Presentación de Registros

EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNEXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN SERVICIO A POZOS, DIVISIÓN MARINA


Algunos de los principales parámetros petrofísicos requeridos para evaluar un yacimiento son:

POROSIDADSATURACIONESPERMEABILIDAD

Adicionalmente, otros parámetros como la TEMPERATURA, PRESIÓN e información acerca de la LITOLOGÍA desempeñan un papel importante en la evaluación.

Si además de los parámetros anteriores conocemos las dimensiones del yacimiento, se podrá tener el volumen de las reservas.

A continuación se revisan algunos conceptos fundamentales de la interpretación de registros.


POROSIDADSE DEFINE COMO LA RELACIÓN DE VOLUMEN DE POROS A VOLUMEN TOTAL

VOLUMEN TOTAL POROSIDAD (Ø) =VOLUMEN DE POROS

ES DECIR, UNA POROSIDAD DEL 20% IMPLICA QUE DE CADA METRO CÚBICO DE YACIMIENTO 0.2 METROS CÚBICOS ES ESPACIO POROSO, EL CUAL PUEDE ESTAR LLENO DE AGUA, ACEITE O GAS.

FLUIDOS

MATRIZ

Ø = FRACCIÓN DE VOLUMEN CORRESPONDIENTE A POROS

1-Ø = FRACCIÓN DE VOLUMEN CORRESPONDIENTE A MATRÍZ

Ø

1-Ø

Ø

1-Ø

FLUIDOS

MATRIZ


LA POROSIDAD PUEDE SER PRIMARIA O SECUNDARIA

LA POROSIDAD PRIMARIA, INTERGRANULAR O DE MATRÍZ ES QUELLA EXISTENTE EN FORMA NATURAL POR LA DISPOSICIÓN FÍSICA ENTRE LOS GRANOS DE LA MATRÍZ AL IRSE DEPOSITANDO

LA POROSIDAD SECUNDARIA SE DEBE A LA ACCIÓN DE AGUAS DE FORMACIÓN, FUERZAS TECTÓNICAS POSTERIORES AL DEPÓSITO, CAVIDADES POR DISOLUCIÓN

POROSIDAD PRIMARIA

ROCA

POROS

FRACTURASVUGULOS


SATURACIÓNLA SATURACIÓN SE DEFINE COMO LA FRACCIÓN EN PORCIENTO DEL VOLUMEN POROSO OCUPADO POR EL FLUIDO EN CUESTIÓN, ES DECIR, ES LA RELACIÓN DE VOLUMEN DE FLUIDO EN CUESTIÓN A VOLUMEN DE POROS.

VOLUMEN DE POROS SATURACIÓN (S) =VOLUMEN DE FLUIDO

EN CONSECUENCIA, UNA SATURACIÓN DE AGUA (Sw) DEL 100% IMPLICA QUE LA TOTALIDAD DE LOS POROS ESTÁN OCUPADOS POR AGUA, UNA SATURACIÓN DE AGUA DEL 20% IMPLICA QUE EL 20% DE LOS POROS ESTÁN OCUPADOS POR AGUA Y EL 80% RESTANTE (1-Sw) ES LA SATURACIÓN DE HIDROCARBUROS (Sh). LA SUMA DE TODAS LAS SATURACIONES DEBE SER IGUAL AL 100% (1): Sw + Sh = 1

VOLUMEN UNITARIO DE YACIMIENTO

Ø=10%Sw=100%Sh=1-Sw = 0%VOLUMEN DE AGUA = 0.10M3/M3VOLUMEN DE HIDROCARBURO = 0.0M3/M3




SATURACIÓN DE AGUA IRREDUCIBLE (Sirr).- REGULARMENTE TODOS LOS YACIMIENTOS POSEEN UNA PEQUEÑA CANTIDAD DE AGUA CAPILAR QUE NO PUEDE SER DESPLAZADA, ESTA ES EL AGUA IRREDUCIBLE; UN YACIMIENTO EN SATURACIÓN DE AGUA IRREDUCIBLE PRODUCIRÁ 100% HIDROCARBUROS.

AGUA

HIDROC.

EN LOS YACIMIENTOS EN QUE LOS GRANOS DE LA MATRÍZ SON GRANDES, SE TIENE UNA BAJA SATURACIÓN DE AGUA IRREDUCIBLE COMPARADAS CON LAS FOIRMACIONES DE GRANO CHICO, DEBIDO A QUE LA PRESIÓN CAPILAR ES MENOR.

AGUA IRREDUCIBLE


LA SATURACIÓN TOTAL DE AGUA SERÁ LA SUMA DE LAS SATURACIONES DE AGUA IRREDUCIBLE Y DE AGUA LIBRE: Sw = Swirr + Swlibre, Y SIMILARMENTE LA SATURACIÓN TOTAL DE HIDROCARBURO SERÁ LA SUMA DE LAS SATURACIONES DE HIDROCARBUROS RESIDUALES Y LIBRES: Sh = Shr + Shlibre

Sw = Swirr + Swlibre

Sh = Shr + Shlibre

Sw + Sh = 1

ØSw = AGUA POR UNIDAD DE VOLUMEN

Ø(1-Sw) = HIDROCARBURO POR UNIDAD DE VOLUMEN

SATURACIÓN DE HIDROCARBURO RESIDUAL (Shr).- DE LA MISMA MANERA, PUEDE EXISTIR UN VOLUMEN DE ACEITE LIGADO CAPILARMENTE A LOS GRANOS DE LA ROCA, EL CUAL NO PODRA SER EXTRAIDO, QUEDANDO EN EL YACIMIENTO.

HIDROCARBURO RESIDUAL


PERMEABILIDADLA PERMEABILIDAD (K) ES UNA MEDICIÓN DE LA FACILIDAD CON QUE UN LÍQUIDO FLUYE A TRAVÉS DE UNA FORMACIÓN, LO CUAL ESTÁ TAMBIEN DETERMINADO POR LA PRESIÓN Y LA VISCOSIDAD. LA UNIDAD EMPLEADA ES EL DARCY (D) Y MÁS COMUNMENTE EL SUBMÚLTIPLO MILIDARCY (mD).

LA POROSIDAD ES UNA CONDICIÓN NECESARIA PARA QUE EXISTA PERMEABILIDAD, PERO LA RELACIÓN NO ES TAN DIRECTA NI SIMPLE.

LEY DE DARCY

K: PERMEABILIDADL: LONGITUDQ: FLUJOP1, P2: PRESIÓNA: SUPERFICIEΜ: VISCOSIDAD


EN FORMACIONES DE GRANO GRANDE LA PERMEABILIDAD ES ALTA Y EL FLUJO ALTO.

EN FORMACIONES DE GRANO CHICO LA PERMEABILIDAD ES BAJA Y EL FLUJO BAJO.

EL TAMAÑO DEL GRANO DE LA MATRIZ PRACTICAMENTE NO INFLUYE EN LA POROSIDAD PERO TIENE UN GRAN EFECTO SOBRE LA PERMEABILIDAD. LA POROSIDAD DEPENDE DEL EMPACAMIENTO DE LOS GRANOS DE ROCA NO DE SU TAMAÑO, DOS FORMACIONES CON DIFERENTES TAMAÑOS DE GRANO PUEDEN TENER LA MISMA POROSIDAD

MISMA POROSIDAD


PROCESO DE INVASIÓN

LA PRESIÓN HIDROSTÁTICA DE LA COLUMNA DE LODO DE PERFORACIÓN OCASIONA QUE EL FILTRADO DEL MISMO PENETRE LA FORMACIÓN, DESPLAZANDO A LOS FLUIDOS ORIGINALES, LA FASE SÓLIDA DEL LODO QUEDA DEPOSITADA EN LA SUPERFICIE FORMANDO UNA CAPA DE BAJA PERMEABILIDAD (ENJARRE).CERCA DE LA PARED DEL POZO EL FILTRADO DESPLAZA A LA TOTALIDAD DE LOS FLUIDOS, CREANDO UNA ZONA LLAMADA ZONA INVADIDA, CONFORME AUMENTA LA PROFUNDIDAD EL DESPLAZAMIENTO ES CADA VEZ MENOR DANDO LUGAR A UNA ZONA DE TRANSICIÓN, FINALMENTE, MÁS PROFUNDO EN LA FORMACIÓN LOS FLUIDOS ORIGINALES NO SON ALTERADOS, ESTA ES LA ZONA VIRGEN.EN TÉRMINOS GENERALES LA PROFUNDIDAD DE LA INVASIÓN ES FUNCIÓN DE LA POROSIDAD, SIENDO MAS PROFUNDA LA INVASIÓN EN BAJAS POROSIDADES.

POROSIDAD = 30 %

POROSIDAD = 10 %

POROSIDAD = 20 %

FILTRADO

FILTRADO

FILTRADO

ENJARRE


EN ALGUNAS FORMACIONES CON HIDROCARBUROS, DADO QUE EN GENERAL SU MOVILIDAD ES MAYOR QUE LA DEL AGUA DEBIDO A DIFERENTES PERMEABILIDADES RELATIVAS, LOS HIDROCATBUROS SE ALEJAN MAS RÁPIDO DANDO LUGAR A UNA ZONA CON SATURACIÓN ANORMALMENTE ALTA DE AGUA, ESTA ZONA SE CONOCE COMO ANULO Y DESAPARECERÁ CON EL TIEMPO POR DISPERSIÓN.


REGISTRO DE POTENCIAL ESPONTÁNEO

MIDE UN VOLTAJE QUE APARECE ESPONTÁNEAMENTE EN EL POZO DEBIDO A LA DIFERENCIA DE SALINIDADES LODO – AGUA DE FORMACIÓN.

NORMALMENTE EL AGUA DE FORMACIÓN ES MAS SALINA QUE LA FASE LÍQUIDA DEL LODO DE PERFORACIÓN, EN ESTE CASO EN FORMACIONES PERMEABLES EL SP PRESENTA UN VALOR MÍNIMO Y EN LUTITAS UN VALOR MÁXIMO.

SI EL AGUA DE FORMACIÓN ES MENOS SALINA QUE EL LODO, EL COMPORTAMIENTO SE INVIERTE.

EL SP SOLO SE PUEDE OBTENER EN LODOS BASE AGUA.

SUS USOS PRINCIPALES SON:

1.- IDENTIFICACIÓN DE ZONAS PERMEABLES (ARCILLOSIDAD).2.- DETERMINACIÓN DE RESISTIVIDAD DEL AGUA DE

FORMACIÓN.3.- CORRELACIÓN.


REGISTRO DE RAYOS GAMMA

MIDE LA RADIOACTIVIDAD NATURAL DE LAS FORMACIONES.

VALORES ALTOS DE RADIOACTIVIDAD NORMALMENTE SE RELACIONAN CON MINERALES DE ARCILLA (LUTITAS O FORMACIONES ARCILLOSAS).

VALORES BAJOS DE RADIOACTIVIDAD INDICAN FORMACIONES LIMPIAS (SIN MINERALES DE ARCILLA).

NO SIEMPRE ALTOS VALORES DE RADIOACTIVIDAD IMPLICAN ARCILLA, PUEDEN DEBERSE A LA PRESENCIA DE URANIO Y SER UNA FORMACIÓN LIMPIA, POR ESTO NORMALMENTE SE USA EL REGISTRO DE RAYOS GAMMA ESPECTRAL PARA TENER UNA CURVA DE RAYOS GAMMA SIN URANIO COMO UN MEJOR INDICADOR DE ARCILLOSIDAD.

SUS PRINCIPALES USOS SON:

1.- LITOLOGÍA, MINERALOGÍA (ARCILLOSIDAD)2.- CORRELACIÓN.3.- AJUSTE DE PROFUNDIDAD (MARCAS RADIOACTIVAS).4.- MOVIMIENTO DE FLUIDOS (TRAZADOR RADIOACTIVO).


REGISTRO DE RAYOS GAMMA Y SP

OBSERVAR QUE GR Y SP PRESENTAN LA MISMA TENDENCIA EN LUTITAS Y FORMACIONES PERMEABLES, ESTE COMPORTAMIENTO SE PUEDE INVERTIR SI EL LODO DE PERFORACIÓN FUERA MÁS SALADO QUE EL AGUA DE FORMACIÓN.


REGISTRO DE RAYOS GAMMA ESPECTRAL

MIDE LA RADIOACTIVIDAD NATURAL DE LAS FORMACIONES Y LA SEPARA POR SU ORIGEN ENTRE LOS ELEMENTOS TORIO, URANIO Y POTASIO.

EL TORIO Y EL POTASIO NORMALMENTE SE ENCUENTRAN EN LAS ARCILLAS, PERO EL URANIO NO.

SE OBTIENEN 2 CURVAS DE RAYOS GAMMA: UNA TOTAL Y OTRA SIN URANIO, LA CURVA SIN URANIO ES UN MEJOR INDICADOR DE ARCILLOSIDAD QUE EL GR NORMAL, ADICIONALMENTE, SE OBTIENEN CURVAS DE CONTENIDO DE TORIO, URANIO Y POTASIO Y CURVAS DE RELACIÓN DE LOS CONTENIDOS DE ESTOS ELEMENTOS, LAS CUALES SON USADAS EN LA IDENTIFICACIÓN DEL TIPO DE ARCILLA.

SUS PRINCIPALES APLICACIONES SON LAS MISMAS QUE EL GR NORMAL Y ADICIONALMENTE:

1.- ANÁLISIS MINERALÓGICO (IDENTIFICACIÓN DEL TIPO DE ARCILLA).

2.- IDENTIFICACIÓN DE URANIO, EL CUAL ES MUY SOLUBLE EN AGUA Y PUEDE SER ARRASTRADO POR LA MISMA HACIA FORMACIONES LIMPIAS.


REGISTRO DE RAYOS GAMMA ESPECTRAL


PRINCIPIOS DE RESISTIVIDADLA RESISTIVIDAD DE UNA SUBSTANCIA ES UNA MEDIDA DE LA FACILIDAD CON QUE PERMITE EL PASO DE UNA CORRIENTE ELÉCTRICA.

LAS MEDICIONES DE RESISTIVIDAD SON LA BASE PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS SATURACIONES DE HIDROCARBUROS.

LA POROSIDAD DA EL VOLUMEN DE FLUIDOS, PERO NO INDICA EL TIPO DE FLUIDO QUE OCUPA EL ESPACIO POROSO.

LA CORRIENTE ELÉCTRICA SOLO PUEDE FLUIR EN UNA FORMACIÓN A TRAVÉS DEL AGUA, LOS HIDROCARBUROS NO SON CONDUCTORES DE ELECTRICIDAD, POR LO QUE LA RESISTIVIDAD DE LA FORMACIÓN DEPENDE DE:

1.- RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN.2.- CANTIDAD DE AGUA PRESENTE.3.- ESTRUCTURA DE LOS POROS.


REGISTRO DE INDUCCIÓN

MIDE LA RESISTIVIDAD DE LA FORMACIÓN A DIFERENTES PROFUNDIDADES DE INVESTIGACIÓN (LOS EQUIPOS ACTUALES BRINDAN 5 CURVAS DE RESISTIVIDAD DE DIFERENTES ZONAS DEL POZO), ESTO PERMITE DEFINIR EL PERFIL DE INVASIÓN DE LA FORMACIÓN POR EL FILTRADO DEL LODO, ADICIONALMENTE A LA INFORMACIÓN DE RESISTIVIDAD SE PUEDE OBTENER UNA CURVA DE POTENCIAL ESPONTÁNEO SP.

ESTE REGISTRO SE PUEDE OBTENER EN CUALQUIER TIPO DE LODO, YA SEA BASE AGUA O EMULSIÓN INVERSA, INCLUSO SE PUEDE OBTENER SIN FLUIDO. NO OBSTANTE SU PRINCIPAL LIMITACIÓN ES QUE EN FORMACIONES DE MUY ALTA RESISTIVIDAD NO DA BUENOS RESULTADOS, RESULTANDOMÁS RECOMENDABLE EN ESTOS CASOS EL REGISTRO LATEROLOG.

LA FIGURA SIGUIENTE MUESTRA EL COMPORTAMIENTO DEL REGISTRO INDUCCIÓN EN UNA FORMACIÓN DE ALTA RESISTIVIDAD.


REGISTRO DE INDUCCIÓN EN FORMACIONES DE ALTA RESISTIVIDAD


REGISTRO DE INDUCCIÓN EN FORMACIONES DE BAJA RESISTIVIDAD


REGISTRO DOBLE LATEROLOG

MIDE LA RESISTIVIDAD DE LA FORMACIÓN A DIFERENTES PROFUNDIDADES DE INVESTIGACIÓN (2 CURVAS A DIFERENTES PROFUNDIDADES DE INVESTIGACIÓN) , ESTO PERMITE DEFINIR EL PERFIL DE INVASIÓN DE LA FORMACIÓN POR EL FILTRADO DEL LODO, ADICIONALMENTE A LA INFORMACIÓN DE RESISTIVIDAD SE PUEDE OBTENER UNA CURVA DE POTENCIAL ESPONTÁNEO SP.

ESTE REGISTRO NORMALMENTE SE OBTIENE JUNTO CON EL DE ENFOQUE MICROESFÉRICO, QUE ES UNA MEDICIÓN DE RESISTIVIDAD DE MUY POCA PROFUNDIDAD DE INVESTIGACIÓN Y COMPLEMENTA LAS MEDICIONES DEL DOBLE LATEROLOG.

ESTE REGISTRO SOLVENTA SATISFACTORIAMENTE LA LIMITACIÓN DEL REGISTRO DE INDUCCIÓN PARA MEDIR FORMACIONES DE ALTA RESISTIVIDAD, PERO SU LIMITACIÓN ES QUE SOLO PUEDE FUNCIONAR EN LODOS BASE AGUA. LO MISMO APLICA PARA EL MICROESFÉRICO.


REGISTRO DOBLE LATEROLOG MICROESFÉRICO EN FORMACIONES DE ALTA RESISTIVIDAD


Impermeable,No hay invasión

Res

istiv

idad

Prof. De investigación

10 60 90

RESPUESTA DE RESISTIVIDAD A LA INVASIÓN

LUTITAS

Zona virgen


Zona de agua

Res

istiv

idad


10 60 90


INVASIÓN MODERADA

Zona invadida

Zona virgen

Enjarre



Res

istiv

idad


10 60 90

Invasión moderada

Zona de aceite

Zona invadida

Zona virgen

Enjarre



Res

istiv

idad


10 60 90

Zona de transición

Zona invadida

Zona virgen

Zona de transición



Res

istiv

idad


10 60 90

Zona de transición

Zona invadida

Zona virgen

Zona de transición

Enjarre



Res

istiv

idad

¨Prof. De investigación

10 60 90

Invasión profunda anulo presente

Zona invadida

Zona virgen

Anulo


REGISTRO NEUTRÓN COMPENSADO

MIDE LA POROSIDAD DE LA FORMACIÓN MEDIANTE EL EMPLEO DE UNA FUENTE RADIOACTIVA EMISORA DE NEUTRONES.

EN CASO DE PRESENCIA DE GAS EN LA FORMACIÓN LA MEDICIÓN ES AFECTADA, LOS VALORES DE POROSIDAD REPORTADOS SON ANORMALMENTE BAJOS.

UNA DE LAS PRINCIPALES VENTAJAS DE ESTE REGISTRO ES QUE PUEDE OBTENERSE TANTO EN POZO ABIERTO COMO ENTUBADO.


REGISTRO NEUTRÓN COMPENSADO EN POZO ENTUBADO


REGISTRO LITODENSIDAD

MIDE LA DENSIDAD DE LA FORMACIÓN, UN ÍNDICE DE ABSORCIÓN FOTOELÉCTRICA (PEF), Y EL DIÁMETRO DEL POZO. A PARTIR DFE LA MEDICIÓN DE LA DENSIDAD SE DERIVA UNA CURVA DE POROSIDAD DE LA FORMACIÓN. PARA SUS MEDICIONES EMPLEA UNA FUENTE RADIOACTIVA EMISORA DE RAYOS GAMMA.

EN CASO DE PRESENCIA DE GAS EN LA FORMACIÓN LA MEDICIÓN ES AFECTADA, LOS VALORES DE POROSIDAD REPORTADOS, A DIFERENCIA DEL REGISTRO NEUTRÓN SON EN ESTE CASO ANORMALMENTE ALTOS.

LA DIFERENTE TENDENCIA DE LA RESPUESTA DE LOS EQUIPOS LITODENSIDAD Y NEUTRÓN EN FORMACIONES CON GAS (UNO REPORTA UNA POROSIDAD MÁS ALTA MIENTRAS EL OTRO REPORTA UNA POROSIDAD MÁS BAJA) SE HA EMPLEADO DURANTE MUCHOS AÑOS COMO UNO DE LOS TRADICIONALES INDICADORES DE PRESENCIA DE GAS.


EJEMPLO DE REGISTRO LITODENSIDAD NEUTRÓN


REGISTRO SONICO

ESTE ES UNO DE LOS REGISTROS CON MAS VARIANTES:

1.- REGISTRO SÓNICO DE POROSIDAD.- MIDE LA VELOCIDAD DEL SONIDO EN LAS FORMACIONES (PRESENTA UNA CURVA LLAMADA TIEMPO DE TRÁNSITO QUE ES EL RECÍPROCO DE LA VELOCIDAD DEL SONIDO) Y A PARTIR DE ELLA OBTIENE UNA CURVA DE POROSIDAD DE LA FORMACIÓN.

2.- REGISTRO SÓNICO DIPOLAR.- MIDE LA VELOCIDAD DE DOS DIFERENTES ONDAS DE SONIDO, OBTENIENDO A PARTIR DE ELLAS LA POROSIDAD DE LA FORMACIÓN, ANÁLISIS DE ESTABILIDAD DEL POZO Y PROPIEDADES MECANICAS DE LAS ROCAS Y ANÁLISIS DE ANISOTROPÍA ACUSTICA DE LAS FORMACIONES.

3.- SONICO DE CEMENTO.- PERMITE MEDIANTE LA MEDICIÓN DE LA ATENUACIÓN DEL SONIDO EN LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO REALIZAR UNA EVALUACIÓN DE LA CEMENTACIÓN.

LOS REGISTROS SÓNICO DE POROSIDAD Y DIPOLAR PUDEN SER OBTENIDOS TANTO EN POZO ABIERTO COMO ENTUBADO, PERO ALGUNOS EQUIPOS NO PERMITEN OBTENER EL SÓNICO DIGITAL EN POZOS ENTUBADOS.


REGISTRO SONICO DE POROSIDAD (BHC)


RAYOS GAMMA DT COMPRESIONAL COHERENCIA COHERENCIA SPHI DT CIZALLA P&S DE DIPOLO

x050

x075

x100

REGISTRO SÓNICO DIPOLAR


REGISTRO SONICO DE CEMENTO (CBL)


REGISTRO DE GEOMETRÍA DEL POZO

ESTE REGISTRO ES UNA PRESENTACIÓN ESPECIAL DE LA GEOMETRÍA, DESVIACIÓN Y RUMBO DEL POZO QUE SE PUEDE OBTENER CON DIFERENTES EQUIPOS.

CONSISTE EN UNA PRESENTACIÓN DEL CALIBRADOR DEL POZO QUE ASEMEJA UN CORTE TRANSVERSAL DEL MISMO, PERMITIENDO RECONOCER ZONAS DERRUMBADAS Y ZONAS CON POSIBLES RESTRICCIONES PARA BAJAR LA TUBERÍA.

ADICIONALMENTE SE PRESENTAN UNA CURVA DE LA DESVIACIÓN DEL POZO Y OTRA DEL RUMBO DEL MISMO.


REGISTRO DE GEOMETRÍA DEL POZO


FACTOR DE FORMACIÓN Y POROSIDAD

EXPERIMENTALMENTE SE A ESTABLECIDO QUE LA RESISTIVIDAD DE UNA FORMACIÓN PURA, 100% SATURADA DE AGUA (R0) ES PROPORCIONAL A LA RESISTIVIDAD DEL AGUA QUE LA SATURA (Rw):

R0 α RwLA CONSTANTE DE PROPORCIONALIDAD (F) SE DENOMINA FACTOR DE FORMACIÓN Y QUEDA DEFINIDO POR:

F = R0/RwEL FACTOR DE FORMACIÓN ESTÁ RELACIONADO INVERSAMENTE CON LA POROSIDAD (Ø):

F α 1/ØARCHIE PROPUSO LA SUGUIENTE RELACIÓN:

F = aØm

DONDE m ES EL EXPONENTE DE CEMENTACIÓN Y a UN INDICE GEOLÓGICO. LAS VARIANTES MAS USADAS DE LA FÓRMULA DE ARCHIE SON:

F = 1Ø2

F = 0.62Ø2.15

F = 0.81Ø2


LA ADECUADA SELECCIÓN DEL VALOR DE m ES IMPORTANTE PARA LOS RESULTADOS DE LA INTERPRETACIÓN; SU VALOR REPRESENTA EN CIERTA FORMA LA TORTUOSIDAD DE LA FORMACIÓN PARA EL FLUJO DE LA CORRIENTE.

AGUAFLUJO DE CORRIENTE

ROCA


CARTA POR-1


SATURACIÓN DE AGUA

LA SATURACIÓN SE PUDE EXPRESAR COMO UNA RELACIÓN DE RESISTIVIDADES:

Swn = R0 / RtEN DONDE n ES EL EXPONENTE DE SATURACIÓN. EXPERIMENTALMENTE ARCHIE RELACIONO LA SATURACIÓN CON LAS RESISTIVIDADES:

EL EXPONENTE DE SATURACIÓN (n) NORMALMENTE TIENE UN VALOR DE 2, POR LO QUE LA ECUACIÓN DE SATURACIÓN DE ARCHIE QUEDA:

EN DONDE Rw ES LA RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN, RT LA RESISTIVIDAD DE LA ZONA VIRGEN, F EL FACTOR DE FORMACIÓN. LA MISMA RELACIÓN SE PUEDE APLICAR A LA ZONA INVADIDA QUEDANDO:

YA QUE Sh = (1 – Sw) Y Shr = (1 – Sxo) EL VOLUMEN TOTAL DE HIDROCARBURO DESPLAZADO ES: Ø(Sxo- Sw)

Swn = FRwRt

= a RwØm Rt

Sw = FRwRt√

Sxo = FRmfRxo√


CONSIDERANDO n = 2 Y OBTENIENDO LA RELACIÓN DE SATURACIONES:

EMPIRICAMENTE SE OBSERVA QUE: Sxo Sw 1 / 5, POR LO QUE AL SUSTITUIR:

LO QUE NOS BRINDA UNA FORMA APROXIMADA DE OBTENER LA SATURACIÓN SI NO SE DISPONE DE LA POROSIDAD, MÉTODO CONOCIDO COMO DE LA RELACIÓN. LA CARTA SW-2 MUESTRA UNA SOLUCIÓN GRÁFICA DE ESTA RELACIÓN

= SwSxo

Rxo / RtRmf / Rw( )

1/2

= SwRxo / RtRmf / Rw( )

5/8

Presentación de Registros

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