Evaluaciã“n de Formaciones1

8/16/2019 Evaluaciã“n de Formaciones1

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EVALUAR FORMACIONES LIMPIAS Y FORMACIONES ARCILLOSAS

MEDIANTE EL USO DE PETROFISICA CON APLICACIONES DE TECNICASSEMICUANTITATIVAS, TOMANDO EN CUENTA LOS PERFILES DE POZOS Y

SU USO EN LA INDUSTRIA PETROLERA, ASI COMO LOS PRINCIPIOS DE

MEDICION DE LOS PERFILES RADIOACTIVOS Y ACUSTICOS.

OBJETIVO DEL MODULO


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CONTENIDO DEL MODULO

• MODELO GEOLOGICO.• Propiedades petrofisicas de las rocas

• MODELO AMBIENTAL.• Invasion• Tipo de lodo

• MODELO DE HERRAMIENTAS.• Mediciones de litologia, resistividad y porosidad

• MODELO MATEMATICO.• Arcillosidad, porosidad, y saturacion de agua

• RESULTADOS DE LA EVALUACION PETROFISICA.• REGISTROS DE CEMENTACION.


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EXPECTATIVAS DEL ALUMNO ACERCA DELMODULO DE REGISTRO DE POZOS


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MODELOS

ModeloGeológico PropiedadesFísicas de lasRocas

ModeloAmbiental

InvasiónTipo de Lodo

Modelo deHerramientas Mediciones de:

Litología,Resistividad yPorosidad

ModeloMatemático ArcillosidadPorosidadSaturación de

Agua

Resultadosde laEvaluación

Calidad de laRocaPetróleo en

Sitio

Evaluación de Formaciones


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MODELO GEOLÓGICOPropiedades Físicas de las Rocas


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Propiedades Físicas de las Rocas


Todas las rocas que cubren la tierra de acuerdo con la forma comoellas han sido formadas, se agrupan en tres clases principales: ígneas,metamórficas y sedimentarias.

ROCAS ÍGNEAS: Se forman del enfriamiento y solidificación delmaterial de roca que se encuentra debajo de la corteza terrestre en estado

líquido. Pueden ser formadas debajo de la superficie por enfriamiento muylento o formadas en la superficie cuando el material fundido es forzado haciala superficie de la tierra. En esta categoría se encuentran granitos, dioritas,lavas, basaltos, etc.


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ROCAS METAMÓRFICAS: Originalmente pueden ser ígneas osedimentarias, sus características originales han sido cambiadasgrandemente por las acciones de presión, temperatura y otros factoresque actuaron sobre ellas dentro de la corteza de la tierra. Ejemplo deestas rocas son: filitas, esquistos, etc.


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Propiedades Físicas de las RocasROCAS SEDIMENTARIAS: Estas rocas provienen de la

consolidación de sedimentos formados sobre la superficie de la tierra oambientes marinos, originados por descomposición mecánica de fragmentos derocas pre-existentes por efecto de meteorización, erosión y transporte(depositación mecánica), también por precipitaciones químicas de soluciones opor secreción de organismos vivientes (depositación química). Frecuentementefueron depositados en capas o estratos.


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En su mayoría todo el petróleo producido en el mundoproviene de rocas sedimentarias. Para localizar los yacimientos que

contienen petróleo, se requiere del conocimiento de la naturaleza de lossedimentos.

Las rocas sedimentarias, están en su mayoría formadas por

minerales que permanecen estables sometidos a condiciones normalesde esfuerzos y temperatura derivados de procesos y pueden serdivididas en dos grandes grupos mecánicos y químicos.


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Rocas Clásticas: Están formadas de restos provenientes dela alteración y descomposición de rocas pre-existentes que puedenser transportadas, frecuentemente a distancias considerables, por elviento, agua o hielo desde el sitio de erosión hasta el sitio dedepositación. Estos sedimentos, los cuales se asientan bajo laacción de la gravedad a distancias desde sus orígenes sondenominados“Exógenos” . Las partículas están usualmente unidaspor un cemento de origen químico o bioquímico formandoposteriormente la despositación. Ejemplo: Calizas y dolomitas.

Las rocas sedimentarias se clasifican según su composición en:

Rocas Carbonáticas: Son formadas por carbonatos decalcio y de magnesio precipitados en las aguas marinas por procesosquímicos y bioquímicos. Ejemplo: Calizas y dolomitas.


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AreniscasConglomerados

Lutita

CalizasLutitas Diatomeas

Fosforitas

Dolomitas

Evaporitas(Algunas Calizas)

Precipitaciones

Restos Biológicos yPrecipitaciones

Carbón Orgánico

Restos Orgánicos Soluciones

DescomposiciónMecánica

Roca Fuente

Fuente: Introduction to Wireline log analysis W.A.

Minerales Preexistentes

DescomposiciónQuímica

Clasificación de las Rocas Sedimentarias


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SIMPLE

ARCILLOSAS

COMPLEJA

ARENAS CALIZAS DOLOMITAS

LUTITA

ARENA

MICA

LUTITA

Fuente: Avanced Formation Evaluation. Schlumberger Surenco S.A.


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Propiedades físicas de las rocas


Porosidad es el volumen de poros por unidad de volumen deformación; es decir, la fracción del volumen de una muestra que está ocupada

por poros o vacíos. El símbolo para la porosidad es . Una sustancia densa yuniforme, semejante a un pedazo de vidrio, tiene porosidad cero; una esponjatiene una muy alta porosidad.

Las Porosidades de formaciones de superficie pueden ser muyvariadas. Carbonatos densos (calizas y dolomitas) y evaporitas (sal, anhidritayeso, etc.) pueden mostrar prácticamente porosidades cero; pozo con arenasconsolidadas pueden tener porosidades del 10 al 25 %; arenas no consolidadas

pueden tener 25 % o más.

POROSIDAD


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Arcillas o Lutitas pueden contener por encima del 40 % de

porosidad llena de agua, pero los poros individuales son usualmente tanpequeños que la roca es impermeable al flujo de fluidos.

Las Porosidades están clasificadas de acuerdo a la colocación físicadel material que rodea los poros y a la distribución y forma de los poros.En una arena limpia, la roca matriz está formada por granos de arenaindividuales, mas o menos en forma esférica, empacados juntos de lamisma forma en que los poros están entre los granos.


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MATERIALCEMENTANTE

GRANO DEARENA

POROSIDADEFECTIVA

25%

POROSIDADNO EFECTIVA

5%POROSIDADTOTAL 30%


POROSIDAD


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PERMEABILIDAD

La permeabilidad es una medida de la facilidad con la cual losfluidos pueden fluir a través de la formación. Para una muestra de rocadada y para cualquier fluido homogéneo, la permeabilidad será unaconstante con tal y los fluidos no tengan contacto con la misma roca.

La unidad de permeabilidad es el darcy, la cual es muy grande,tanto que la parte de mil es generalmente utilizada: el milidarcy (md). Elsímbolo para la permeabilidad es k.

Una roca, para ser permeable, debe tener algunos porosinterconectados, capilares o fracturas. De aquí que existe una relaciónaproximada entre la porosidad y la permeabilidad. Las permeabilidadesmás grandes, en general, corresponden a grandes porosidades, pero estoesta lejos de ser una regla absoluta.



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Las arcillas y algunas arenas tienen altas porosidades, pero los granosson mas pequeños que el camino disponible para el movimiento del fluido, yaque es bastante restringido y tortuoso; así que, sus permeabilidades puedenser muy bajas.

Otras formaciones, tales como calizas, pueden estar compuestas deuna roca densa partida, por un poco de fisuras pequeñas o fracturas de gran

proporción. La porosidad de cada una de las formaciones puede ser baja, perola permeabilidad de una fractura puede ser enorme. Por lo tanto, las calizasfracturadas pueden tener baja porosidad pero una permeabilidadextremadamente alta.



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POROSIDAD40%

PermeabilidadHorizontal 1500md

PermeabilidadVertical 1000 md


PERMEABILIDAD


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SATURACIÓN

La saturación de una formación es la fracción del volumen deporos ocupados por el fluido considerado. La Saturación de Agua, esentonces, la fracción (o porcentaje) del volumen de poros que contiene aguade la formación. Pero si nada mas existe agua en los poros, una formacióntiene una Saturación de Agua del 100 %. El símbolo para la Saturación esS; varios subíndices son utilizados para denotar saturación de un fluido enparticular (Sw para Saturación de Agua, So para Saturación de Petróleo,Sh para Saturación de hidrocarburos, etc.).

La saturación de petróleo, o gas es la fracción del volumen deporos que contiene petróleo o gas. Los poros deben estar saturados conalgún líquido. Así, la sumatoria de todas las saturaciones en una roca deformación dada debe ser un total del 100 %.



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GRANOS DEARENA

MATERIALCEMENTANTE

PETROLEO

AGUA

GAS


SATURACIÓN


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Propiedades físicas de las rocasPRESIÓN CAPILAR



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Fuente: Advanced Interpretation of Wireline Logs, Schlumberger



PRESIÓN CAPILAR


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PRESIÓN CAPILAR


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PRESIÓN CAPILAR


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PRESIÓN CAPILAR


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Fuente: Log Interpretation Principles / Aplications


SERIE DE CURVAS DE PRESION CAPILAR EN FUNCION DE LA PERMEABILIDAD

PRESIÓN CAPILAR


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MODELO AMBIENTAL

INVASIÓN


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Para la perforación de pozos, el lodo es utilizado con el propósito deevitar derrumbes en las paredes del hoyo, evitar aportes de fluidos de laformación hacia el pozo durante la perforación, para controlar arremetidas,etc. Esto se logra preparando el lodo de manera tal, que la presión ejercida porla columna hidrostática del fluido, sea mayor que la presión de las formación.

Este diferencial de presión permite que el filtrado del lodo penetre

dentro de las formaciones permeables, quedando depositadas las partículassólidas del lodo en la pared del pozo, formándose de esta manera el revoque, ecual por ser de baja permeabilidad reduce considerablemente el proceso de

invasión de filtrado hacia la formación.


INVASIÓN


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Parámetros de Formaciones

Resistividad de laZona

Resistividad del

Fluido

LODO

H

Espesor delYacimiento

Zona deTransición

Zona NoInvadida

Rs

YacimientoAdyacente

Sw

RwRt

Si

Ri Rz

Rs

YacimientoAdyacente

ZonaInvadida

Rmf Rxo

Sxo

Rm

Rmc

hmc

Revoque

dhDiámetro del Hoyo

di

dj

Zona de Saturación deAgua

Fuente: Schlumberger.


INVASIÓN


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Fuente: Introduction to Wireline log Analysis W.A.

Distancia del Hoyo

H o y o

Distancia del Hoyo

Zona de agua

Distancia del Hoyo

Zona de HidrocarburoSistema deLodoSalado

Incrementando

Sistemade LodoFresco

Incrementando

Zona dePetróleo

Zona deAguaSalada

Lodo Fresco

R e s

i s t i v

i d a

d R

Zona Invadida

Registro de Invasión


INVASIÓN


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Los registros de pozos representan uno de los métodos másimportantes de adquisición de las medidas de las propiedades físicas dematerial de la roca matriz y los fluidos que ocupan los poros. Estos datotambién son obtenidos por análisis de núcleos y análisis de muestra de pared.

Los datos de núcleos y registros son comparados y usados en conjuntopara definir las propiedades del yacimiento.

Cuando no hay núcleo disponible, los datos de registros sonfrecuentemente usados extrapolando la información de análisis de núcleo yregistros de pozos vecinos. Las medidas de registros pueden definir o al menoinferir propiedades petrofísicas tales como porosidad, volumen de arcillalitología, saturación de agua, gas y petróleo, estimar permeabilidad, predecircortes de agua, determinar zonas de sobre presión y cálculos de petróleo

residual.

REGISTROS DE POZOS



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Pocos de los parámetros petrofísicos pueden ser medidosdirectamente. En lugar de esto, ellos pueden ser derivados o inferidos de lasmediciones de otros parámetros petrofísicos de la formación. Estos incluyen

entre otros, la Resistividad, la Densidad, el Tiempo de Tránsito, el PotencialEspontáneo, la Radioactividad Natural y el contenido de Hidrógeno de la roca.

La interpretación es el proceso por el cual estos parámetros medidos

son traducidos a parámetros petrofísicos necesarios para evaluar unyacimiento: Porosidad, Saturación de Hidrocarburo, Permeabilidad, Espesor,Litología, Arcillosidad, etc.



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Las mediciones de registros de pozos, a cualquier profundidad en elhoyo, corresponden a las propiedades de las rocas, fluidos o gas, y espacioporal. Las respuestas de los registros están también en función de lascaracterísticas de las facies de las rocas. Los parámetros petrofísicosespecíficos tienden a ocurrir en ambientes específicos y en variaciones de facieparticulares. La mayor ventaja de los registros con guaya es la caracterización

de un registro continuo en superficie de toda la unidad estratigráficapenetrada. Las mediciones de profundidad, espesor, y comparacionescualitativas de capas permeables e impermeables son rápidamenteidentificadas.



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El análisis de registro es primeramente usado para describir unsólo pozo. Sin embargo, cuando hay una serie de registros corridos envarios pozos representativos en un área geográfica específica, esto puedeser usado como una herramienta geológica para describir estructura local,

estratigráficas, facies, ambientales de depositación y geometría deyacimiento.



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PR OF

UNDIDAD

FORMACIONTOPES

LUTITA

LITOLOGIA

ARENA

LUTITA

CALIZA

FRACTURAS ?

POROSIDAD ?PERMEABILIDAD ?FLUIDOS ?

TIPO ?

POROSIDAD ?PERMEABILIDAD ?FLUIDOS ? TIPO ?CANTIDAD ?

CONTINUO AL

PROXIMOPOZO ?

INTERPRETACIÓN DE REGISTROS A HOYO ABIERTO



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PROBLEMAS

Capa de roca

Capa de Gas

Contacto Gas-Petróleo

ContactoPetróleo-Agua

Columna Litológica

Agua

Petróleo

+



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Litología Espesor

Porosidad Cantidad Tipo Distribución

SaturaciónPermeabilidadProductividad

DepositaciónTipo de Fluido

Contactos de FluidoLitología Tipo de Roca Contenido de Arcilla

Tipos de ArcillaEtc.

INFORMACIÓN OBTENIDA A PARTIR DE REGISTROS A HOYO ABIERT



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HIDROCARBUROS EN SITIOUn estimado de la cantidad total de hidrocarburos en sitio puede ser

obtenida a partir de los análisis/evaluaciones de los Registros. El producto dePorosidad y Saturación de Hidrocarburos, x (1 - Sw), es la fracción de laformación que contiene hidrocarburos. El espesor de la formaciónproductora, (h) (ft), puede ser determinado a partir de los registros.

Petróleo N = 7,758 * *(1 - Sw) * h * A

Donde:N: Volumen de Barriles de Petróleo en Sitio

: Porosidad EfectivaSw: Saturación de Aguah: Espesor de la formación con hidrocarburoA: Area en Acres



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HIDROCARBUROS EN SITIO

Gas G = 43,560 * *(1 - Sw) * h * A

Donde:G: Volumen de pies cúbicos de Gas en Sitio

: Porosidad EfectivaSw: Saturación de Aguah: Espesor de las formación con hidrocarburoA: Area en Acres



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MEDICIONES DE REGISTROS

Mediciones de Litologia Gamma Ray SP

Mediciones de Resistividad Profunda Media Somera

Mediciones de Porosidad Densidad Neutrón Sónico Resonancia Magnética



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MEDICIONES DE LITOLOGÍA

H,Vsh



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El valor de un registro con el cual se pudiera determinar directamentela litología, seria incalculable.

Desafortunadamente no existe. Sin embargo, uno de los primerosregistros que se utilizó, el del potencial espontáneo o curva SP, suministrainformación de la cual se puede deducir la litología, además de proveer una

indicación de la permeabilidad.La curva de rayos gamma también puede usarse para determinar la

litología. Normalmente, cuando las condiciones en el pozo no son laapropiadas para un registro SP, se corre uno con rayos gamma.

Registro de Potencial Espontáneo SP



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El SP es una medida de las corrientes eléctricas que se producendentro del pozo, debido al contacto entre diversos fluidos con salinidaddiferentes; Este registro se usa normalmente en pozos perforados con lodoscuya base es agua dulce.

El filtrado del lodo de perforación invade aquellas zonas que exhibenalguna permeabilidad y, en consecuencia, se generan corrientes. Si la zona es

impermeable, como es el caso de lutitas, no habrá invasión por los filtrados yno se generaran “corrientes SP” ; por lo tanto, el trazo de la curva serárelativamente recto sin caracteres distintivos.




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La curva SP generalmente se registra en la columna 1 (la de laizquierda) del registro. La magnitud de la deflexión se determina mediante larelación entre la resistividad del filtrado de lodo y la resistividad del agua

presente en la formación, lo que constituye una curva litológica.Debido a que la SP no es una curva que empieza con un valor de cero, l

deflexión se mide a partir de una“línea base para lutita” cuya posición ladetermina el ingeniero que corre el registro y no afecta la interpretación de lacurva SP. La polaridad de la deflexión es negativa a la izquierda de la líneabase y positiva a la derecha de la misma. Ello significa que cuando el lodo dperforación es mas dulce que el agua de la formación, la curva SP se desplaz

hacia la izquierda en las zonas permeables.


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Espesor (h) y Resistividad (Rt) de la capa permeable Resistividad (Ri) y diámetro (dj) de la zona invadida Resistividad (Rs) de las formaciones vecinas

Resistividad (Rm) del lodo y diámetro (dh) del pozo


Factores que influyen en la curva SP


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L I N E A B A S E D E

L U T I T A

R MF = R W

R MF > R W

R MF >> R W

R MF < R W

INTERPRETACIÓN DE LA CURVA SP



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Fuente: Introduction to Wireline log Analysis W.A.

EJEMPLO DE REGISTRO SP


l ó d


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El registro de Rayos Gamma es una medida de la radioactividadnatural de la formación. La medición se realiza con un detector de rayosgamma y normalmente se registra simultáneamente con otro registro. Losmateriales radioactivos están asociados normalmente con las rocas de granomuy fino. Estas rocas generalmente son arcillas y, de menor nivel deradiación, limos. La radioactividad se origina en los elementos radioactivosnaturales: potasio, torio y uranio contenido en las rocas.

El registro de rayos gamma naturales se puede interpretar como unregistro de arcillosidad. Los niveles altos de radiación ocurren frente a lasarcillas mientras que en las formaciones limpias tales como arenas, calizas,dolomitas, anhidritas, etc, la radioactividad es normalmente baja.

REGISTRO DE RAYOS GAMMA



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El registro de Rayos Gamma sufre muy pocos efectos provenientes defactores externos (tal como diámetro de pozo, densidad de lodo, etc.). El perfise registra en unidades API. Unidad arbitraria standard utilizada por lamayoría de las compañías de servicios. La referencia patrón son los pozos deAPI en Houston, Texas.

Las lecturas de registro de Rayos Gamma naturales deben serpromediadas dado de que se trata de una medición estadística Los límites decapa se ubican en la mitad entre los extremos de la deflexión. La resoluciónvertical del registro de rayo gamma naturales es de 1.96 pies. Es decir que sepueden obtener buenos valores de radiación natural en capas de hasta eseespesor. En este caso particular no es la configuración de la herramienta laque fija esta limitación sino el hecho de que los rayos gamma son muypenetrantes y no se confían solo a la capa donde se han originado.


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La velocidad de perfilaje debe ser baja, en caso contrario, lasamplitudes y los límites de capa se ven distorsionados. Se debe tener unconocimiento previo de la zona para una buena interpretación, dado que enalgunas áreas las calizas y dolomitas son radioactivas y pueden serconfundidas con tramos arcillosos.


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Fuente: Essentials of Modern open-hole log interpretation Johnt Dewan

RESPUESTA DEL GR EN FORMACIONES TÍPICAS

Arenisca Arcillosa

Lutitas

Arenisca muy Arcillosa

Caliza Limpia

Dolomita

Arcilla

Arenisca Limpia

CarbónArena Arcillosa

Anhydrita

Ceniza VolcánicasYeso

Sal

0 50 100


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MEDICIONES DE LITOLOGÍADETERMINACIÓN DEL INDICE DE ARCILLOSIDAD ISH DE LA CURVA DE GR

Fuente: Essentials of Modern open-hole log interpretation John Dewan


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MEDICIONES DE RESISTIVIDAD

Rt, Rxo




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La resistividad se define como la capacidad que una sustanciatiene de impedir el flujo de una corriente eléctrica. Es una propiedadfísica de la sustancia, independiente de su tamaño o forma.

En el registro de pozo frecuentemente se utilizan los términosresistividad y conductividad, siendo uno inverso del otro; por lo tanto, auna resistividad alta corresponde una conductividad baja y viceversa.

La unidad de resistividad que se usa en los registros es el ohmio-metro2/metro, que puede abreviarse a ohmio-metro.

La conductividad eléctrica se expresa en mhos por metro, con elobjeto de evitar fracciones decimales.


RESISTIVIDAD




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En los registros eléctricos la conductividad se expresa enmilimhos por metro, o simplemente en milimhos. Por consiguiente, la

relación entre resistividad y conductividad es :


Resistividad (ohmios) =1000

Conductividad (milimhos)




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Los minerales que conforman la matriz de una roca en yacimientos nconducen corrientes eléctricas y se llaman“no conductores” ; por consiguiente, elflujo de corriente en las rocas sedimentarias esta asociado con el agua contenid

dentro de los poros.Casi todas las aguas en los poros contienen cloruro de sodio (NaCI) e

solución; por lo tanto, la corriente la transportan los iones (cada uno tiene una

carga eléctrica) de sal disuelta en el agua. Es decir, la conductividad eproporcional a la concentración de la sal en el agua. Aunque cada uno de loiones solo puede transportar una cantidad definida de electricidad, un aumentoen la temperatura de la formación produce una mayor velocidad de su

movimiento, lo cual origina un incremento en la conductividad.





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El cálculo de saturación en agua (y en consecuencia, lasaturación de hidrocarburos) se basa en los valores de la resistividad dela formación (o su reciproca, la conductividad) que se miden en losregistros de pozos.

La mayor parte de los registros de resistividad presentan mas deuna clase de medición de la misma. Por lo general, estas diferentesmediciones se combinan con la información de otros instrumentos deregistro, a fin de obtener una visión total de las formaciones y de losfluidos en cuestión.



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La resistividad se mide fundamentalmente con dos tipos de registros.Los instrumentos de inducción consisten en una o mas bobinas transmisoras

que inducen corrientes en la formación las cuales son luego detectadas por lasbobinas receptoras. Se usan varias bobinas para lograr un enfoque de lamedición de tal forma que el material que se encuentra en el pozo, en la zonainvadida y en las formaciones adyacentes no afecte significativamente la

medida. El otro sistema de medición de resistividad utiliza electrodos. Estoselectrodos están conectados a fuentes de potencial y la corriente fluye desde lamismas a través del fluido del pozo y de la formación hacia un electrodo

remoto en referencia.

REGISTROS DE RESISTIVIDAD


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Ejemplos de este sistema de métodos son la Normal Corta (Short

Normal), Normal Larga (Long Normal) lateral y Laterolog (o Enfocado).Los dos sistemas que utilizan el principio de inducción son los registros deInducción Electroperfilaje y Doble Inducción Enfocado. Este último seemplea cuando la invasión es tan profunda que la curva de ResistividadProfunda (Inducción) se ve afectada y necesita ser corregida por la influencia,

precisamente, de esta zona invadida. Cuando hablamos de medición profundanos referimos hacia la formación (en una dirección perpendicular a la delpozo) mientras que una medición superficial es una medición cercana a lapared del pozo.





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El registro eléctrico consiste en una curva del potencial espontáneo (SPy una combinación de curvas de resistividad que reciben el nombre de normal o

lateral, según la configuración de los electrodos.

REGISTRO ELÉCTRICO

LA CURVA NORMAL CORTALa curva normal se obtiene utilizando dos electrodos pozo abajo, uno

de corriente y otro receptor. Los valores de la resistividad se obtienenmediante la caída de voltaje entre los dos electrodos. Se utiliza una normalcorta (con 16 pulgadas de espaciamiento entre los electrodos) para correlación,definición de los bordes de los estratos y para medir la resistividad cerca del

pozo.




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La curva lateral se obtiene utilizando tres electrodos pozo abajo,uno de corriente y dos receptores. El radio de investigación esaproximadamente igual al espaciamiento entre los electrodos, el cual semide entre el electrodo de corriente y el punto medio entre los doselectrodos receptores; este espaciamiento varía por lo regular entre 16 y

19 pies. Las curvas laterales no son simétricas y presentan distorsionescomo resultado en estratos adyacentes delgados, pero son muy efectivas enla medición de la resistividad real en formaciones gruesas y homogéneas.


LA CURVA LATERAL


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El Registro de Lateroperfil se obtiene mediante un instrumento queenfoca una corriente; su utilidad principal es en lodos conductivos, estratos

delgados y formaciones con alta resistividad.

Los electrodos de enfoque se colocan arriba y debajo del electrodo dcorriente y se mantienen con el mismo potencial, a fin de enfocar la corriente d

la formación en un disco delgado, la cual fluye perpendicularmente al pozo. Eradio de investigación es aproximadamente igual a tres veces la longitud deelectrodo de enfoque. El registro enfocado define muy bien los bordes de loestratos y se afecta poco con las resistividades de los estratos adyacentes.


LATEROPERFIL ENFOCADO




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REGISTRO RESISTIVO EN ESCALA LINEAL



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REGISTRO RESISTIVO EN ESCALA LINEAL



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REGISTRO RESISTIVO EN ESCALA LOGARÍTMICA



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LATEROLOG INDUCCION

NO

SI

POSIBLE

SI

NO

POSIBLE

SI

CON SALINIDADES

NO MUY ALTAS

SI

NO

SI

SIBAJA

RESISTIVIDAD

HOYO LLENO DEAIRE

ALTARESISTIVIDAD

LODO FRESCO

LODO SALADO

LODO EN BASEA PETROLEO

Si Rt < RxoINDUCCION (NO

CONDUCTIVO)

Si Rt > RxoLATEROLOG (CONDUCTIVO)

Fuente: Avanced Formation Evaluation. Schlumberger.




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Los Registros de Resistividad de pared se utilizan para

determinar la resistividad de la zona lavada adyacente a la pared delpozo y/o para detectar revoque y así ayudar a ubicar las zonaspermeables. Todos estos sistemas tienen poca profundidad deinvestigación. Se los considera generalmente registros auxiliares y sumandatos para la interpretación de los registros de Rt y porosidad.

MICRORESISTIVOS




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MICROPERFIL




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El registro Proximity es el equivalente del Micro-Laterolog para lodosdulces. Tiene un mayor enfoque y mayor profundidad de investigación dentrode la formación. Se mide la resistividad de la zona invadida y/o lavada. La

resolución vertical no es tan fina como la del Microperfil pero anda en el ordende algunas pulgadas.

El registro Proximity se utiliza junto con el Doble Inducción enfocadopara completar el análisis de registro, de resistividades y lograr así una buenacorrección por invasión. Se utiliza también para determinar la resistividad dela zona lavada y ayudar en la ubicación de zonas invadidas y/o permeables. Lapresentación del registro Proximity es la misma que la del Micro-Laterolog aexcepción que normalmente se registra en forma simultánea un Registro deMicroperfil.

REGISTRO PROXIMITY




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Registro Proximity




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MEDICIONES DE POROSIDAD




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El Registro de Densidad es un Registro continuo de las variacionesen la densidad de la columna litológica atravesada por el pozo. El término

“densidad total” se aplica al peso total de una unidad de volumen de laroca. En caso de rocas porosas, dicho término incluye la densidad delfluido en el espacio poroso como así mismo la densidad del grano de laroca.

Debe existir una relación entre el fluido alojado en los poros de laroca, que contribuye a la densidad total, y la porosidad de la roca. Estarelación constituye la base para el cálculo de la porosidad mediante elregistro de Densidad.


REGISTRO DE DENSIDAD




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DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD DE REGISTROS DE DENSIDAD

ma - b T = ma - f

ma- b ( ma- sh)E = -Vsh

ma- f ( ma- f)Donde:

T: Porosidad TotalE: Porosidad Efectivama: densidad de matrizf: densidad del fluidosh: densidad frente a la arcilla

Vsh: Volumen de Arcilla

2.87 Dolomita2.71 Caliza2.65 Areniscas

1.0 Lodo Fresco1.1 Lodo Salado

Lectura de Registrofrente a la Arcilla

Arenas Limpias Arenas Arcillosas




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REGISTRO TIPO DENSIDAD




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REGISTRO TIPO DENSIDAD




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Los Registros Neutrónicos son usados principalmente para ubicarformaciones porosas y determinar su porosidad. Ellos responden, enprimer lugar, a la cantidad de hidrógeno presente en la formación. Así, enformaciones limpias cuyos poros está llenos de agua o petróleo, el RegistroNeutrónico nos da el valor real del espacio poral lleno de fluidos.

Las zonas gasíferas pueden frecuentemente identificarsecomparando el registro neutrónico con otro de porosidad o con los valoresde porosidad obtenidos de testigos o núcleos. Una combinación delRegistro Neutrónico con uno o dos registros de porosidad, da valores aunmás exactos de porosidad y la identificación litológica, incluyendo laevaluación del contenido de lutita.

REGISTRO NEUTRÓNICO




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REGISTRO TIPO DE POROSIDAD


GR

NPHIRHOB

va uac ó de o ac o es



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Donde:NE: Porosidad Neutrón EfectivaDE: Porosidad Densidad Efectiva

NT: Porosidad Neutrón TotalDT: Porosidad Densidad TotalNSH: Porosidad Neutrón frente a la ArcillaDSH: Porosidad Densidad frente a la Arcilla


NE= NT -(Vsh * NSH)DE= DT -(Vsh * DSH)

= ( DE + NE) / 2

( DE2 + NE2)

= 2Hidrocarburo Zona de Gas


DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD DE LA COMBINACIÓN NEUTRÓDENSIDAD




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RELACIÓN DENSIDAD NEUTRÓN




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GRÁFICO DE DENSIDAD-NEUTRON

GRÁFICO DE DENSIDAD



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El registro Acústico mide el tiempo más corto requerido por la ondadel sonido para viajar a través de un pie vertical de la formación adyacente ala pared del pozo. Este tiempo de tránsito (la inversa de la velocidad) puede

ser relacionada a la porosidad de la formación. El tiempo total que una ondaacústica emplea para recorrer un pie de la roca, se le adicionan los tiemposproporcionales representados a través de los poros llenos con fluido y de lamatriz, la cual representa la parte sólida de la roca. De ello resulta que parala porosidad la relación es:

tlog - tma =

tf - tma

REGISTRO ACÚSTICO



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REGISTRO ACÚSTICO



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REGISTRO ACÚSTICO

AP I

U NI T

S

95009600



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Donde:t: tiempo de transito ( seg./pie)tma: tiempo de transito de la matriztf: tiempo de transito del fluido

Cp: corrección de compactación enarenas no consolidadas


51.3 - 55.5 Areniscas47.6 Caliza43.5 Dolomita

189 Lodo Fresco185 Lodo Salado

Fórmula de Wyllie corregida por Arcillosidad y por Compactación:

( tlog- tma) 1 ( tsh- tma) E = * - Vsh

( tf - tma) Cp ( tf - tma)

Arenas Laminares ( tlog- tma) 1

E = * -Vsh( tf - tma) Cp

Arenas Dispersas

DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD DE REGISTROS ACÚSTICOS



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Corrección por Porosidades Altas en zona de Hidrocarburos

Donde:tma: tiempo de transito de la matriz

E = 0.625 (1 - tma / tlog)

= s *0.7 en Gas = s *0.9 en Petróleo

POROSIDAD ACÚSTICA: RAYMES, HUNT, GADNER



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HERRAMIENTAS

Capas Permeables vs.Capas Arcillosas

Hoyo Abierto.Lodo Fresco

Buen contraste entre R mf yRw. .

Resistividad de formaciónde Baja a Moderada.

Puede ser usado también enlodos salinos.

Facilita la lectura deArenas-Arcillas en elRegistro. Muy utilizadopara correlacionar juntocon el de Resistividad.

No está afectado por hoyosderrumbados ni deinvasión variable oprofunda.

Radiactividad asociadacon Arcillosidad.

Capas Radioactivas.

Tamaño del hoyo moderadoy poco derrumbe

No afectado por el fluido deperforación; este puede serusado en petróleo -o lodossalinos-o llenos de gas.

Puede también ser usado enhoyos entubados.

Variaciones en el tamañodel hoyo (derrumbe,hoyos no circulares).

Fracturamiento

Hoyo Abierto.

Raras veces correlacionablepor si mismo, perofrecuentemente ayuda aresolver ambigüedad enotros registros.

Define calidad del hoyo.

REGISTRO CORRELACION USOS O BENEFICIOSCONDICIONES PARA UN

MEJOR USO



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HERRAMIENTAS

Variaciones del contenidode Agua (y salinidad) en

capas con matriz noconductivas.

Las Respuestas en zonasPorosas varían con

porosidad de Formación yConductividad en el fluidode los poros.

Hoyo Abierto.

Lodo Fresco.

Resistividad de la Formación

por debajo de 100 ohm-m.

La curva de conductividadde la Inducción es útil paracorrelación en Arcillas yotras secciones de bajasresistividades.

Capas porosas Invadidas.La deflexión depende del

factor de formación,resistividad del agua, yarcillosidad.

Estratos densos (bajocontenido de agua ymatriz no conductiva)

Hoyo Abierto.Lodo Fresco.

Formaciones invadidas, notan resistivas.

Muy utilizado (usualmentecon SP o GR ) paracorrelaciones.

REGISTRO CORRELACION SOBRE USOS O BENEFICIOSCONDICIONES PARA UN

MEJOR USO

Fuente: Schlumberger.



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HERRAMIENTAS


factor de formación,resistividad del agua, y

arcillosidad.Estratos densos (bajocontenido de agua y

matriz no conductiva)

Hoyo Abierto.

Lodo Fresco.

Formaciones invadidas, no

tan resistivas.

Util para correlaciones enArcillas u otras seccionesde Resistividades bajas.


factor de formación,resistividad del agua, y

arcillosidad.Estratos densos (bajocontenido de agua y

matriz no conductiva)

Hoyo Abierto.

Lodo Fresco a Salado.Alta Relación R t /R w.

Amplificado

Util para Lodos Salados y

Formaciones Resistivas.

REGISTRO CORRELACION SOBRE USOS O BENEFICIOSCONDICIONES PARA UN

MEJOR USO

Fuente: Schlumberger


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MODELO MATEMÁTICO

ARCILLOSIDAD, POROSIDAD Y SATURACIÓN DE AGUA



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OTROSMINERALES

CARBONATOS

TIPOS

TIPO DEPOROSIDAD

SATURACION

ARENAS

ARCILLAS

TIPO DEARCILLA

VOLUMEN DEARCILLA

SATURACION

POROSIDAD

FLUJOGRAMA DE INTERPRETACIÓN

MODELOS MATEMÁTICOS



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La Ecuación de Archie, es la base bajo la cual los análisis deregistros modernos han sido desarrollados y se expresa acontinuación:

R o = F * R w

Donde:

F: Factor de FormaciónR W: Resistividad del AguaR O: Resistividad de una formación Limpia

ECUACIÓN DE ARCHIE



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Archie también propuso que F pueda ser relacionado alvolumen de Porosidad por la siguiente ecuación:

Donde:

a: Constante tortuosidad (normalmente tomada como unaunidad de volumen de roca del yacimiento).

: Volumen de Porosidad, %m: Exponente de Cementación

aF =

m



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El resultado de la propuesta de Archie es la conocidaecuación de Saturación:

Donde:

a: Constante tortuosidad: Volumen de Porosidad, %

m: Exponente de CementaciónF: Factor de FormaciónR W: Resistividad del AguaRt: Resistividad Total de la Formación

F * Rw a* Rw

S wRt m * Rt

= = n n

ECUACIÓN DE SATURACIÓN



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Si Sw = 100% , esto se reduce a:

log Rt = -mlog +log (a Rw)

Esto es una línea recta en la gráfica sobre un grid del papel logarítmicopara Rt vs. , donde:

y = m x + b

es la ecuación de una línea.

MÉTODO DE PICKETT



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El gráfico Pickett, al igual que el gráfico de Hingle, puedeproveer alguna información útil sobre las características de laformación. Este gráfico utiliza una variación básica de la ecuación deArchie:

Donde

log Rt = -mlog +log (a Rw) - n log Sw

F * Rw a* Rw

S wRt m * Rt

= = n n



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Modelos Matemáticos

Rt puede ser graficada contra la sobre papel logarítmico como sigue:

m

CADA “X” REPRESENTA UN PUNTO DE ANALISIS HECHO EN EL POZO

a

* R w

Método de Pickett



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Rt puede ser graficada contra la sobre papel logarítmico como sigue:Método de Pickett

Zona del acuífero



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Saturación de Zona InvadidaEl filtrado de lodo origina un radio de invasión donde

los fluidos originales de formación son desplazados por elfiltrado. La saturación de la zona lavada (Sxo) viene dada por larelación de Archie:

F * RmfSxo = Rxo

donde:Rmf: Resistividad del filtrado.Rxo: Resistividad de la zona lavada.F: Factor de formación.

n



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Propiedades Eléctricas de las Rocas

aa, es una constante que es determinada empíricamente; este

valor permite compensar las variaciones en compactación,estructura de poros, tamaño y distribución en la relación entreF y (Intercepto cuando la = 1) . El valor numérico para laconstante a está generalmente entre0,6 y 1,0.

El término n representa el exponente de saturación quegeneralmente es2. En la relación índice de resistividad y Sw esla pendiente.

m

n

El término m representa el exponente de cementación. Estádeterminado por el tipo y grado de cementación que mantienelos granos de roca juntos y puede variar numéricamente entre1,3 y 3. Los valores frecuentemente utilizados están en el rangode 1,8 y 2.

Valores < 1,4 no cementados1,4 a 1,6 Muy ligeramente cementados1,6 a 1,8 Ligeramente cementados1,8 a 2 Moderadamente cementados Valores > 2 Altamente cementados

En la relación factor de formación y porosidad es lapendiente.

Parámetros Petrofísicos a, m, y n



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Factor de Formación

Fuente: Special Core Analysis. Core Lab.



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Fuente: Special Core Analysis. Core Lab.



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Factor de Formación con/sin Presión de Sobrecarga


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Factor de Formación vs. Porosidad

Fuente: Formation Evaluation Data Handbook.



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I( Rt /Ro) vs Sw I( Rt /Ro) vs So

N

Fuente: Formation Evaluation Data Handbook.



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La temperatura de formación normalmente se incrementa con laprofundidad. La tasa de incremento con la profundidad esllamada Gradiente Geotérmico:

GG = 100 * (Tf - TS) / D

Donde:

GG = Gradiente geotérmico, ° F/100 ftTf = Temperatura de formación, °FTs = Temperatura de superficie media para un área dada, ºFD = Profundidad de la formación de interés, ft

Gradiente Geotérmico



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Cabezal de Registro



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Otra forma de escribir la ecuación del Gradiente Geotérmico es:

Tf = TS + GG *( D/100)

Lo cual permite un estimado de la temperatura de formación proveniente del

gradiente geotérmico y de la temperatura media para un área dada conocida.

Temperatura de Formación



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Determinación de Rw

El agua de formación, algunas veces llamada agua connata o aguaintersticial, es el agua, no contaminada por el lodo de perforación, quesatura los poros de la roca de formación. La resistividad de esta agua deformación, Rw, es un parámetro importante que es requerido para elcálculo de saturaciones (agua y/o hidrocarburos) de registros básicos deresistividad. Hay diferentes fuentes de información para la resistividad delagua de formación:

• Catálogos con información de resistividad de agua.• A partir de una muestra de agua producida de un horizonte delyacimiento.• Cálculo de Rw a partir del SP.•

Cálculo de Rw en un horizonte acuífero conocido.




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En muchas regiones productoras de petróleo, catálogos de agua hansido publicados que listan datos de resistividad de diferentes aguas deformaciones, recolectados de diferentes campos y diferentes horizonteproductores de la región. La fuente de valores de Rw pueden ser medidos demuestras de agua obtenidas de una prueba de producción. En algunos casos, lafuente pudiera ser de registros de pozos.

Estos catálogos son compilados y publicados por sociedades geológicalocales o profesionales, por compañías de petróleo o productoras, por entidadegubernamentales, y por grupos educacionales. Ellos pueden verificar valores dRw obtenidos de la curva del SP o de comparaciones de resistividades

porosidades.

CALCULO DEL Rw DESDE CATÁLOGOS DE AGUA



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Aunque las mediciones directas de la resistividad del agua deformación sobre una muestra de agua producida es siempre deseada,

algunas veces solo un análisis químico de la muestra de agua estádisponible, aún en las listas de los catálogos.

Existen métodos para derivar la resistividad de una solución desde

su análisis químico.

CALCULO DEL Rw DESDE ANÁLISIS QUÍMICOS



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Resistividad del Agua de Formación



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ANÁLISIS QUÍMICO DE AGUA DE FORMACIÓN



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ANÁLISIS QUÍMICO

Fuente: Log Interpretation Charts.



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RESISTIVIDAD DE SOLUCIONES NACI




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Tf = Ts + GG * (Df)

Señalar lo límites de capa con los puntos de inflexión de laSP y calcular el espesor de la capa.

Ubicar la línea base de Arcilla

Leer Rm, Rmf del encabezamiento y corregirlo para el valorTf

Calcular la Temperatura de formación Tf para esta profundidad.(Temperatura de fondo de pozo, Profundidad Total, Profundidad

Temperatura de superficie)

Continúa.

Señalar la capa permeable a ser analizada.

Co m en zar Aq u í

GG = Tf - TsDt

Rmf @ Tf = Ts + 6.77

Tf + 6.77Rmf@Ts *

Rm @ Tf = Ts + 6.77Tf + 6.77

Rm@Ts *

Datos Requeridos:• SP• Resistividad superficial (normal orta oregistro enfocado)• Tf o temperatura de fondo de pozo,profundidad total, profundidad deformación, temperatura de superficie.

GG = Tf - TsDt(Gráfico 1)

(Gráfico 2)

RW DESDE SP



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Fín

Rwe = Rmfe / (Rmfe/Rwe) del paso anterior

Hallar Rmfe/Rwe de la SP corregida, Tf y Gráfico 5

Hallar el factor de corrección para la SP y corregirla(Gráfico: 3-4)

Leer el valor máximo de la deflexión de SP para la capapermeable (en milivolts)

Hallar Rw de Rwe, Tf y Gráfico 6

Rsn

Rm

Ri

Rm =

Continuación.

RW DESDE SP



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GRAFICO 1


TEMPERATURA DE FORMACIÓN VS. PROFUNDIDAD



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GRAFICO 2


RESISTIVIDAD NOMOGRÁFICA PARA SOLUCIONES NACL



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GRAFICO 3


CORRECCIONES DEL SP



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GRAFICO 4


CORRECCIONES DEL SP



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GRAFICO 5


DETERMINACIÓN DE Rweq DESDE EL SP



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GRAFICO 6


Rw vs. Rweq y Temperatura de Formación



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1. Para lodos predominantemente NaCIa. Si R mf a 75 @ F es mayor que 0.1 ohm-m, utiliza R mfe = 0.85

R mf

a temperatura de formación. Esta relación está basada enmediciones hechas sobre muchos lodos típicos.

b. Si R mf a 75 @ F es menor que 0.1 ohm-m, utiliza las curvasNaCI (solida) del gráfico 6 para derivar un valor de R mfe de el valorcorregido de R mfmedido a TF.2. Para lodos gypsum de agua fresca, la curva punteada del gráfico 6 esusada para convertir R mf a R mfe .3. Para lodos basados en cal, a pesar de su nombre, usualmente tienenuna cantidad negligible de calcio en solución y es tratado como un lodoregular (ver regla 1).

Determinación de R mfe

Rw DESDE SP



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La Arcillosidad afecta los Registros según la proporción de arcilla ysus propiedades físicas. En el caso de diferentes herramientas de perfilaje

(Resistividad, Sónico, SP y Resonancia Magnética Nuclear) dependetambién de la forma en que la arcilla está distribuida en la formación. Laslecturas de las herramientas Radioactivas (Gamma Ray, Neutrón,Densidad) no son afectadas por la forma de distribución.

El estudio de núcleos revela que el material arcilloso se encuentradistribuido en la formación de tres maneras posibles.

Arcillosidad

Arenas Arcillosas



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La Arcilla puede existir en forma de Láminas, entre las cuales estándepositadas las capas de arena. La Arcilla en forma Laminar no afecta laporosidad o permeabilidad de las propias capas de arena. Sin embargo, alexistir una mayor cantidad de Arcilla laminar, la porosidad total quedareducida en la misma proporción.

La Arcilla está en forma de granos o nódulos en la matriz de la formación.A esta Arcilla Estructural se le atribuyen propiedades parecidas a la ArcillaLaminar.

El material arcilloso puede estar disperso a través de la arena, llenandoparcialmente los intersticios intergranulares. La Arcilla Dispersa puedeencontrarse en forma de acumulaciones adheridas a los granos de arena, orevistiendo los mismos, o puede llenar parcialmente los canales porales máspequeños. La Arcilla dispersa en los poros de la formación reducemarcadamente la porosidad/ permeabilidad.

Arcillosidad

Tipos de Arcillas



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Arenisca Limpia Lutita Estructural

Lutita Laminar Lutita Dispersa

Arcillosidad

Arenas Arcillosas


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Arcillosidad

GR - GR limpio Ish = Gr arcilloso - GR limpio

Indice de Arcillosidad para Registros GR

Donde:Ish: Indice de Arcillosidad

SP - SPlimpio Ish = SParcilloso - SP limpio

Indice de Arcillosidad para Registros SP



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Arcillosidad

DT - DTlimpio Ish = DT arcilloso - DTlimpio

Indice de Arcillosidad para Registros Sónico

Neutrón - Neutrónlimpio Ish = Neutrón arcilloso - Neutrónlimpio

Donde:Ish: Indice de Arcillosidad

Indice de Arcillosidad para Registros Sónico



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Arcillosidad

Lineal

Vsh = Ish

Clavier

Vsh = 1.7 - [ 3.38 - (Ish + 0.7)2 ] 1/2

Volumen de Arcillosidad



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Arcillosidad

Larionov (Rocas mas Viejas)

2 2 * Ish - 1Vsh =

3

Larionov (Rocas Terciarias)

23.7 * Ish

- 1Vsh = 2 3.7 - 1




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Arcillosidad

Stieber 1

IshVsh =

2 - Ish

Stieber 1

IshVsh =

3 - 2 * Ish




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Vsh vs. Ish


ó



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Saturación

Poupon

Swn = (a * -m * Rw [( 1 - Vsh ) / (1-Vsh)]Rt Rsh

Donde:Sw: Saturación de AguaRw: Resistividad del Agua de FormaciónRt: Resistividad real de la Formación: Porosidad EfectivaRsh: Resistividad frente a la ArcillaVsh: Volumen de Arcillaa: Constante de tortuosidadm: Factor de Cementaciónn: Exponente de Saturación

S ió



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Saturación

DeWitte

y = Vsh * ( 1 + 1 )Rt Rsh

Sw = 0.5 * Rw [-y2 + y2 +4 * ( Vsh - 1 ) ]Rw Rsh Rt

S ió



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Saturación

Hossin

Sw = [ a * Rw * ( 1 - Vsh ) ]1/n m Rt Rsh

Simandoux

[ ( Rw * F * Vsh )2 + Rw * F ]1/n - Rw * F * Vsh2 * Rsh Rt 2 * RshSw =

S ió



143/151

Saturación

Fert

Sw = 1 * Rw + ( a *Vsh )2

- a * VshRt 2 2

Sw = 1 * [ ( 0.8 * Rw )1/n

- ( Rw * Vsh )1/n

]Rt Rsh

S ió



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Saturación

Waxman-Smits

Sw =Rwe

m Rt

n

Donde:

Rwe = Rmf * Rw * SwtRwb ( Swt - Qvn ) + Rwf * Qvn

P bilid d



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Permeabilidad

Coates-Dumanoir

Tixier

Timur

K = 250 * 32

Swi

K = 100 * 2.252

Swi

K = 300 * w2

w4 Swi w

P bilid d



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Permeabilidad

Coates K = 70 * e2(1-Swi)2 Swi

Gas K = 79 * 32

Swi

Modelo Lago K = 85138.0 * ( E )4.30175 ( Sw )0.496875

P bilid d



147/151

Permeabilidad

Saturación de Agua Irreductible

K ro K rw

Sor

Sw 1

01

00

So

Swmin

1

PERMEABILIDAD RELATIVA Vs. SATURACION

P bilid d



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Permeabilidad

En muchos casos, pueden existir relaciones entre los valores deporosidad y permeabilidad, pero tales correlaciones usualmente son

empíricas derivadas para una formación dada en un área dada. Esto nomuestra una aplicación general o válida.Una relación general más empírica, propuesta por Willie y Rose,

incorpora Saturación de Agua Irreductible y tiene la forma k=C* x/(Swi)y.Las bases de la relación están claramente ilustradas en la figura anteriorpor la correlación entre la permeabilidad y la saturación de aguairreductible. Sin embargo, la dependencia de la permeabilidad sobre laporosidad no es evidente desde estos datos.

Permeabilidad desde Estimados de y Swi



149/151

Fuente: Essentials of Modern open-hope Log Interpretation.

GRAFICO DE POROSIDAD Vs. SATURACION DE AGUA

Porosidad vs. Saturación



150/151

Fuente: Essentials of Modern open-hole Log Interpretation John Dewan.

Registro Idealizado

Evaluación Petr of ísicaDentro de los Parámetros Básicos la Resistividad y Salinidad del Agua de



151/151

Dentro de los Parámetros Básicos, la Resistividad y Salinidad del Agua deFormación son unos de los más importantes por tanto se usa más de un

método para determinarla y validarla (Análisis de aguas, Pickett Plot,Método del SP).

Pozo SVS-313B6/9-SLG 18Zona del acuífero

Pickett Plot

Evaluaciã“n de Formaciones1

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