Introduccion a la exploracion de hidrocarburos

Introducción a laExploración de hidrocarburos (v.1)Autor: @jvstem “No hay mapas que lleven a

tesoros ocultos y nunca hay una X que marque el lugar.”

Indiana Jones y la Última Cruzada

En la industria de los recursos naturales nosotros hacemos los mapas y ponemos las X en donde es probable que haya “tesoros”.

Exploración de hidrocarburos@jvstem

1. Riesgo exploratorio2. Petrofísica3. Geofísica aplicada de superficie 4. Geofisica de pozo5. Métodos geológicos y geoquímicos6. Introducción a la simulación de yacimientos

Referencias: La mayoría de los contenidos han sido obtenidos de internet: blogs, slideshare, pdfs, apuntes de terceros. Se han colocado todas las referencias posibles. Si usted es el autor de alguna de las figuras o fotos que se muestran en este trabajo no dude en comunicármelo para documentarlo debidamente.

Tema 2Exploración de hidrocarburos

La exploración de yacimientos tiene como objetivo:

Determinar la existencia de petroleum systems

Determinar la situación geográfica y profundidad de los yacimientos.

Determinar el volumen del yacimiento, el volumen de hidrocarburos recuperables y su calidad a través de medidas directas, indirectas y simulación numérica.

Tema 2: Exploración de hidrocarburos2.1 Riesgo geoloógico

Llamaremos riesgo geologico (Rg) al la probabilidad de encontrar yacimientos económicamente rentables con la información geocientífica disponible.

Es muy importante que el riesgo sea lo menor posible para autorizar la perforación de pozos exploratorio.

El coste de un pozo puede oscilar entre 1 o 2 millones de USD al dia (o mas) dependiendo si es onshore u offshore.

La determinación del éxito geologico (Pe) considera la Formula de Probabilidad Total y el Teorema de Bayes, y se obtiene multiplcando la probabilidades de ocurrencia de cada uno de los factores del Ps.

Recordemos que los elementos de un Petroleum system son:

Roca madre Migración Roca almacén Roca sello Trampa Timing

Tema 2: Exploración de hidrocarburos2.1 Riesgo geológico

El Teorema de la probabilidad total nos permite calcular la probabilidad de un suceso a partir de probabilidades condicionadas. Es decir, dado una serie de sucesos A1, A2... An, calcular la probabilidad de que ocurra un proceso B.

𝑃 ( 𝐵 )=∑𝑖=0

𝑛

𝐴𝑖∗ 𝑃 ( 𝐵𝐴𝑖 ) “La probabilidad de que ocurra B es la suma de las probabilidades de que

ocurra cada suceso Ai por la probabilidad de que salga B si sucede un Ai”

Ejemplo: Nuestra empresa, AngoPetrol, ha llegado a la conclusion de que existen tres bloques interesante para realizar un sondeo, lamentablemente otras dos empresas han llegado a la misma conclusión con lo que se asignaran por concurso:

La posibilidad de que nos concedan el bloque A es del 50% La posibilidad de que nos concedan el bloque B es del 25% La posibilidad de que nos concedan el bloque C es del 12.5%

Con los datos geocientificos disponibles hemos determinado Que Las probabilidades de éxito (Pe) son:

En el bloque A del 25% En el bloque B de 40% En el bloque C del 70%

¿Cual es la PROBABILIDAD TOTAL de encontrar un pozo positivo?¿Os retiraríais del concurso? ¿y si tuvieramos en cuenta la Probabilidad de pozo positivo?

Resulta que no sabemos que bloque nos va a tocar en el sorteo, y queremos saber con los datos disponibles la probabilidad de encontrar un pozo positivo independientemente del bloque.

Solución:Pp = 0,5*0,25 + 0,25*0,4 + 0,125*0,25 = 0,3125 0,3125 * 100 = 31,25%

1 de cada 3


http://www.repsol.com/es_es/corporacion/prensa/Newsletter/futuro-hidrocarburos.aspx


El Teorema de Bayes sigue el proceso inverso al de la probabilidad total. Dado un proceso ocurrido B calcular la probabilidad de que ocurra un suceso An.

𝑃 ( 𝐴𝑖

𝐵 )=𝑃 ( 𝐴𝑖)∗ 𝑃( 𝐴𝑖

𝐵 )∑𝑖=0

𝑛

𝑃 ( 𝐴𝑖 )∗𝑃 ( 𝐵𝐴𝑖 )

“La probabilidad de que suceda Ai si sucede B es igual a la probabilidad de que suceda Ai por la probabilidad de B si sucede Ai entre la probabilidad total.”

Ejemplo: Nuestra empresa, AngoPetrol, ha llegado a la conclusión de que existen tres bloques interesante para realizar un sondeo, lamentablemente otras dos empresas han llegado a la misma conclusión con lo que se asignaran por concurso:

La posibilidad de que nos concedan el bloque A es del 50% La posibilidad de que nos concedan el bloque B es del 25% La posibilidad de que nos concedan el bloque C es del 12.5%

Las probabilidades exito (Pe) con los datos que se tienen son:

Si nos conceden el bloque A del 25% Si nos conceden el bloque B de 40% Si nos conceden el bloque C del 70%

¿Que bloque tiene mas probabilidades de habernos tocadoSi suponemos que hemos tenido éxito en la perforación ?

Suponemos que nos han concedido un bloque y la perforación ha sido positiva. Queremos saber cual tiene mas probabilidades de habernos tocado.

Solución:A (0,5 * 0,25) / 0,3125 = 0,4B (0,25 * 0,4) / 0,3125 = 0,32C (0,125 * 0,7) / 0,3125 = 0,28

0,4+0,32+0,28 = 1

La probabilidad de encontrar un yacimiento es:

Pexito = Prm x Pra x Psl x Ptp x Ptm

La probabilidad varia entre 0 y 1. Se considera que el riesgo empieza a ser aceptable con 0.75 aunque depende de otras decisiones como la experiencia del responsable a cargo, el precio del petróleo, el riesgo del pais, “corazonadas”....



AMPLIAR INFO

La petrofísica es la ciencia que estudia las propiedades físicas de las rocas en su mas amplio sentido. También estudia su comportamiento en la naturaleza y el de los fluidos que contienen.

Tradicionalmente esta vinculada a la industria de los hidrocarburos usándose el nombre de “propiedades petrofísicas” ampliamente.

En otros campos pese a medirse este tipo de propiedades se usan otros términos mas precisos (o no) como “mecanicas”, “geomecánicas”, “geotecnicas”, “geoelectricas”, “hidráulicas”... para referirse a propiedades físicas de materiales de origen geológico

Las propiedades petrofísicas pueden medirse de forma indirecta mediante well logging (cualitativo o cuantitativo) o directas en laboratorio.

2. Exploración de hidrocarburos2.2 Petrofísica – Propiedades petrofísicas


En esta sección vamos a centrarnos en aquellas medidas petrofísicas que se pueden obtener en laboratorio tanto en condiciones ambientales como de yacimiento. En este apartado nos encargaremos de las medidas de laboratorio sobre núcleos (testigos, cores).

Porosidad Permeabilidad Saturación Capilaridad Resistencia electrica Resistencia mecanicas www.Petrlabx.blognet.com

En laboratorio existen dos tipo de ensayos que se pueden realizar:

RCAL: Routine Core Analysis. SCAL: Special Core Analysis.


La porosidad es una medida del espacio disponible para la acumulación de fluidos en el interior de las rocas.

Basic Reservoir engineering. Ana Garcia.

2. Exploración de hidrocarburos2.2 Petrofísica – Propiedades petrofísicas2.2.1 Porosidad

Las rocas tienen dos tipos de porosidad: Primaria: intergranular o intercristalina. Secundaria: generada por alteración de la roca por

procesos como dolomitización, disolución o fracturación.

http://www-ig.unil.ch/


http://www.glossary.oilfield.slb.com/

Pasa a español y buscar mejor foto!!!!


𝑷𝒐𝒓𝒐𝒔𝒊𝒅𝒂𝒅 𝒂𝒃𝒔𝒐𝒍𝒖𝒕𝒂𝜃𝑎𝑏𝑠=𝑉 𝑝

𝑉 𝑡

𝑷𝒐𝒓𝒐𝒔𝒊𝒅𝒂𝒅𝒆𝒇𝒆𝒄𝒕𝒊𝒗𝒂 𝜃𝑒 𝑓 =𝑉 𝑡−𝑉 𝑔

𝑉 𝑡

𝑷𝒐𝒓𝒐𝒔𝒊𝒅𝒂𝒅𝒓𝒆𝒔𝒊𝒅𝒖𝒂𝒍 𝜃𝑟𝑒𝑠=𝜃𝑎𝑏𝑠−𝜃𝑒𝑓

¿Qué porosidad nos interesa en la exploración de hidrocarburos?



Porosímetro al Helio. http://www.coretest.com.

caminos.udc.es

Ejercicio: indicar que tipo de porosidad corresponde a cada dibujo.


https://www.google.es/url?sa=i&rct=j&q=&esrc=s&source=images&cd=&cad=rja&uact=8&ved=0ahUKEwjHoce0oJ3KAhXCvhQKHQP8BoAQjB0IBA&url=http://caminos.udc.es/info/asignaturas/obras_publicas/106/pdfs/GMT%2009%20Notas%20V.pdf&psig=AFQjCNFsEEOgDZc7dg5-TsitO3PMIkBSEg&ust=1452446754466187

La capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus porosidad efectiva.

Esta demostrado que solo depende de la naturaleza de la roca Permio = 1.127 darcys

La velocidad, v, de la ecuación de Darcy es una velocidad aparente de flujo. La velocidad real de flujo se determina dividiendo la velocidad aparente entre la porosidad. Φ = potencial del fluido. como el trabajo requerido por un proceso, donde no hay fricción, para

transportar una unidad de masa del fluido desde un estado de presión atmosférica y elevación cero, a un cierto punto de elevación Z.

Ley de Darcy Generalizada

http://www.lacomunidadpetrolera.com

2. Exploración de hidrocarburos2.2 Petrofísica – Propiedades petrofísicas2.2.2 Permeabilidad

http://www.lacomunidadpetrolera.com

Densidad cte

Estado estacionario.P no depende del t

Suposiciones

Ley de Darcy en unidades de campo y flujo horizontal

q =bbl /dia, L = ft, p = psi


Validez de la ley de Darcy

Flujo en estado estable

Flujo laminar (Re<1)

La roca se encuentra saturada completamente por un solo fluido.

El fluido no reacciona con la roca.

La roca es homogénea e isotrópica.

Numero de Reynolds:


Permeabilidad absoluta (Kabs): la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados, cuando el medio poroso se encuentra completamente saturado por un fluido con una saturación del 100%.

Permeabilidad efectiva (Kn): cuando se tiene un flujo multifásico la permeabilidad efectiva es la permeabilidad para cada fase. Se denotan como Ko, Kg , Kw . Dependen de la saturación de cada fluido, y su suma es siempre menor que la permeabilidad absoluta.

Permeabilidad relativa(Krn): es la relación que existe entre la permeabilidad efectiva respecto la absoluta.

0

𝑲 𝒂𝒃𝒔>𝑲 𝒐+𝑲 𝒈+𝑲𝒘


Existen varios tipos de permeabilidad en una roca:

Permeabilidad absoluta (Kabs): la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados, cuando el medio poroso se encuentra completamente saturado por un fluido con una saturación del 100%.

Permeabilidad efectiva (Kn): cuando se tiene un flujo multifásico la permeabilidad efectiva es la permeabilidad para cada fase. Se denotan como Ko, Kg , Kw . Dependen de la saturación de cada fluido, y su suma es siempre menor que la permeabilidad absoluta.

Permeabilidad relativa(Krn): es la relación que existe entre la permeabilidad efectiva respecto la absoluta .

0


Factores que afectan a la medición de la permeabilidad:

Efecto Klinkerberg: diferencias de medidas en función de si se usa aire o líquidos en la medida de la K. Mayor en gases que en liquidos.

Reactividad de líquidos con la roca pueden variar la permeabilidad.

Cambio de condiciones geomecánicas del testigo respecto a las condiciones del yacimiento.

Hetereogeneidad


Factores que afectan a la medición de la permeabilidad:

Hetereogeneidad: Promedio ponderado para variaciones verticales y promedio armónico para variaciones laterales.

K prom=K1h1+K2h2+K 3h3

ht=∑i=1

n

K ihi

∑i=1

n

hi

𝐾 𝑝𝑟𝑜𝑚= 𝐿

( 𝐿𝐾 )

1+( 𝐿

𝐾 )2+( 𝐿

𝐾 )3

=∑𝑖=1

𝑛

𝐿𝑖

∑𝑖=1

𝑛

( 𝐿𝐾 )𝑖

𝐾=𝑞𝜇𝐴

𝛥 𝐿𝛥𝑃

q t=K promW ht ∆P

μL ΔP=∆ P1+∆ P2+∆ P3



Permeámetro de gas. http://www.coretest.com.

La saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la fracción del volumen poroso de una roca que está ocupada por dicho fluido.

Saturación de agua connata: (Swc): se considera como el remanente del agua que inicialmente fue depositada con la formación y que debido a la fuerza de la presión capilar existente, no pudo ser desplazada por los hidrocarburos cuando éstos migraron al yacimiento. Agua “pegada” a los granos por tensión superficial.

Saturación residual de una fase (Sxr): corresponde a la saturación de dicha fase que queda en el yacimiento en la zona barrida, después de un proceso de desplazamiento.

Saturación critica de una fase (Sxc): corresponde a la mínima saturación requerida para que una fase pueda moverse en el yacimiento, es decir, corresponde a la máxima saturación a la cual la permeabilidad relativa de dicha fase es cero.

2. Exploración de hidrocarburos2.2 Petrofísica – Propiedades petrofísicas2.2.3 Saturación

La saturación de agua connata se correlaciona con:

La permeabilidad El área superficial El tamaño de los poros

A Menor K aumenta Swc; y a mayor área superficial y menor tamaño de partículas, mayor es la Swc.

Ingemoeroadepetroleos.blogspot.com

2. Exploración de hidrocarburos2.2 Petrofísica – Propiedades petrofísicas2.2.3 Saturación

Es la propiedad de los fluidos resultado combinado de los efectos de la Tensión superficial e interfacial entre: la roca y los fluidos, el tamaño y la geometría de los poros, y la humectabilidad del sistema.

Tension superficial propiedad del fluido Humectabilidad propiedad de la roca

La tensión superficial se define como la fuerza ejercida en el límite de las superficies entre una fase líquida y una fase de vapor por unidad de longitud. Si la superficie está entre dos diferentes líquidos o entre un líquido y un sólido se utiliza el término Tensión interfacial.

La humectabilidad tendencia de una superficie sólida a dejarse mojar preferencialmente por un fluido en presencia de otros fluidos, con los cuales es inmiscible.

2. Exploración de hidrocarburos2.2 Petrofísica – Propiedades petrofísicas2.2.4 Capilaridad

La inyección de agua en un yacimiento preferencialmente mojado por agua es un proceso de imbibición, mientras que la inyección de agua en un yacimiento humectado preferencialmente por petróleo es un proceso de drenaje.

La curva de presión capilar muestra la relación entre esta y la saturacion de los fluidos. Cuanto mas horizontal sea la curva mayor heterogeneidad del tamaño de los poros de la roca

http://ingenieraenpetroleo.blogspot.com.es/



Examinador de poros de mercurio. http://www.coretest.com.

La mojabilidad es la preferencia de un sólido por estar en contacto con un fluido en lugar de otro. Una gota de un fluido preferentemente mojante va a desplazar a otro fluido dispersándose por la superficie, por el contrario un fluido no mojante formará gotas, disminuyendo su contacto con la superficie del sólido.

Cuando el angulo es menor a 90º el fluido es no mojante y mayor a 90º el fluido es mojante

Propiedad MUY IMPORTANTE en los yacimientos de petroleo en los que se quiera hacer recuperación secundaria (EOR). Suponer que una formación es mojable por agua, cuando en realidad no lo es, puede ocasionar daños irreversibles en el yacimiento.

2. Exploración de hidrocarburos2.2 Petrofísica – Propiedades petrofísicas2.2.5 Humectabilidad - Mojabilidad

Si el yacimiento es mojable por petróleo y no por agua, el petróleo residual quedará en las rocas y el agua llegara al pozo de producción inundando el yacimiento y haciéndolo casi irrecuperable.


Poseen un ángulo de contacto θ menor a 90º.

El agua es la fase mojante. En los canales de flujo más

pequeños del yacimiento, habrá solo desplazamiento de agua.

El petróleo se desplaza por los canales de flujo más grandes.

La mayoría de los yacimientos petrolíferos son hidrófilos.

Presentan un ángulo de contacto θ > 90º El petróleo es la fase mojante. En los canales de flujo más pequeños

habrá solo desplazamiento de petróleo. El agua se desplaza por los canales más

grandes. Pocos yacimientos son oleofilos


Una medida de la desviación respecto de una línea recta. Es la relación de la distancia real recorrida entre dos puntos, incluida cualquier curva encontrada, dividida por la distancia en línea recta. En petrofísica se usa para describir los sistemas de poros en las rocas.

T = Le: lonquitud electrolitica equivalente L: longintud de la muestra de la roca.

Equivalente electroquímico es la cantidad de sustancia que se deposita o se desprende en una célula electrolítica cuando circula durante un segundo una corriente de un amperio.

2. Exploración de hidrocarburos2.2 Petrofísica – Propiedades petrofísicas2.2.6 Tortuosidad

2. Exploración de hidrocarburos2.2 Petrofísica – Propiedades petrofísicas2.2.7 Resistencia eléctrica Resistividad eléctrica: Capacidad que una substancia tiene de resistir o

impedir el flujo de una corriente eléctrica. En petrofísica de hidrocarburos Las mediciones de resistividad del agua en conjunción con la porosidad se usan en los cálculos de saturación en agua e en la saturación en hidrocarburos.

Factor de formación: es la relación que existe entre la resistividad de una formación saturada en 100% de agua (Ro) y la resistividad del agua ( ).

Índice de resistividad: es la relación que existe entre la resistividad real de la formación (Rt) y la resistividad de una formación saturada en 100% de agua (Ro)

𝑅=𝑟 ∙ 𝐴𝐿 𝑅=𝑉𝐼 ∙

𝐴𝐿 [Ω ∙𝑚 ]

𝐹=𝑅𝑜𝑅𝑤

𝑅 . 𝐼 .= 𝑅𝑡𝑅𝑜

2. Exploración de hidrocarburos2.2 Petrofísica – Propiedades petrofísicas2.2.7 Resistencia eléctrica

http://www.corelab.com/ps/cms/images/rwcore_3.jpg

http://petroazma.com/images/ElectricalProperties.png

2. Exploración de hidrocarburos2.2 Petrofísica – Propiedades petrofísicas2.2.7 Resistencia mecánica

Es la resistencia de la roca a esfuerzos de compresión uniaxial (un eje), triaxial (en condiciones de yacimiento) y de tracción diametral, traccion directa...

https://i.ytimg.com/vi/3ytERKJ1WG0/maxresdefault.jpg

www2.caminos.upm.es

https://www.google.es/url?sa=i&rct=j&q=&esrc=s&source=images&cd=&cad=rja&uact=8&ved=0ahUKEwjftJmf6qLKAhVMvBoKHVb6BGkQjB0IBg&url=http://www2.caminos.upm.es/Departamentos/Construcci%F3n2005/Materiales/webmat/InstalacionesF.htm&psig=AFQjCNGTgrk4HebdPai6R313eU8W1ab6nA&ust=1452638399859722

2. Exploración de hidrocarburos2.2 Petrofísica – Propiedades petrofísicas2.2.8 Ensayos de laboratorio.

Videos explicativos del personal del IPF

www.fundacion-ipf.es

Método gravimétrico Métodos electromagnéticos Método eléctrico Métodos sísmicos

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geofísica superficie

Areageofisica.com.ar

La geofísica aplicada, en algunos países ingeniería geofísica, es el uso de métodos físicos y matemáticos destinados a medir de forma indirecta las propiedades del subsuelo, acumulación de materiales geológicos de interés económico, la detección de contaminantes u objetos enterrados y plasmar la información en mapas. La geofísica pura se dedica al estudio de los fenómenos físicos que ocurren en la tierra como el campo magnético, terremotos, corrientes telúricas, entre otros.

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geofísica de superficie

Lo mas importante en nuestro caso es saber cuales son, que miden y para que se usan.

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geofísica de superficie2.3.1 Método gravimétrico

Areageofisica.com.ar

Este método aprovecha la diferencia de gravedad en distintos sectores en función de las diferencias laterales de densidad. De forma que conocido el valor de la gravedad en un punto “normal” lo que se busca son anomalías de la medida que nos indiquen cambios en la densidad lateral que correspondan, en nuestro caso, a la existencia de estructuras capaces de almacenar hidrocarburos (pliegues, fallas, domos...).

geoinfo.nmt.edu/geoscience/projects/astronauts/gravity_method.html



Mapa de anomalías gravimétricas

Esquema de una variación lateral de densidad

http://homepage.ufp.pt



Acquisition and processing 2D/3D seismic. Garcia-Hourcarde (2014)

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geofísica aplicada de superficie2.3.1 Método gravimétrico

ayudahispano-3000.blogspot.comm

Netexplica.com

https://ipemsp.files.wordpress.com/2012/03/gravimetro.jpg

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geofísica aplicada de superficie2.3.1 Método gravimétrico

https://www.youtube.com/watch?v=LLxmfNtRyt0

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geofísica de superficie 2.3.2 Método magnético

El método magnético se encarga de medir anomalías magnéticas del campo B (inducción magnética). Estas anomalías magnéticas surgen cuando los materiales geológicos “reaccionan” (susceptibilidad magnética) con el campo terrestre.

Este campo induce un campo en las rocas. Las rocas, al mismo tiempo,

pueden tener un campo magnético propio o remanente.

Los estudios magnéticos deben cruzar su información con modelos geológicos.

Las rocas sedimentarias tienen una susceptibilidad baja, por lo que dan anomalías negativas. Los basamentos de las cuencas dan anomalías positivas por lo que esta técnica se usa para determinar profundidades de las cuencas sedimentarias.

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geofísica de superficie2.3.2 Métodos magneticos



2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geofísica de superficie2.3.2 Métodos magnéticos

La detección mediante métodos magnetométricos de un cuerpo dado, alojado en el interior de otro, será tanto más probable cuanto mayor sea el contraste de susceptibilidades entre la roca buscada y las que la circundan.

Kucks, Robert P. and Hill, Patricia L., U.S. Geological Survey

Rift curvo SE-NE en Iowa EEUU.

La magnetometría se usa para estudios estructurales regionales (cuencas sedimentarias, fallas, diques...) o mineralizaciones metálicas

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geofísica aplicada de superficie2.3.2 Métodos magnéticos


Se deben cotejar siempre los valores medidos y calculados con otras fuentes de datos geofísicos y geológicos.


Mas información

http://www.intechopen.com/books/advanced-geoscience-remote-sensing/exploring-and-using-the-magnetic-methods

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geofísica de superficie 2.3.4 Método eléctrico y electromagnéticos,.

Existen otro tipo de métodos de superficie como los eléctricos, electromagnéticos pero que no se usan en exploración de hidrocarburos por su escasa profundidad de estudio. Sin embargo son ampliamente usados en aplicaciones medio ambientales como la investigación de suelos y aguas subterraneas.

Estos métodos si se usan en geofísica de pozo o well logging en forma de registros continuos (logs), que veremos mas adelante.

Cryoperu.com

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geofísica de superficie2.3.5 Método sísmico.

El método sísmico se basa en la transmisión de ondas de sonido a través de los medios materiales, en este caso geológicos.

Los materia en sus diferentes estados es capaz de transmitir el sonido a diferentes velocidades. De esta forma la velocidad en los gases es menor que en los líquidos y a su vez menor que en los solidos.

Cuanto menos ordenado es un material menor es la capacidad de transmitir vibraciones. Esto se conoce como impedancia acústica.

En las rocas la impedancia acústica depende de muchos factores como:

Tipo de roca Temperatura Porosidad Compactación Otros...

Existen dos métodos diferenciados sísmicos

• Sísmica de refracción: superficial, para buscar refractores o capas de subsuelo.• Sísmica de reflexión: Tanto superficial como profundo, para buscar estructuras.

http://www.xsgeo.com/course/contents.htm


Ecuación de ondau= desplazamientoc = velocidadx = eje coordenado


En el método sísmico generamos energía en forma de explosiones o vibraciones en superficies que se propagan en el subsuelo como ondas esféricas. El.

Cada uno de los “circulos” se conoce como frente de onda. Lugar geométrico en que los puntos del medio son alcanzados en un mismo instante por una determinada onda.

Ondas esféricas

Solución de la ecuación para gemeotría esférica

¡Que no cunda el panico!


www.radartutorial.eu

Una vez generada la energía, traducida como amplitud de onda y manifestada como ondas sísmicas, mediante explosiones o vibraciones en superficie, esta decae con la profundidad mediante dos procesos:

Por profundidad (spreading losses): perdida de energía por unidad de área a medida que la onda se aleja de la fuente.

Por absorción: los materiales por los que pasan los frentes de onda disipan la energía al ser medios no elásticos perfectos.

Las perdidas por extensión son mayores que las de absorción en las cercanías de la fuente, y viceversa, la absorción de energía se hace mayor con la profundidad.

Tipos de ondas sísmicas


Podemos decir que transmitimos energía en forma de ondas sísmicas que someten a las rocas a esfuerzos y deformaciones.

Ejercicio: dada una deformacion calcular los modulo de young. Con estos calcular velocidades p y s



Las ondas al pasar por la frontera entre dos medios se reflejan, se refractan y se transmiten. La ley que describe este comportamiento es la Ley de Snell.

AVO (amplitud versus offset): Es una técnica de tratamientos de datos sismicos para determinar las propiedades de las rocas y el contenido fluidos buscando la dependencia entre la amplitud de la onda y la distancia a los receptores u offset

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geofísica aplicada2.3.5 Método sísmico.

AVO (amplitud versus offset):

Es una técnica de tratamientos de datos sísmicos para determinar las propiedades de las rocas y el contenido fluidos buscando la dependencia entre la amplitud de la onda y la distancia a los receptores u offset.

En prospección sísmica el mismo punto del subsuelo es registrado múltiples veces variando la posición de la fuente sísmica y el receptor. De esta forma los datos sísmicos deben ser tratados de forma que se preservar la amplitud y se puedan determinar las coordenadas espaciales del punto concreto del subsuelo.

El common deep point (CDP) es el conjunto de trazas sismicas que corresponden a un mismo punto del subsuelo para diferentes offsets. La amplitud media puede ser calculada a lo largo del tiempo durante el “stacking”.

http://www.xsgeo.com/course/acq.htm#cmphttp://davidcuria.blogspot.com.es/2010/04/avo-fundamentos-y-procesamiento.htmlhttp://www.glossary.oilfield.slb.com/en/Terms/a/amplitude_variation_with_offset.aspx

Mas info

CDP = CMP


AVO (amplitud versus offset):

Es una técnica de tratamientos de datos sísmicos para determinar las propiedades de las rocas y el contenido fluidos buscando la dependencia entre la amplitud de la onda y la distancia a los receptores u offset.

En prospección sísmica el mismo punto del subsuelo es registrado múltiples veces variando la posición de la fuente sísmica y el receptor. De esta forma los datos sísmicos deben ser tratados de forma que se preservar la amplitud y se puedan determinar las coordenadas espaciales del punto concreto del subsuelo.

El common deep point (CDP) es el conjunto de trazas sismicas que corresponden a un mismo punto del subsuelo para diferentes offsets. La amplitud media puede ser calculada a lo largo del tiempo durante el “stacking”.


Mas info

CDP = CMP



Mas info


La energía transmitida a la tierra no tiene una sola fase, amplitud y frecuencia, si no varias. La suma de todas ellas forma lo que se conoce como un wavelet (ondícula) y se calcula a través de la transformada de ondícula continua (CWT). Las wavlets se definen por su amplitud si estamos en función del tiempo, o por su espectro de amplitudes si estamos en el dominio de la frecuencia. El cambio de dominios tiempo – frecuencia se hace con la transformada de Laplace, que por motivos de tiempo no podremos ver en el curso (y afortunadamente la hacen los ordenadores .



Modelo convolucioal de una traza sismica



Inversión sísmica: Proceso de obtener información geológica a partir de la información de los perfiles sísmicos.



La resolucion sismica es una medida que nos indica como de grande debe ser un objeto para poder ser visto en un perfil sísmico (λ/4).

Es una medida directamente proporcional a la frecuencia de forma que a mayores frecuencia mayor resolución, mas pequeño puede ser el objeto. La resolución vertical también depende de la profundidad de forma inversa, a mayor profundidad menor resolución (la tierra actua como filtro “pasabaja”)



Hiperbola de reflexiones: es el perfil sísmico no procesado que se obtiene de un disparo (shoot) simple.


Acquisition and processing 2D/3D seismic. Massimo Di Giulo (2014)

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geofísica de superficie 2.3.5 Método sísmico.

Acquisition and processing 2D/3D seismic. Massimo Di Giulo (2014)

https://www.youtube.com/watch?v=_9CHXrk_Pvg

https://www.youtube.com/watch?v=YNkJqJ2VAkQ

https://www.youtube.com/watch?v=_2dA6hXF-zQ

https://www.youtube.com/watch?v=Wm-FQBuQDZo

https://www.youtube.com/watch?v=qFcWsAmCm-o



Ejercicio de perfiles identificarFallasPlieguesPinchoutDomoOtros....

La geofisica de pozo o well logging consiste en bajar herramientas al pozo llamadas sondas que miden diferentes parámetros de las formaciones perforadas y a través de los cuales se medir cualitativamente o calcular propiedades petrofísicas. La geofísica de pozo puede ser:

Durante la perforación o LWD (logging while drilling), en las que las herramientas se montan en el BHA o sarta de perforación.

Tras la perforación u OHL (open hole logging), las herramientas se corren tras haber perforado una sección del pozo.

En pozo revestido o CHL (cased hole logging), las herramientas se corren una vez el pozo ha sido revestido con casing y cementado.

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geofísica de pozo

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geofísica de pozo Existen multitud de registros y tecnologías,

tantas como empresas que prestan servicios de logging.

Un registro o log es una línea continua resultado de tomar los datos tomados por las sondas en profundidad.

Generalmente los registros se toma de abajo a arriba (bottoms up) del pozo. Estos suelen ser los registros open hole.

Los registros que se toman de arriba abajo en el pozo suelen tomarse durante la perforacion (LWD, logging while drilling)

La información combinada de los logs junto da información cualitativa y cuantitativa de las formaciones. También suele cruzarse su información con los surface logs.

-80 -60 -40 -20 0 20 40 60 805185

5195

5205

5215

5225

5235

5245

5255

5265

5275

5285

5295

5305

5315

5325

5335

5345

5355

5365

5375

5385

5395

5405

5415

SP

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geofísica de pozo2.3.1 Caliper

El registro del caliper (CALI) mide el perfil del pozo, esto es su diámetro.

Durante la perforación se atraviesan litologías con diferentes características que junto con el movimiento del lodo a lo largo del pozo hace variar el diámetro.

El registro caliper se compara con el tamaño del bit (bit size) para hacerse una idea de las condiciones de la roca perforada.

http://www.kbvend.ru/eng/equip/kp75.htmhttp://www.petroleum-engineering.net/

Multifinger Caliper


Se pueden encontrar calipers mecánicos y acústicos para MWD.

Conocer el diámetro del pozo tiene su utilidad en:

Selección de casing Volúmenes de cementación Estabilidad del pozo Colocacion de packers Correcciones de medidas de otros logs

Para CALI acústicos

d = 0,5 Vm*TDh = Dt + 2d

D = separacionVm = velocidad acustica del lodoDt =diametro de la herramientaDh = diametro del pozo

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geofísica de pozo2.3.1 Gammaray: natural

El registro de gamma ray (GR) mide la radiactividad natural de las rocas emitida por elementos como uranio, torio, potasio o radon.

Existe una fuerte correlación entre el tipo de isotopo radiactivo y la mineralogía.

Las herramientas de gamma ray no necesitan fuente de emisión y por lo general tienen un solo detector.

Las medidas se pueden ver afectada por los efectos del lodo o radioactividad natural de las rocas.

Existen dos tipo de GR:

Total: mide la radioactividad total. Espectral: mide las cuentas de cada elemento radiactivo por separado.


La radiación gamma o rayos gamma (γ) es un tipo de radiación electromagnética, y por tanto constituida por fotones, producida generalmente por elementos radiactivos o por procesos subatómicos como la aniquilación de un par positrón-electrón.

Debido a las altas energías que poseen, los rayos gamma constituyen un tipo de radiación ionizante capaz de penetrar en la materia más profundamente que la radiación alfa y la beta. Pueden causar grave daño al núcleo de las células, por lo cual se usan para esterilizar equipos médicos y alimentos.

La energía de esta naturaleza se mide en megaelectronvoltios (MeV). Un MeV corresponde a fotones gamma de longitudes de onda inferiores a 10-11 m o a frecuencias superiores a 1019 Hz.

Los rayos gamma se producen por desexcitación de un nucleón de un nivel o estado excitado a otro de menor energía y por desintegración de isótopos radiactivos. Se diferencian de los rayos X en su origen. Éstos se generan a nivel extranuclear, por fenómenos de frenado electrónico (...) y se pueden encontrar en isótopos radiactivos en rocas y minerales.

es.wikipedia.org


http://petrowiki.org/


La unidad API de rayos gamma se define como 1/200 de la diferencia entre la tasa de recuento registrado por una herramienta de registro en el medio de la cama radiactivo y la registrada en el medio de la cama no radiactivo, (Medida en unas instalaciones de la Universidad de Houston).


Las arcillas son ricas en potasio (K), valores altos de GR y K espectral

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geofísica de pozo2.3.1 Gamma ray naturalInterpretación cuantitativa: Dada una longitud L del registro, el gamma ray se usa para determinar el volumen de arcilla (clay, shale).

Generalmente se usa el método lineal


2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geofísica de pozo2.3.1 Gammaray: naturalInterpretación cualitativa: La forma del registro indica si estamos en capas de arcilla (sello) o arenas (sandstrones) o calizas (claystone). Se lee de izquierda a derecha. Suele usarse junto con el registro SP.


Problema: ¿relleno de poros es de mineralogia arcillosa?

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geofísica de pozo2.3.1 Gammaray Un registro completo de gamma ray

natural (NGR) muestra el registro gamma ray estándar (SGR), el GR computado (CGR, SGR menos el valor del uranio), junto con los valores para el K, Th y U.

Suele mostrarse junto al potencial espontaneo


0 20 40 60 80 100 120518551955205521552255235524552555265527552855295530553155325533553455355536553755385539554055415

GR

Ejercicio:

Determinar el volumen o volúmenes de arcilla y describir cualitativamente el log.

𝐼𝑔𝑟=𝑀𝑒𝑑𝑖𝑑𝑎−𝐶𝑙𝑒𝑎𝑛𝑆𝑎𝑛𝑑𝑀𝑎𝑥𝐶𝑙𝑎𝑦 −𝑀𝑒𝑑𝑖𝑑𝑎

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geofísica de pozo2.3.2 Gamma ray inducido.

A diferencia del GR natural que mide la radioactividad natural de la formacion, este registro utiliza una fuente de rayos gamma colocada en la sonda.

Estos rayos gamma con una longitud de onda λ1 colisionan los electrones libres de la formación, deflectando su trayectoria y con una longitud de onda λ2> λ1 (Efecto Copton). Estos nuevos rayos gamma son detectados por los sensores de la sonda.

El cambio en la longitud de onda depende unicamente de la masa de la materia con la que colisionan los rayos (electrones).

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geofísica de pozo2.3.2 Gamma ray: Bulk density.

Escuelapedia.com slideshare

http://www.lizneg.net/

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geofísica de pozo2.3.2 Gamma ray: Bulk density. Dos detectores gamma, regularmente ubicados entre 0,15 m y 0,40 m de la

fuente.

Tanto la fuente como los detectores, deben tener una mínima interacción con las paredes del pozo. Cuentan el número de rayos gamma que retornan, para la mayoría de los materiales de interés,

La densidad está relacionada al bulk density por medio de una constante.

Se registran el número de rayos gamma en dos rangos diferentes de energía:

Alta energía determinan el bulk density, y por lo tanto la porosidad. Baja energía son usados para determinar la litología de la formación. Estos

rayos gamma de baja energía muestran poca dependencia con la porosidad y el tipo de fluido en la formación. Este parámetro es conocido como el efecto de absorción fotoeléctrica.

El registro se lee de izquierda a derecha, de menor mayor.


http://petrowiki.org/Density_logging

Z: numero atómicoA: masa atómica

Cálculo de la porosidad


http://petrowiki.org/Density_logging


http://www.gowellpetro.com/product/litho-density-logging-tool-ldlt.html

Efectos a tener en cuenta:

Presiones anormales: lo normal es que la densidad aumente con la compactación por lo que cambios en la tendencia pueden indicar zonas con sobrepresiones.

Densidad del lodo: debe ser conocida, y similar a la de los fluidos para evitar intrusiones o perdidas que afecten a la medida.

Presencia de gas: sobreestimacion de la porosidad por su baja densidad. Presencia de petroleo: Si el mudcake no es exitoso o es pobre. Presencia de intercalaciones de arenas y arcillas: es necesario corregir las densidades previamente. Fracturas: una fractura, cavidad representa una anormalidad de la porosidad. Presencia de Materia orgánica: reduce la densidad de las arcillas (roca madre).

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geofísica de pozo2.3.3 Neutron El registro neutrónico (CNL, compensated neutro log. NPHI) utiliza una fuente

de emisión de neutrones. Estos neutrones interaccionan contra los hidrógenos de las rocas de los fluidos

de las rocas ralentizandose. Cuando un neutrón es captado, se emite radiacción gamma que es registrada

por los sensores de la sonda.

Este log ayuda a medir la porosidad de las rocas y la existencia de fluidos al combinarse con los registros eléctricos de resistividad.

http://ipims.com/

http://ipims.com/

Nmashshsh

NhcxoNmfxoN

V1V

S1S

N = Recorded parameter

Sxo Nmf = Mud filtrate portion

(1 - Sxo) Nhc = Hydrocarbon portion

Vsh Nsh = Shale portion

(1 - - Vsh) Nhc = Matrix portion where = True porosity of rockN = Porosity from neutron log measurement, fraction

Nma = Porosity of matrix fraction

Nhc = Porosity of formation saturated with

hydrocarbon fluid, fractionNmf = Porosity saturated with mud filtrate, fraction

Vsh = Volume of shale, fraction

Sxo = Mud filtrate saturation in zone invadedby mud filtrate, fraction

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geofísica de pozo2.3.3 Neutron

http://ipims.com/

Las medidas NPHI necesitan dos muestras de la cantidad de neutrones devueltos, ya que de tener solo una las medidas pueden variar.

Cuando mas cerca mas porosidad

Se calcula un ratio para determinar la porosidad


http://ipims.com/

El paso de ratio a porosidad se basa concluye comparando los registros con rocas de porosidad conocida en laboratorio.

Conocido R se compara con curvas establecidas. Cada compañía tiene las suyas

Ojo: son medidas puntuales... Cutoff!



http://www.kgs.ku.edu/


http://www.kgs.ku.edu/

http://www.colorado.edu/geolsci/Resources/WUSTectonics/Salt_Tectonics/method.html

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geofísica de pozo2.3.2 Sonico

Utiliza el mismo principio del método sísmico: mide la velocidad del sonido en las ondas penetradas por el pozo.

Posee un emisor de ondas y un receptor. Se mide el tiempo de tránsito de dichas ondas.

El objetivo principal del perfil sónico es la determinación de la porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de tránsito de las ondas.

Mientras mayor es el tiempo de tránsito, menor es la velocidad, y por lo tanto, mayor es la porosidad de la roca. Se lee de derecha a izquierda

Ecuacion Raymer-Hunt: relaciona los tiempos de transito con la porosidad

C: factor de correción por compactación 0,625 < C < 0,7 C = 0,67. C=0,6 formaciones saturadas de gas


Se quiere saber la litologia de la matriz. SFS

Otras ecuaciones: Willy para media de tiempos de llegada y para formacines no consolidadas. Cp factor de compactacion. (C=1)

Correcciones tras el cálculo

Ec. Willy


Ecuacion Raymer-Hunt

0,625 < C < 0,7C = 0,67.C=0,6 formaciones saturadas de gas


DTUSFT140 40SPHI

%30 10

4100

4200

GRAPI0 200

CALIXIN6 16

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geofísica de pozo2.3.2 Sónico

Algunas correspondencias entre litología, el registro sónico y la porosidad.

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geofísica de pozo2.3.2 Registros eléctricos

Los registros eléctricos son muy variados. Se basa en medir el comportamiento eléctrico natural o induciendo una corriente eléctrica a la formación:

Potencial espontaneo (SP): si se miden las corrientes eléctricas naturales de las rocas

Inducción eléctrica : si se mide la resistividad de las rocas induciendo una corriente eléctrica.

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geofísica de pozo2.3.2 Registros eléctricos (SP) El registro de potencial espontaneo mide

las corrientes eléctricas naturales de las formaciones.

El SP de los materiales del subsuelo se origina en las células electroquímicas formadas por el contacto entre las arcillas, las arenas y el lodo (necesariamente conductivo) de perforación, y como consecuencia del efecto electrocinético de los fluidos que se mueven a través de la zona permeable.

El log muestra los bordes y el espesor de las capas, sobre todo en aquellas formaciones de intercalaciones entre arcillas y arenas, o materiales impermeables de los permeables. Es decir, que se necesita una porosidad conectada para que exista “pontencial espontaneo”

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geofísica de pozo2.3.2 Registros eléctricosLínea Base de las arcillas: es la línea correspondiente a capas muy gruesas de arcilla, ya que al ser impermeables no tienen SP.

Por convenio:

desviaciones la izquierda de la línea base se consideran negativas, lo que indica que la salinidad del lodo es mayor que la del agua de formación.

Desviaciones a la izquierda de la línea serán negativas, por lo que la salinidad del lodo será menor que la del agua de formación.

El SP se usa para:

Identifica zonas permeables y porosas. Determinar el valor de Rw. Determinar la el contenido de arcillasde la formación. Correlacionar unidades litológicas.

Como siempre es aconsejable correlacionarlo con otros logs y con surface logs.

-80 -60 -40 -20 0 20 40 60 805185

5195

5205

5215

5225

5235

5245

5255

5265

5275

5285

5295

5305

5315

5325

5335

5345

5355

5365

5375

5385

5395

5405

5415

SP

Sandstone

Sandstone

Shale

Shale

Shale

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geofísica de pozo2.3.2 Registros eléctricos (SP)


La resistividad es la capacidad que tienen las rocas de oponerse al paso de corriente eléctrica inducida y es el inverso de la conductividad.

La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos presentes en los poros de las rocas. Proporciona evidencias del contenido de fluidos en las rocas.

Si los poros de una formación contienen agua salada presentará alta conductividad y por lo tanto la resistividad será baja, pero si están llenos de petróleo o gas presentará baja conductividad y por lo tanto la resistividad será alta.

Las rocas compactas poco porosas como las calizas masivas poseen resistividades altas.

Los hidrocarburos líquidos tienen resistividades mas altas que el agua. Los

hidrocarburos gaseosos tienen resistividades mayores que los líquidos.

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geofísica de pozo2.3.2 Registros eléctricos Dentro de los registros de resistividad existen diferenteis tipos en funcion del tipo de lodo usado:

Lodos resistivos o de aceite: logs de inducción eléctrica. La invasion del yacimiento por estos lodos desplaza los fluidos menos el agua (zona lavada), pudiendo medir la resistividad del agua.

SFL = Spherical Induction Log. Para profundidades someras (0.5 – 1.5’). Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo).

MIL = LIM = Medium Induction Log. Para distancias medias (1.5 – 3.0’)

DIL = ILD = Deep Induction Log. Para profundidades de más de 3.0’. Miden la resistividad de la formación (Rt).

Lodos conductivos o salinos: uso de laterologs

MSFL = Microspheric Laterolog. Para las proximidades (1.0 y 6.0’’). Lee la resistividad de la zona lavada (Rxo).

MLL = LLM = Micro Laterolog. Para las proximidades (1.0 y 6.0’’) SLL = LLS = Someric Laterolog. Para profundidades someras (0.5 y

1.5’) DLL = LLD = Deep Laterolog. Para profundidades de más de 3.0’.

Miden resistividad de la formación (Rt).

Ecuacion de Archie:

• Sw: saturación de agua• Rw: resistividad del agua a la

temperatura de la formación.

• Rt: resistividad real de la formación.

• a = 1 factor de cementación• m = 2 (constante)• n=2 (constante)

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geofísica de pozo2.3.2 Registros eléctricos Rt: Es la resistividad de la formación en el lugar y se considera como una propiedad intrínseca de la formación (no alterada).

La resistividad del agua de formación (Rw) puede ser obtenida mediante la medida directa sobre una muestra de agua, del catalogo de valores de resistividad de agua que pueden poseer las empresas o de cálculos a partir de la curva de potencial espontaneo y el uso de graficos, o mediante los valores de Rxo y Rt.


http://www.colorado.edu/geolsci/Resources/WUSTectonics/Salt_Tectonics/method.html


GAS

OIL

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geofísica de pozo2.3.2 Neutron porosity

Se lee de izquierda a derecha, y de menos a mayor indice. Cualitativamente se interpreta de forma que valores bajos de NPHI indican formaciones

porosas, valores altos formaciones con porosidad baja.

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geología y geoquímica de pozo2.3.1 Análisis de cuttings

Los cuttings o rippios son trozos de roca de las formaciones atravesadas por el sondeo, son transportados por el lodo de perforación desde el fondo del pozo hasta unos vibradores o shale shakers en donde son recogidos por el sampler catcher, idealmente, o por el mudlogger.

Su análisis es importante para:

Conocer de forma directa las litologías atravesadas y elaborar la columna estratigráfica del pozo. Esta información es cruzada con los LWD logs.

Su contenido de carbonatos. El contenido de hidrocarburos de forma visual. Otra información geológica: contenido de fosiles,

dureza, plasticidad, perforación de cemento o casings....


Se recogen las muestras de los shake shakers. Se lavan con aceite sin sacar del tamiz menorse

Separa en varias fracciones:

Fracción “húmeda” (wet unwashed) no lavada, metida en bolsa de plástico envuelta en bolsa de algodón.

Fracción “húmeda” y lavada (wet and washed), metida en bolsa de plástico únicamente.

Parte de la fracción humeda y lavada.

Tray sample: para descripcion litologica. Dry sample: para secar en horno, dos partes

Calcimetría Se mete en bolsa de cartulina

Meter en el horno cuttings no lavados puede provocar la combustión, mínimo humos toxicos...


1. Rock Name......................................and abundance (%)

2. Colour..............................................under natural light and wet sample

3. Hardness & Induration...................with Mosh scale for minerals

4. Texture.............................................components organization

5. Matrix & Cement.............................mechanical / chemical process

6. Particles...........................................Fossils & Accessories

7. Porosity (apparent)........................qualitative evaluation

8. Oil Shows........................................odour, fluorescence


Amber amb Milky mky White wh Medium medBlack blk Olive olv Yellow yel Varigated vgtBlue bl Pink pk Mottle mtlBrown brn Purple purp Clear clr Dusky dskGrey gy Red red Pale pa Transparent trnspGreen gn Smokey smky Light lt Translucent trnsl

Determine the colour on wet samples and natural light and beware of light reflection.

Si no sabes el color comparar con


Loose LSE Soft SFT Friable FRIHard HDVery hard VHD


Con la practica:

Calcita efervesce violentamente con el HCL. Dolomia efervesce poco al principio para despues hacerlo con fuerza.

Coal vs lignito

¿Chupar los cuttings?

GYPSUM (d = 2.32 sg) : CaSO4 + 2H2O Turns white when heated at flameNormally present at surface conditions

ANHIDRITE (d = 2.99sg) : CaSO4 Normally found in subsurface

----------------------------------------Crush about 2 g of powder sample Put the powder in a glass tube and add 2 / 3 cc of HCl 12% and distilled waterMix and heat the solution until boilingFilter and decant the solutionAdd to filtrate some drops of BaCl2 solution and then examine the filtrate No SULFATES : remain COLOURLESSPresence of SULFATES : becomes MILKY WHITISH

¡No siempre hay tiempo para realizar todas las pruebas durante la perforación!


Calcimetria 30seg y 15min.

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geología y geoquímica de pozo2.3.2 Coring

Además de los cuttings tambien se suelen tomar cores (nucleos o testigos). Estas muestras son tomadas directamente de las paredes del pozo (sidewall cores) con herramientas de open hole wireline especiales, o con cabezas de perforación con recuperación de testigo en el fondo del sondeo (drillcores). Ambos se usan para estudios posteriores de laboratório petrofósico y geoquímico.

Spec2000.net

Wikispaces.com

Sidewall coring no es una operacion fácil. Suele haber muchas recuperaciones fallidas.

Slb.com

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geología y geoquímica de pozo2.3.1 2.3.2 Coring

Para recuperar los drilling cores se usan bits especiales.

La forma convencional de toma de cores consiste en que a medida que se perfora la formacion, esta se introduce en un pipe especial llamada “barrel”. El lodo de perforación circula entre el barrel y el Drillpipe.

Una vez perforada la formación se extrae el barrel y tras esto se extrae el core y se corta en tramos. Si va a ser preservado para corto plazo se envuelve en bolsas de plástico, si se va a transportar largas distancias se envuelve en ceras.

En muchos casos el barrel llega a la superficie se presurizado (N2) para mantener las condiciones originales del yacimiento. En suerficie el core se congela con nitrógeno liquido.

Son operaciones muy costosas y puede pasar que el core se resbale del “core catcher” y caiga al fondo del pozo.

https://www.youtube.com/watch?v=3VQeqw2wWWY

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geología y geoquímica de pozo2.3.1 2.3.2 Coring

Now.com Noy.com

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geología y geoquímica de pozo2.3.2 Coring

De los cores continuos se hace una descripción litológica metro a metro, o a criterio del geólogo de pozo. Igualmente pueden seleccionarse trozos al inicio y al final de cada barrel para ser descritos bajo la lupa o microscopio.

Noy.com

Now.com

Ukuy.ed

2. Exploración de hidrocarburos2.3 Geología y geoquímica de pozo2.3.3 Cromatografía de gases

Por definicion los hidrocarburos son compuestos formados por hidrogeno y carbono. Los compuestos pueden ser alkanos (hidrocaburos insaturados) o aromaticos (saturados).

Alkanos: Enlaces simple C-CEn condiciones normales (1atm, 25º) son gaseosos desde C1 a C4, liquidos desde C5 a C16, solidos a partir de C17.Las cadenas lineales y ramificadas se llaman parafinas, las ciclicas naftenos o naftas.

Aromaticos: enlaces dobles C=CEstructura ciclica.


Los analisis de cromatografia de gases solo detectan algunas parafinas gaseosas.

Los naftenos permanecen en estado de gas, pero debido al peso molecular la cromatografia (la mayoria de equipos) los detectan como parafinas de igual peso molecular.

Las parafinas, y en consecuencia los nafenos, mayores de c5 no son detectados por los cromatografos.

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El gas que llega a la superficie puede encontrase como:

Gas libre (free gas): Burbubjas de gas en el lodo de perforaicon y en los poros de los cuttings.

Gas disuelto (disolved gas): en el lodo y en los fluidos atrapados dentro de los cuttings.

El gas a si mismo puede clasificarse como:

Background gas: gas contenido en el lodo Drilling gas: gas generado durante la perforacion Produced gas: gas generado por situaciones de underbalanced drilling. Recycled gas: gas reintroducido en la circulacion y que es medido dos veces. Swabbing gas: gas generado por los efectos ventosa durante POOH No Pumping gas: gas medido durante conexión de pipes o trips sin

circulacion de lodo.


Gas trap

http://www.geolog.com/

CVD: constant volume degaser


Se puede medir:

TOTAL GAS en equivalente de metano en aire. Para control y seguridad del pozo

Distintos Cn para evaluación de formaciones.

1% = 10000ppm


En el rig suele haber un gas engineer, generalmente en la unidad de surface logging que interpreta el gas durante la perforación y al terminar la perforación en el informe final. Si no lo hay la función la suele hacer el Data Engineer, aunque no es lo recomendable debido a la carga de trabajo que tiene de por si ese puesto.

Exploración de hidrocarburosIntroducción simulación yacimientos

1. Metodo diferencias finitas2. Metodo elementos finitos.

Este tema será ampliado en próximas versiones.

Exploración de hidrocarburosIntroduccion simulación yacimientos

ó

Introduccion a la exploracion de hidrocarburos

Engineering

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