Petrofísica y registros de pozos Profesor: Ing. Santiago Elí Suarez Gonzales
Clasificación de tipos de registro.
Jesus eduardo Torres López
Luis Donaldo Alejandro cupil. 5 cuatrimestre “E” Fecha de asignamiento: 03/Feb/16 Fecha de entrega: 05/Feb/16
Paraiso Tabasco Calle Guayacán Nª 202 Col. Primavera , Paraíso Tabasco
Introducción Conocer las características de las formaciones atravesadas por los pozos, tanto en su naturaleza litológica, como en lo relativo a su contenido de fluidos (agua, gas y petróleo), es motivo de profundo interés. Del conocimiento de los diferentes parámetros que tal información proporciona, dependerá la extracción eficiente de los hidrocarburos. Para ello se cuenta con el muestreo de los pozos; es decir, del registro de lo que la tubería de perforación atraviesa. Este muestreo se hace en forma directa: estudiando muestras de la formación, o mediante el análisis continuo del fluido de perforación y por la introducción mediante cables con conductores eléctricos de dispositivos medidores de los distintos parámetros característicos de las formaciones atravesadas y de su contenido. De estos métodos de muestreo, el que mayor avance tecnológico ha reportado es el originalmente conocido como registro eléctrico. Actualmente, a este se le ha sumado una serie numerosa de registros de otros parámetros y se les denomina genéricamente y se denomina registros geofísicos.
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Objetivo
Conocer la clasificación de los tipos de registro y profundizar en ellos, enriqueciéndonos con apoyo visual, anexando comentarios y datos curiosos con el objetivo de complementar nuestro saber.
Comentado [JETL1]: La historia de los Registros Geofísicos se remonta al año de 1927, cuando en el pozo Pechelbronn, situado al noreste de Francia, en la provincia de Alsacia, en donde se presentó por primera vez en forma gráfica la resistividad eléctrica de las formaciones del pozo; tal registro fue realizado por las mediciones de una herramienta de fondo llamada “sonda”, la que se detenía en intervalos de profundidad a lo largo del agujero y cada medición se trazaba manualmente, hasta obtener una gráfica. En el año de 1931 los hermanos Conrad y Marcel Schlumberger, perfeccionaron el método de muestras y desarrollaron un método de registro continuo donde se implementó el primer trazador gráfico, para 1936 se introdujo una cámara de película fotográfica y se mostró el registro eléctrico con las curvas: Potencial natural (SP), normal corta (SN), normal larga (LN) y lateral larga (LAT), un poco después de 1946 estas curvas fueron registradas en forma simultánea y así continuó el desarrollo de las herramientas de registros geofísicos y para 1964 ya se contaba con mediciones del Doble Laterolog, Doble inducción, Sónico de Porosidad, Sónico de Espaciamiento Largo, y Densidad Compensada, en 1970 se había rediseñado la herramienta de porosidad neutrónica y se había convertido en Neutrón y posteriormente Neutrón Compensado.
Clasificación de tipos de registro. Los registros se pueden clasificar en 3 familias
I Espesor del reservorio (Gamma Ray, Spontaneous Potential) Discriminan reservorio de no-reservorio
II Porosidad (Density, Neutron, Sonic) Se usan para calcular porosidad, identificar litologías y diferenciar aceite de gas.
III Resistividad (Laterolog, Induction, Microresistivity) Junto con los registros de porosidad se usan para calcular Saturaciones de hidrocarburos. 2
Justificación: Luego que una sección de un pozo ha sido perforada, se bajan sondas de medición hasta el fondo del hueco por medio de un cable. Mientras se tira la sarta de registros hacia arriba del pozo, se miden de forma continua varias propiedades de las formaciones en función de la profundidad. Estas propiedades físicas pueden interpretarse en términos de litología, porosidad, saturación de hidrocarburos, etc. La interpretación de registros permite determinar parámetros de fundamental importancia para la estimación de reservas. 3
Comentado [JETL2]: Otros tipos de registros son: Side wall sampler: Toma muestras de roca las cuales se usan para confirmar litología y tipo de fluido. Formation tester: Mide presiones de formación y puede recuperar muestras de fluidos. Dipmeter: Mide rumbo y buzamiento de las capas Checkshot & VSP: Usado para calibrar sísmica FMI, UBI: Ofrecen una imagen del hueco basadas en conductividad y reflexión acústica de la roca.
1 Espesor del reservorio Gamma Ray Objetivos:
Discriminar entre reservorio y no-reservorio (net/gross) Definir volumen de arcilla en el reservorio Estimar el nivel de lodolitas de la roca reservorio
Algunos elementos en la naturaleza emiten radiación. Elementos comunes en la corteza terrestre son potasio (K), torio (Th) y uranio (U). La mayoría de las rocas reservorio contienen nada o muy pocas cantidades de estos elementos y por lo tanto tienen un nivel bajo de radiación GR. Otros tipos de rocas (shales) tienen una gran cantidad de átomos de K y Th, resultando en altos niveles de radiación GR.
La herramienta registra los rayos gamma espontáneamente emitidos por los tres isótopos. El nivel de GR se registra en unidades API en escala de 0 – 150 API. 4
Gamma Ray La herramienta puede correrse en hueco abierto afectada por el peso y tipo de lodo de perforación, además por el tamaño del hueco. Cuando las rocas reservorio contienen isótopos radiactivos no asociados con arcillas se corre Gamma Ray Espectral, la cual identifica la fuente y mide la contribución de cada uno de los elementos. 5
y en hueco entubado. La respuesta puede ser
Areniscas/calizas con alto GR: Areniscas ricas en micas, feldespato potásico, glauconita, fosfatos Areniscas con minerales arcillosos
contenido
de
Areniscas/calizas donde se ha precipitado/adsorbido Uranio. La proporción de K, Th y U para la calibración es de 4% K, 22 ppm Th, 12 ppm U = 200 API. 6
Potencial Espontáneo Objetivos:
Detectar capas permeables (solo es una indicación cualitativa) Determinar Rw Estimar el nivel de lodolitas de la roca reservorio
El SP es una medida de la diferencia potencial eléctrica entre un electrodo móvil en el hueco y uno fijo en superficie (se mide en mV). 7
Se presenta por un fenómeno natural que ocurre cuando un nuevo
fluido
perforación)
(lodo
de
rompe
el
equilibrio de la formación. Los potenciales son creados por corrientes eléctricas inducidas químicamente, salinidad
del
solo
si
fluido
la de
perforación es diferente a la salinidad
del
agua
de
formación. Solo se puede registrar en hueco abierto y en lodos base agua. 8
La corriente se genera en las interfaces capa permeable/capa impermeable y zona virgen/zona invadida. Dentro de la capa impermeable no se genera ninguna corriente y el SP se comporta como una línea recta. En formaciones permeables la curva del SP muestra deflexiones desde la línea base de arcillas o nivel de lodolitas. En capas gruesas y limpias, la deflexión tiende a alcanzar una desviación esencialmente constante que define un nivel de arenas limpias.
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La deflexión de la curva puede ser a la izquierda (negativa) o a la
derecha
(positiva)
dependiendo de la resistividad relativa del agua de formación y del filtrado del lodo.
1. Rmf > Rw - gran amplitud negativa 2. Rmf >> Rw - amplitud negativa pero no tan grande 3. Rmf = Rw - no hay deflexión del SP 4. Rmf < Rw - amplitud positiva pero no tan grande 5. Rmf << Rw – gran amplitud positiva 10
2 Porosidad Densidad Objetivos:
Calcular la porosidad (Φ) en capas de litología conocida. Evaluar litologías de formaciones en combinación con Neutron. Verificar consistencia de las litologías observadas con mudlog y GR
Una fuente de rayos gamma bombardea la roca; estos rayos colisionan con los electrones en la formación, perdiendo energía. La cantidad de estos GR atenuados a una distancia fija es inversamente proporcional a la densidad de electrones de la formación. De la densidad de electrones se calcula la densidad total (bulk density). 11 La fuente y dos detectores están montados en un pad, el cual está presionado contra las paredes del hueco. Con el detector lejano la herramienta calcula la ρb en una escala de 1,95 a 2,95 g/cm3. El detector cercano se usa para corregir la medida por efectos de la torta y derrumbes. La roca reservorio consiste de matriz (cuarzo, calcita, dolomita) y fluido de poro (agua, aceite, gas). La densidad (ρb) de una roca reservorio es la densidad promedio de su matriz (ρma) y el fluido de poro presente (ρf). ρb = Φ*ρf + (1- Φ)*ρma
RHOB: densidad total. DRHO: corrección de la lectura (función del espesor de la torta y de la densidad. DPHI: densidad real; es derivada de la curva RHOB. 12
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La herramienta mide la densidad de la formación. Para calcular porosidad se usa la siguiente fórmula: Φ = (ρma – ρb) / (ρma – ρf) ρf:
lodo aceite = 0,9 g/cm3 lodo agua dulce= 1,0 g/cm3 lodo agua salada= 1,1 – 1,2 g/cm3
ρma:
arenisca = 2,65 g/cm3 caliza = 2,71 g/cm3 dolomita = 2,85 g/cm3
Neutrón Objetivos:
Calcular la porosidad en capas de litología conocida. Evaluar litologías de formaciones en combinación con Density. Detectar reservorios saturados con gas en formaciones limpias. Verificar consistencia de las litologías observadas con mudlog, GR y Density.
Una fuente emite neutrones de alta energía que colisionan con los núcleos de los átomos de la formación, perdiendo energía. La máxima pérdida de energía se da al colisionar con núcleos de átomos de hidrógeno. Estos núcleos emiten rayos gamma. La herramienta registra los neutrones reflejados y los neutrones absorbidos emitiendo rayos gamma. 14
La fuente y dos detectores están montados en una herramienta, la cual está presionada contra las paredes del hueco. De la relación de neutrones detectados por los detectores (lejano y cercano), se determina empíricamente la cantidad de átomos de hidrogeno en la formación. La herramienta asume que todos los átomos de H están presentes en el espacio poroso (agua o HC). La herramienta está calibrada para leer porosidad en calizas saturadas con agua. Estas porosidades son computadas en unidades de porosidad (p.u.). 15
A través de calizas con contenido de agua el registro entrega la porosidad real. A través de areniscas o dolomitas con contenido de agua y/o aceite, el registro debe corregirse por litología para calcular la porosidad real.
El gas tiene una concentración de hidrógeno más baja que el petróleo o el agua debido a su baja densidad. Por consiguiente en zonas de gas, la herramienta registra un valor de NPHI más bajo que la porosidad real.
Las arcillas tiene agua ligada en su estructura, pero esta agua es inmóvil y NO representa porosidad efectiva. Sin embargo la herramienta responde principalmente a la presencia de hidrógeno. Ya que hay una cantidad considerable de agua ligada a las arcillas, la herramienta de porosidad neutrón registra un valor de NPHI anómalamente alto. 16
Combinación Densidad/Neutrón Objetivos:
Define porosidades Detectar reservorios saturados de gas
Las herramientas Densidad y Neutrón determinan porosidad de un reservorio, pero lo hacen midiendo cantidades diferentes: – Densidad mide densidad total – Neutrón mide densidad de hidrógeno Por esta razón estas herramientas reaccionan diferente a fluidos de poro y litologías. Como estándar estos registros se plotean juntos en una pista, usando una escala tal que ambos registros deben superponerse en calizas saturadas con agua. Usando estas escalas, los registros deberán separarse solamente en otras litologías o fluidos de poro. 17
En reservorios con contenido de gas la porosidad neutrón es menor y la densidad se reduce (aumenta la porosidad densidad). La separación resultante con Neutron a la derecha y Densidad a la izquierda se llama separación de gas. Las lodolitas tienen un efecto invertido (separación de shale). Debido al agua que está químicamente adjunta a las partículas de arcilla, la herramienta neutrón registra alta porosidad, donde en realidad no existe porosidad efectiva. Cross-plot Densidad/Neutrón: Gráfico X-plot que indica la influencia de cambio de porosidad de acuerdo a la litología del reservorio. ¿Cómo se utiliza el Cross-Plot? • Lea las respuestas de Densidad y plotee los resultados en el X-plot.18
Comentado [JETL3]: Verifique con mudlog, GR y Caliper que la litología es consistente. • Si se conoce la litología se puede leer la porosidad de la escala en la línea de litología relevante. • Sal y Anhidrita tienen porosidades cero. • Tenga cuidado con: – mezcla de litologías – efecto gas – efecto shale
Sónico Objetivos:
Calcular la porosidad en capas de litología conocida. Calibrar datos sísmicos. Evaluar porosidades secundarias en combinación con las herramientas Densidad y/o Neutrón. Combinado con el registro de densidad sirve para generar trazas sísmicas (sismograma sintético).
Un transmisor envía un pulso acústico y los receptores detectan la llegada de la onda. Se mide la diferencia en el tiempo de llegada (Δt) del pulso a los dos receptores de la herramienta. La primera llegada a los receptores es la onda P (Pressure), la cual viaja a través de la roca y el fluido. La onda S (Shear) que viaja solamente a través de la roca, llega después. Por último llega la onda Stoneley, la cual es sensible a la permeabilidad y a las fracturas.19
La herramienta sónica mide el tiempo que toma un pulso acústico al viajar a través de la formación ∆𝑡𝑙𝑜𝑔 . Los resultados se despliegan en μs/pie (o μs/m) Esta medida de tiempo de viaje en la formación puede interpretarse en términos de velocidad sísmica de la formación, la cual es un parámetro esencial en la conversión tiempo-profundidad de datos sísmicos. El tiempo de viaje (de la onda P) también puede usarse para estimar la porosidad de la formación. 20
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La ecuación de tiempo promedio asume que el tiempo de viaje es una combinación lineal de
los tiempos de viaje de la matriz (Δtma) y del fluido de poro (Δtf): Δtlog = Φ*Δtf + (1-Φ)*Δtma Para calcular la porosidad se usa la siguiente fórmula: Φ = (Δtlog – Δtma) / (Δtf – Δtma)
Δtf: lodo = 189 μs/pie 620 μs/m Δtma:
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arenisca = 55 μs/pie 182 μs/m caliza = 47 μs/pie 156 μs/m dolomita = 43 μs/pie 143 μs/m
En formaciones arcillosas el tiempo de tránsito (Δt) es mayor (la velocidad de la onda es más
baja), por lo tanto cuando se determina la porosidad en formaciones arcillosas el registro sónico proporciona valores altos. Porosidad secundaria: La presencia de porosidad secundaria (fracturas, vugs) tiene el efecto de reducir la cantidad de energía acústica q alcanza el receptor. En otras palabras, el registro sónico responde solamente a la porosidad primaria (de matriz). Como la herramienta Densidad mide la porosidad total, una diferencia entre las dos medidas podría indicar la presencia de porosidad secundaria. Φsec = ΦD – ΦS
3 Resistividad Resistividad lateral e inducción Objetivos:
Diferencias intervalos que contienen agua e hidrocarburos. Cuantificar la Rw en intervalos que contiene agua. Analizar el perfil de invasión. Cuantificar la saturación de agua en intervalos que contienen hidrocarburos.
Hay dos tipos principales de herramientas de resistividad. El laterolog mide la resistividad de la formación (circuito en serie) y el induction log mide la conductividad de la formación (circuito en paralelo) Ambos tipos registran la resistividad en tres zonas simultáneamente:
LLD: investiga profundo en el reservorio (60”-90”) LLS: investiga somero en el reservorio (30”) MSFL: lee la resistividad cerca a las paredes del hueco (4”-6”) 23
Comentado [JETL4]: Laterolog: se corre en formaciones de altas resistividades, funciona mejor en lodos conductivos (base agua salada). Inducción: se corre en formaciones de bajas resistividades; funciona mejor en lodos resistivos (bases aceite y agua dulce)
No reservorios: Debido a la ausencia de permeabilidad en rocas no-reservorio, no hay invasión del filtrado del lodo en la formación. Los tres detectores de resistividad leerán la misma resistividad. Reservorios: Si el reservorio es poroso, el filtrado del lodo (resistividad = Rmf) invadirá la zona cercana a las paredes del hueco, remplazando toda el agua de formación (resistividad = Rw) y parte del hidrocarburo (si está presente). El LLD casi no está influenciado por la forma del hueco, la torta y la zona invadida. Usualmente leerá la resistividad de la roca reservorio no invadida o virgen (Ro o Rt). El LLS está significativamente influenciado por la forma del hueco, la torta y la zona invadida. El MSFL lee la resistividad de la roca reservorio invadido (Rxo). 24
Comentado [JETL5]: Lectura de la resistividad • Identifique potenciales intervalos reservorio buscando separación de las curvas de resistividad en combinación con GR y registros de porosidad. • Un reservorio que contiene agua usualmente se reconoce por una resistividad profunda relativamente baja. • Un reservorio que contiene hidrocarburos se reconoce por una resistividad profunda relativamente alta.
Micro-resistividad 25
La sonda de microresistividad proporciona una medición de resistividad del atenuador con
gran resolución vertical combinada con un calibrador y con rayos gamma naturales. Características:
Pequeño espaciado de electrones para una resolución más alta. El diseño de la almohadilla minimiza los efectos de la perforación.
Aplicaciones:
Agua, Minerales e Ingeniería Determinación de gran precisión de los límites y el grosor del estrato. Resolución de separaciones dentro de grietas. Perfil de invasión (en combinación con otros métodos de resistividad).
Tecnologías aplicadas Grosor de reservorio: 27
RMT (RESERVOIR MONITOR TOOL)
La herramienta RMT Es una herramienta de espectrometría de rayos gama inducidos desarrollada por Halliburton, que utiliza detectores cercano y lejano de Germanato de Bismuto. La Halliburton depósito Monitor Detector RMT-3D neutrones pulsada la herramienta soluciona para agua, aceite y saturaciones de gas dentro de embalses usando tres mediciones independientes (Sigma, CO y S ATG). Esto proporciona lacapacidad de resolver únicamente perfiles simples o complejos de la saturación en los embalses, mientras elimina lainterdependencia de la fase de saturación.
La herramienta RMT-3D proporciona la siguiente información:
Agua, aceite y gas saturación evaluación Control de inundaciones/EOR Fases de gas: CO2 – gas Natural – – vapor – nitrógeno – aire Rayos gamma espectral de KUTh Producción elemental de mineralogía Porosidades de agujero entubado Evaluación del paquete de grava Velocidad de flujo de agua y la dirección
Imagen muestra registro tomada con la RMT.
Porosidad: Algunas de las herramientas usadas en este tipo de registros son:
Neutrón Compensado, Litodensidad, Neutrón NDT, Rayos Gamma. Herramienta de Decaimiento Termal, TDT Neutrón Compensado.
Contiene un detector cercano y uno lejano el cual detecta los neutrones de una fuente artificial y tiene el mismo principio que el NDT. b). Litodensidad. Emite rayos gamma de alta energía, que, al interactuar con la formación la pérdida se convierte en fotones de ésta manera es detectada la cantidad de hidrocarburo. c), El NDT contiene una fuente de neutrones natural y un detector a base de Helio, en el cual la radiación, al interactuar con el yacimiento va a proporcionar información. d). El Detector de Rayos Gamma no necesita fuente artificial, puesto que la fuente natural serán los minerales que contiene el yacimiento. e). TDT. Contiene una fuente radioactiva artificial llamada “Minitrón” la cual se activa a voluntad del operador y emite neutrones de alta energía. 28
Sondeo NDT
La herramienta utiliza un arreglo múltiple de electrodos para forzar la corriente a viajar lateralmente a través del lodo de perforación hasta la formación adyaciente. Las ventajas de esta técnica es la habilidad de operar en lodos muy salados, mientras provee una excelente Definición de las capas presentes en el
agujero
(pozo)
independientemente de las capas adyacentes.
Resistividad: Existen dos tipos básicos de herramientas “laterolog”. Una es un sistema de 3 electrodos comúnmente llamado LL3 y el otro es uno que tiene de 7 a 13 electrodos llamado LL7, LL13 (con 7 u 13 electrodos) Ambos sistemas operan básicamente igual, pero con más electrodos es más precisa la medición. 29
AQUÍ PRESENTAMOS EL EJEMPLO DE UN REGISTRO DE POTENCIAL ESPONTANEO (SP) (LADO IZQUIERDO) Y DE UN REGISTRO DE LATEROLOG (LADO DERECHO). Nótense las escalas (en Ohms para el laterolog, mA para el SP)
Conclusión Existen registros geofísicos para casi cualquier problema en la evaluación de formaciones y construcción de pozos tanto en agujero abierto como en pozo entubado. • Aunque la interpretación se hace casi automáticamente por computadora, es indispensable conocer los principios de medición de las herramientas para validar lo interpretado. 26
Con este trabajo conocimos la clasificación en tres familias de los registros lo cual son de gran importancia saber conocer e interpretar los resultados ya que cada uno de los registros evalúan diferentes mediciones las cuales nos indican la presencia de zonas de interés.
Bibliografía 1 http://www.buenastareas.com/ensayos/Registro-De-Pozos/2013524.html Del comentario párrafo 1…… Pág. 4 - 1.1 antecedentes http://cdigital.uv.mx/bitstream/123456789/29531/1/JimenezCastillo.pdf
2 Página 2 segundo recuadro http://es.slideshare.net/JhoanUrdaneta/registros-electricos (mismo link del 3-24) Para el comentario párrafo 2….. Pág. 2 3 Pág. 1
segundo recuadro
4 Pág. 5
segundo recuadro
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6 Pág. 6
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7 Pág. 3
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10 Pág. 4
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11 Pág. 7
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12 Pág. 7 segundo recuadro 13 Pág. 8 segundo recuadro 14 Pág. 9
primer recuadro
15 Pág. 9 segundo recuadro 16 Pág. 10 segundo recuadro 17 Pág. 11 segundo recuadro 18 Pág. 12 primer recuadro – comentario Pág. 13 19 Pág. 13 segundo recuadro 20 Pág. 14 primer recuadro 21 Pág. 14 segundo recuadro
22 Pág. 15 segundo recuadro 23 Pág. 16 primer recuadro – comentario segundo recuadro pág. 16 24 Pág. 17 primer recuadro - comentario segundo recuadro pág. 18
25 http://www.tecnoevoluciones.com/detallePro.php?id=83 26 Diapositiva 26 http://www.esiatic.ipn.mx/Documents/Geociencias2011/Presentaciones/RNE07_23nov_Mendoza.pdf 27 http://www.halliburton.com/en-US/ps/wireline-perforating/wireline-and-perforating/cased-hole-services/reservoirmonitoring/RMT-3D.page
(Traducido)
28 Pág. 9 http://cdigital.uv.mx/bitstream/123456789/29531/1/JimenezCastillo.pdf 29 http://www.ie.uia.mx/tit/ot04/proy03/Herramientas%20Resistivas.htm