓN DE PERFIL GR ó SP CON PERFILES DE POROSIDAD
Tipo de perfilaje
Tipo de perfilaje: Efectos del gas en los registros de porosidad
Efectos del Gas en los Perfiles Neutrónico y DensidadSi la formación se encuentra saturada de gas, las mediciones de densidad (RHOB) serán bajas, debido a que una formación saturada de gas presenta densidades electrónicas menores que cuando se encuentra saturada de agua. Por lo tanto la curva se desviará hacia la izquierda. Igualmente las mediciones de la herramienta neutrónica (NPHI) serán bajas, debido a que una formación saturada de agua presenta porosidades neutrónicas menores que cuando se encuentra saturada de agua. Por lo tanto la curva se desviará fuertemente hacia la derecha.
Tipo de perfilaje: Efectos del gas en los registros de porosidad
Tipo de perfilaje: Efectos del gas en los registros de porosidad
Efectos del Gas en el Perfil SónicoSi la formación se encuentra saturada de gas, el tiempo de tránsito (Δt) de las ondas dentro de la formación será mayor, debido a que la densidad del gas es menor que la de otros fluidos, debido a que una formación saturada de gas presenta velocidades menores que cuando se encuentra saturada de agua. Por lo tanto la curva de BHC se desviará hacia la izquierda.
Tipo de perfilaje: Efectos del gas en los registros de porosidad
Resúmen: perfiles más importantes
Resúmen: perfiles más importantes
Perfiles especiales
Perfiles especiales
Registro de Buzamiento (Dipmeter)
Perfiles especiales
Perfiles especiales
Perfiles especiales
Perfiles especiales
Registro de Imágenes (FMI) Existen herramientas que proporcionan imágenes de las rocas en el subsuelo, que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y para estudiar estructuras sedimentarias. Las imágenes se pueden obtener por varios métodos: imágenes resistivas, imágenes acústicas o imágenes por resonancia magnética. La herramienta para obtener imágenes resistivas se denomina FMI.
Perfiles especiales
Perfiles especiales
Perfiles especiales
Registro RFT
Perfiles especiales
Perfiles especiales
Ejemplo de radio de investigación de un registro geofísico. Modificado de: Bernardo Martell 2010
Archie
2.3 Propiedades eléctricas de la roca
ELECTROFACIES
2.3 Propiedades eléctricas de la roca
2.3 Propiedades eléctricas de la roca
En el diagrama se muestra el rango de manera general de las posibles respuestas en los registros GR y SP. Cada curva representa una "electrofacies" dependiendo directamente de la clasificación de las formas de dicha curva.
2.4 Propiedades radioactivas de la roca
La radiactividad es un proceso natural o artificial característico de sustancias llamadas radiactivas, que son capaces de emitir radiación. Tipo de radiación
2.4 Propiedades radioactivas de la roca
2.4 Propiedades radioactivas de la roca
Decadencia radioactiva
- Es un fenómeno por el cual causa que los núcleos “decrezcan” con el tiempo, al mismo tiempo que quedan solo los núcleos remanentes, sin desintegrar.
N= Número de núcleos sin desintegrar N0= Número de núcleos que había inicialmente. t= Tiempo λ= Constante de desintegración característica de la sustancia.2.4 Propiedades radioactivas de la roca
2.5 Propiedades acústicas de la roca
2.5 Propiedades acústicas de la roca
Calibracion del sintetico (en rojo) y la sismica, Guerrera, 2013