Registro Litológicos

- Invasion de la Formación

Fuente: Material Profesores Victor Casas (UCV), Yaraixa Pérez (UCV) , M. Batzle (Colorado school of Mines) y Jorge Mendoza (USB).

CONCEPTO DE INVASIÓN DE LA FORMACIÓN

La perforación se lleva a cabo con ayuda de un lodo de perforación, cuyas finalidades principales son eliminación de los cortes que va efectuando la mecha y el control de las presiones de las formaciones que se puedan encontrar durante la perforación. Por la segunda de tales razones, la presión hidrostática que el lodo de perforación debe ejercer en todo momento en el fondo del pozo, debe ser superior a la posible presión de las formaciones que el pozo vaya perforar.

En las condiciones anteriores el uso del lodo de perforación, trae como consecuencia que en las formaciones porosas y permeables se produzca una filtración de la fase líquida que compone el lodo, dentro de la formación, que es el filtrado del lodo; como resultado de esta filtración, las partículas sólidas del lodo se van quedando en la pared del pozo, contituyendo lo que se llama: película del lodo, enjarre, revoque.

Desde el punto de vista eléctrico, el comportamiento de la filtración dentro del sistema roca-fluidos, es un poco diferente si la formación originalmente contiene únicamente agua que si contiene además hidrocarburos.

FO

RM

AC

ION

ES

CO

N A

GU

AC

OM

O F

LUID

O O

RIG

INA

L

La llamada zona barrida, es donde ha ocurrido el máximo desplazamiento de agua de la formación por el filtrado de lodo. La resistividad de esta zona es más alta que la zona no contaminada. Esta zona es de importancia en la interpretación cuantitativa de registros eléctricos ya que los valores de resistividad, facilitan la obtención del factor de formación F que para este caso sería:

mf

xo

RR

F

La zona no invadida o no contaminada, comienza en donde termina la zona invadida y se define como la zona en donde la invasión no tiene influencia alguna; por lo tanto, su resistividad será la resistividad verdadera de la formación 100% invadida de agua salada. En esta zona el factor de formación de la formación estaría dado por:

w

o

RR

F

FO

RM

AC

ION

ES

CO

NH

IDR

OC

AR

BU

RO

S

SATURACIÓN RESIDUAL DE HIDROCARBUROS

El efecto de los hidrocarburos residuales en la zona barrida sobre los registros de resistividad es aumentar el valor de ésta a un valor mayor que el que se obtendría si la formación no contuviera hidrocarburos. En consecuencia, si se calcula la porosidad utilizando la empresion F=Rxo/Rmf con el valor de Rxo de una zona con hidrocarburos se obtendría un valor más bajo del real. Por tanto la expresión de la porosidad debe de tener una corrección por efecto de saturación residual de hidrocarburos.

Por definición de saturación de agua, la saturación de agua del filtrado de lodo en la zona barrida de una roca con hidrocarburos está dada:

2

1

0

xt

xxo R

RS

De donde:

xtxoxo RSR *2

Sustituyendo en F=Rxo/Rmf a Rxo por su valor:

mf

xtxo

RRS

F*2

Cuando utilizamos la ecuación de Winsauer:

15.2

2 62.0*

mf

xtxo

RRS

Despejando se obtiene:

15.21

215.21

8.0

xomf

xt SRR

Ahora bien como Sxo = 1- Srh

93.0

465.0

1

8.0

rhmf

xt SRR

En la práctica, se acostumbra designar Rxo a la resistividad de la zona barrida, trátese de una formación con hidrocarburos o invadida de agua salada, por lo que la expresión general para es, redondeando el exponente de (1-Srh) a 1.0:

rhmf

xt SRR

1

8.0465.0

Siguiendo una secuela similiar, se obtiene utilizando la ecuación de Archie; para m=2:

rhmf

xt SRR

1

1

21

EFECTO SOBRE LA SATURACIÓN DE AGUA CONGENITA CALCULADA

No siempre es posible determinar el valor de Ro o de Rxo en una arena invadida 100% con agua salada; por lo tanto, es muy frecuente que en los métodos de interpretación se calcule Ro en función de Rxo en la forma siguiente:

mf

w

t

xorhw R

RRR

SS )1(

INFLUENCIA DE LA INVASION DEL FILTRADO DEL LODO SOBRE EL SP

La formación de la zona de invasión por el filtrado del lodo en una zona porosa y permeable tiene por consecuencia el alejamiento aparente de la pared del pozo, de manera que la generación del potencial de difusión en realidad tiene lugar a una cierta distancia de la pared.

Como algunas veces este efecto puede ser de importancia, se han construido gráficas para corregir por efecto de invasión, los valores de SP leídos en el registro; por medio de estas gráficas se corrige también por el efecto del espesor de la capa, las resistividades de la capa de la zona invadida y el lodo.

OBTENCION DEL SSP EN UN REGISTRO

En la interpretación cuantitativa de registros será frecuentemente necesario conocer el valor de Rw, a partir de:

para lo cual será necesario que el valor de SSP se obtenga de una arena limpia invadida de agua salada, cuyo espesor sea grande (cuando menos de 20 veces el diámetro del agujero), con poca invasión y de baja resistividad.

formacióndeTaKR

RKSSP

w

mf ,log

En las arenas donde se reunen estas condiciones, generalmente la curva del potencial tiene forma cuadrada y los valores de SSP leídos en el registro no requieren de corrección alguna para poder obtener el valor de SSP.

Cuando en las cercanías del intervalo que se analiza en el registro, no existe una arena limpia que reuna las condiciones anteriores, es necesario hacer correcciones por medio de las gráficas anteriores.

CALCULO DE LA RW A PARTIR DEL SSP

El método más exacto para obtener el valor de Rw es por medición directa sobre una muestra de agua, o bien a partir de un análisis químico de concentraciones equivalentes de Na Cl. Sin embargo esto no siempre es posible; se recurre entonces a la curva de SP para obtener valores aproximados de Rw.

Caso potencial espontáneo normal

Generalmente, la resistividad se calcula a partir de:

K

SSPmf

w

RR

10

Caso potencial espontáneo anormal

Como se recordarán, se ha venido considerando que las soluciones salinas, entre las cuales se genera el SSP, son de cloruro de sodio solamente. Esta condición prácticamente se satisface en la mayor parte de los casos, puesto que el Na Cl, es la principal sal en solución en las aguas que contienen las formaciones. Sin embargo, existen casos en que el agua congénita de las formaciones es de baja salinidad, conteniendo además cantidades relativamente grandes de otros iones, tales como Ca+2, Mg+2, HCO3

- y SO4-. En cuanto a

los lodos también se tienen algunos en base a yeso.

Las condiciones antes anunciadas pueden tener por consecuencia un comportamiento anormal de la curva del SP que puede conducir a cálculos erroneos de Rw y por lo tanto de saturación de agua y porosidad cuando interviene directamente el dato de Rw.

La presencia de Ca+2 y Mg+2, tanto en las aguas de formación como en el filtrado de lodo, hacen que estos electrolitos se comporten, con respecto la curva de SP, como si fueran de mayor salinidad que la indicada por sus resistividades.

Antes de explicar el uso de las gráfica anteriores se definirá el concepto de resistividad equivalente:

ew

emf

w

mf

R

RKSSP

R

RKSSP loglog

Cuando el filtrado de lodo no presenta anormalidad alguna y la anormalidad está más bien en el agua de la formación, tenemos:

ew

mf

R

RKSSP log

En la práctica, el problema se presenta en forma inversa: se conoce el SSP y se desconoce (Rw)e entonces se tiene:

K

SSPmf

ew

K

SSPemf

ew

RR

RR

10

10

Corrección de Rmf:

Si el lodo tiene base de Na Cl y la resistividad del filtrado a la temperatura de la formación es mayor igual que 0.1 Ohm-m, se puede considerar que se trata de un lodo normal y que por lo tanto:

(Rmf)e = Rmf

Si la resistividad Rmf a Tf fuera mayor que 0.1 Ohm-m esto implicaría cierta anormalidad por la salinidad alta de Na Cl. En este caso el valor de Rmf se convierte por medio de la gráfica para obtener (Rmf)e

Si el lodo tiene base de yeso y su resistividad es mayor que 0.1 Ohm-m a temperatura de formación, Rmf se corrige para obtener (Rmf)e por medio de la gráfica, utilizando las líneas punteadas.

Corrección de la Rw calculada:

Si se sabe que el contenido de Ca y Mg en el agua de la formación es importante y la resistividad (Rw)e calculada a temperatura de formación es mayor o igual que 0.1 Ohm-m, el valor de Rw se obtiene de la gráfica usando las líneas interrumpidas.

Si el valor de (Rw)e calculado resulta menor que 0.1 a temperatura de formación, el valor de Rw se obtiene también de la gráfica, pero usando las curvas contínuas.

DETERMINACION DE LA RESISTIVIDAD DEL LODO, DEL FILTRADO Y DEL

ENJARRE

Uno de los parámetros que entran en forma directa no solamente en el cáculo de Rw o del SSP, sino también a través de todo el análisis cuantitativo de registros, es la resistividad del lodo Rmf. Cuando se usan registros de resistividad (se verá más adelante) es necesario conocer además la resistividad del enjarre, con el objeto de determinar los valores de resistividad verdadera de la formación de la zona barrida por el filtrado de lodo.

Metodos directos:

Obtención de Rm

Generalmente se determina de manera experimental en una muestra del lodo del sitio mismo del pozo, mediante un resistivímetro de que va provisto el equipo montado en el camión de registros. Otro método para determinar Rm es por medio de la sonda de microlog (se verá más adelante)

Obtención de Rmf

También se puede determinar en una muestra del filtrado de lodo que se obtiene en el mismo sitio del pozo. Algunas sondas de microlog recolectaban muestras directamente dentro del pozo.

Metodos indirectos:

A veces no es posible obtener directamente valores adecuados de Rmf y Rmc. Trabajos experimentales de campo y laboratorio, dieron una relación entre Rm, Rmf y Rmc aproximadamente dada por:

65.2

07.1

69.0

mf

m

mf

mc

mmf

RR

RR

RCR

Se encontró que el valor de C es función de la densidad del lodo:

DETERMINACION DE LA CONSTANTE K

La ecuación K de la ecuación que se ha venido usando en el cálculo del potencial espontáneo es función de la temperatura. Existen varias expresiones para determinar su valor. La que se usará en este curso será:

CparaTK

FparaTK

0

0

23.064

13.060

ANOMALIAS DE LA CURVA DEL SP

Pueden ser debidas a condiciones de las formaciones y/o del pozo o al equipo superficial y/o subsuperficial.

- Cambio de la línea de base de lutitas.- Invasión desigual.- Anomalías debidas al equipo.

Cambio de la línea de base de lutitas

Invasión desigual

Magnetismo

EJEMPLOCalcular Rw

2465-2478 m

Tomemos el valor de SSP en el 100% de saturación de agua. SSP =100 mV.

Información general: Ts: 28 0C Tmax: 76 0C a 3106 m.Densidad del lodo: 1.27 gr/cm3, Rm: 1.6 Ohm-m a 28 0C y Diámetro del hoyo 0.22 m (8’ 5/8)

- Se calcula la temperatura de la formación, ya que se tiene los puntos para establecer el gradiente y la profundidad de la arena. T=66 0C

- Calculamos la Rm a temperatura de formación mediante la gráfica o las ecuaciones vistas anteriormente. Rm=0.8 Ohm-m

- Luego calculamos Rmf, ya que se tiene la densidad del lodo. Rmf=0.66 Ohm-m.

- Como Rmf > 0.1 Ohm-m a Tf:(Rmf)e=Rmf

- Aplicando K=64+0.23T. K=70

- Sustituyendo los valores en:

(Rw)e=0.038 Ohm-m

K

SSPmf

ew

RR

10

- Finalmente usando esta gráfica se obtieneRw =0.044 Ohm-m

RESITIVIDAD DE LAS FORMACIONESLa resistividad es una de las propiedades de las

rocas más comúnmente usadas en la interpretación de registros. Como se verá más adelante, por medio de ella se pueden determinar parámetros importantes de las yacimientos, tales como la porosidad y la saturación de fluidos.

Las resistividades que comúnmente tienen las rocas receptoras de yacimientos y formaciones asociadas son:

-Lutitas: 1-10 Ohms-m-Arenas con agua salada de 0.5-10 Ohms-m-Arenas con hidrocarburos de 1-100 Ohms-m-Calizas de 10 a 500 Ohms- o más

AGUA DE LAS FORMACIONESSe puede decir en general que la salinidad del

agua de las formaciones aumenta con la profundidad, sin embargo, hay ocasiones en que los valores se apartan de esta regla.

Se ha encontrado que la salinidad del agua asociada con los yacimientos petroleros puede variar desde aproximadamente 1000 ppm hasta cerca de la concentración de saturación del orden de 300000 ppm.

Los iones que comúnmente se encuentran en las agua de las formaciones son los siguientes:

Cationes AnionesNa+ Cl-

Ca+2 SO4-2

Mg+2 HCO3-

CO3-2

En las formaciones el Na Cl es el más común.

RELACIÓN ENTRE RESISTIVIDAD, SALINIDAD Y TEMPERATURA

A temperatura constante, la resistividad de un electrolito disminuye con el aumento de la salinidad. En los análisis cuantitativos de los regístros eléctricos se acostumbra usar resitividaders del agua de la formación que corresponden a una concentración equivalente de Na Cl. Como en las aguas de las formaciones existen otras sales además del cloruro de sodio se han determinado unos factores que permiten encontrar su equivalente en Na Cl.

Para obtener la salinidad equivalente de Na Cl de una solución dada cuya composición se conoce, basta multiplicar la concentración de cada uno de los iones por su respectivo factor y luego sumar los productos parciales. La suma será la concentración equivalente de Na Cl de la solución dada.

La concentración de iones en una solución, se expresa en partes por millón (ppm) es decir en microgramos de soluto por gramo de solución.

Ejemplo de cálculo de solución equivalente de Na Cl:

Halla la concentración equivalente de Na Cl si se tiene una solución de las siguientes características:

Na=10432 ppm Cl=19525 ppmCa=920 ppm HCO3=569 ppmMg=606 ppm SO4=158 ppm

Na=10432*1=10432 Cl=19525*1=19525Ca=920*1.1=1012 HCO3=569*0.35=199Mg=606*1.7=1030 SO4=158*0.8=126Total=12474 Total=19850

Suma de cationes y aniones = 32324 ppm

Ejemplo de cálculo de resistividad a un temperatura dada.

¿Cuál será la resistividad de la solución del ejemplo anterior a la temperatura de 30 0C?

32324 ppm

Ejemplo de cálculo de nueva resistividad con un cambio de temperatura.

¿Cuál será la nueva resistividad de la solución del ejemplo anterior a una temperatura de 90 0C?

También se puede hacer el cálculo por metódos de cálculo usando las ecuaciones:

CTT

RR

FTT

RR

0

2

112

0

2

112

5.215.21

77.677.6

CONCEPTOS DE FACTOR DE FORMACIÓN E INDICE DE RESISTIVIDAD

Los dos conceptos principales de la interpretación cuantitativa de los registros geofísicos los introdujo G. E. Archie en el año de 1942. Estos conceptos fueron: factor de formación e indice de resistividad.

Los conceptos anteriores surgieron del producto de experimentos de laboratorio efectuados sobre muestras de arenas y areniscas de yacimientos, llevados a cabo por Archie y otros autores.

Factor de formación: se define como el cociente que resulta de dividir la resistividad de una roca 100% saturada de agua salada entre la resistividad del agua que la satura.

Los experimentos de Archie, consistieron en determinar la resistividad de un gran número de muestras de formaciones de arenas saturadas al 100% con agua salada, a las cuales se les había determinado previamente la porosidad y la permeabilidad. Las porosidades variaron de 10% a 40% y las salinidades de las aguas de 20000 a 100000 milogramos de Na Cl por litro. Se graficaron los valores de porosidad contra el factor de formación.

Relación encontrada por Archie entre permeabilidad, porosidad y factor de formación para areniscas.

Relación encontrada por Archie entre permeabilidad, porosidad y factor de formación para arenas.

La ecuación empírica que se obtiene es de la forma:

mF

1

de acuerdo a la definición anterior F es entonces:

WRR

F 0

Donde Ro es la resistividad de la formación 100% saturada con agua salada y Rw es la resistividad del agua salada que satura la roca.

El coeficiente m se define como un exponente de cementación y analíticamente el valor de la pendiente de la curva de las gráficas anteriores. Físicamente es indicativo del grado de cementación de la roca. Archie encontró que para arenas no consolidadas el valor de m es del orden de 1.3, mientras que para arenas consolidadas es de aproximadamente 2.

mF

1

Posteriormente y debido al hecho de que el exponente m varía con la porosidad, otros autores han encontrado expresiones en forma experimiental, entre ellas estan las de Humble, la cual fue obtenida por Winsauser.

calizasF2

1

arenasF2

81.0

)(62.015.2

HumblearenasF

m

aF

Una forma usual de las ecuaciones de Archie y Winsauser en la práctica es como sigue:

durassformacioneRR m

o

w

1

blandassformacioneRR

o

w

465.0

*8.0

Ejemplo de cálculo de porosidad por métodos gráficos.

¿Cuál será la porosidad de una roca que tiene los valores de Ro=2 Ohms-m y Rw=0.044 Ohm-m a temperatura de formación?

El índice de resistividad de una formación se define como el cociente que resulta de dividir la resistividad de la roca saturada con agua salada e hidrocarburos, entre la resistividad de la roca 100% saturada con agua salada.

o

t

RR

I

nwS

I1

Al exponente n se le denomina exponente de saturación, el cual oscila entre 1.5 y 2.1. generalmente se usa el valor de 2.

Despejando Sw e insertando el valor I:

21

0

tR

RwS

Ahora bien como F=Ro/Rw y F=a/m la ecuación definitiva de Sw queda como:

2

1

**

tm

ww R

RaS

En conclusión la ecuación de Archie sería:

HumbleUsandotR

wRwS

arenasycarbonatosctRwRc

wS

21

*15.2*62.0

9.01

21