Tipos de Perfiles de Pozos

5/8/2018 Tipos de Perfiles de Pozos - slidepdf.com

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TIPOS DE PERFILES DE POZOS1. REGISTROS DE DIÁMETROSProporcionan información acerca de las condiciones del hoyo.

Registro de Diámetro de la Mecha (Bit Size = BS)Esta curva indica el diámetro de las mechas que se utilizaron durante toda laperforación.

Registro de Calibración (Caliper = CALI)

Perfilaje de Pozos

la roca es competente (hoyo no derrumbado). Si el diámetro del hoyo es menor que eldiámetro de la mecha, puede indicar que se tratan de lutitas expansivas o que se formó unrevoque muy grueso.

2. REGISTROS ELÉCTRICOS

Proporcionan información acerca de las propiedades eléctricas de las rocas.Potencial Espontáneo (Spontaneity Potencial = SP)Es un registro no inducido. 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 deperforación, y como consecuencia del efecto electro cinético de los fluidos que se mueven através de la zona permeable. El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin

entubar, mientras que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficiey lleno de lodo de perforación. Se toman a hoyo desnudo. No funciona en lodo base aceite.Debido a su baja resolución actualmente han sido desplazados por el registr o de GR.

El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla. La unión de todos lospuntos con SP nulo permite trazar una línea llamada comúnmente Línea Base de lasArcillas. Por convenio, los registros se realizan de tal manera que las desviac ioneshacia la izquierda de la línea base se consideran negativas; y las desviaciones hacia la

derecha le la línea base se consideran positivas.. Cuando la salinidad del lodo de perforaciónes mayor que la salinidad del agua de formación, entonces se produce un intercambio iónicodel pozo hacia la formación y el SP es positivo. Cuando la salinidad del lodo de perforaciónes menor que la salinidad del agua deformación se produce un intercambio iónico de laformación al pozo y el SP es negativo. Las arenas poco consolidadas que contienen agua

dulce poseen registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros SPnegativos. Cuando la salinidad del lodo de perforación es similar a la salinidad del aguadeformación, entonces no se produce ningún intercambio iónico y el SP es neutro. En estos

casos, el SP no sirve de mucho. Frente a las capas de lutitas no se produce intercambioiónico evidente y por lo tanto el SP es neutro. Se mide en mili voltios (mV).El SP se utiliza para identificar capas porosas, para calcular la salinidad del agua de

formación y la resistividad del agua de formación (Rw).

Resistividad (Resistivity)Es un registro inducido. 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 resistividaddepende de la sal disuelta en los fluidos presentes en los poros de las rocas. Proporcionaevidencias del contenido de fluidos en las rocas. Si los poros de una formación contienenagua 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 laresistividad será alta. Las rocas compactas poco porosas como las calizas masivas poseenresistividades altas.

Perfilaje de Pozos

Tipos de Perfiles de ResistividadExisten dos tipos principales de perfiles resistivos: el Perfil Lateral (Laterolog) y el Perfil deInducción (Induction Log). El perfil lateral se utiliza en lodos conductivos(lodo salado) y elperfil de inducción se utiliza en lodos resistivos (lodo fresco o base aceite).Dentro de los Perfiles de Inducción tenemos:a)SF L = Spherical Induction Log. Para profundidades someras (0.5 1.5). Mide la

resistividad de la zona lavada (Rxo).b)MIL =LIM = Medium Induction Log. Para distancias medias (1.5 3.0)

c)DIL =ILD = Deep Induction Log. Para profundidades de más de 3.0. Miden laresistividad de la formación (Rt).Dentro de los Perfiles Laterales tenemos:

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

b)M L L = L L M = Micro Laterolog. Para las proximidades (1.0 y 6.0)c)SL L =LL S = Someric Laterolog. Para profundidades someras (0.5 y 1.5)d)DLL =LL D = Deep Laterolog. Para profundidades de más de 3.0. Midenresistividad de la formación (Rt).

Se lee de izquierda a derecha, en escala logarítmica. La unidad de medida es elohm-m, con un rango de valores que va desde 0.2 hasta 2000 omh-m.

Los registro de resistividad, también se utiliza para estimar contactos aguapetróleo, para

calcular la resistividad del agua de formación (Rw) y la resistividad verdadera de laformación (Rt). Se lee de izquierda a derecha.

3. REGISTROS RADIACTIVOSProporcionan información acerca de las propiedades radiactivas de las rocas.

Rayos Gamma (Gamma Ray = GR)Se basa en las medición de las emisiones naturales de rayos gamma que poseen las rocas.Durante la meteorización de las rocas, los elementos radiactivos que estas contienen sedesintegran en partículas de tamaño arcilla, por lo tanto las lutitas tienen emisiones derayos gamma mayores que las arenas. Mientras mayores el contenido de arcilla de las rocasmayor es la emisión de GR de las mismas. Los minerales radiactivos principales son: elpotasio (K), el torio (Th) y el uranio (U).

Perfilaje de Pozos

Se lee de izquierda a derecha (). Si el GR es bajo indica bajo contenido de arcilla y si es alto

indica alto contenido de arcilla. La unidad de medida es en grados API, con un rango de

valores que generalmente va de 0 a 150 API.



Sirve para calcular el contenido de arcilla de las capas (Vsh), para estimar tamaño de grano ydiferenciar litologías porosas de no porosas. Puede utilizarse en pozos entubados.

Registro de Espectrometría (NGS)El registro de espectrometría o GR espectral sirve para determinar el tipo de arcillas quecontiene una formación. Se basa en la relación de proporciones de los tres minerales

radiactivos principales: potasio (K), torio (Th) y uranio (U). Las concentraciones K/Th ayudana identificar el tipo de arcilla presentes en la formación, mientras que la concentración de Uindican la presencia de materia orgánica dentro de las arcillas.Si se parte del principio que cada formación posee un tipo de arcilla característica, alregistrarse un cambio en el tipo de arcilla por la relación (K / Th) se puede inducir que seprodujo un cambio formacional. Por lo tanto el NGS puede utilizar se para estimar contactosformacionales.

4. REGISTROS DE POROSIDAD

Proporcionan información acerca de la porosidad del yacimiento. Son los mejoresperfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas.

Registro Neutrónico (CNL)Se basa en la medición de concentraciones de hidrógenos, lo que indica la presencia de aguao petróleo de la roca. Posee una fuente de neutrones, los cuales colisionan con los

hidrógenos presentes en los poros de la roca. La herramienta también posee un receptorque mide los neutrones dispersos liberados en las colisiones. La herramienta se llama CNL.Sirve para estimar la porosidad neutrónica de las rocas (NPHI). Si el registro neutrónico es

alto indica alta índice de neutrones, y si es bajo indica bajo índice de neutrones. Se lee de

derecha a izquierda (). La unidad de medida es en fracción o en %, con un rango de valores

que va desde 0.15 a 0.45 (15 a 45 %).

Registros de Densidad (FDC)Se basa en la medición de la densidad de la formación, por medio de la atenuación de rayosgamma entre una fuente y un receptor. Posee una fuente de rayos gamma, los cualescolisionan con los átomos presentes en la roca. La herramienta también posee un receptorque mide los rayos gamma dispersos liberados en las colisiones. La herramienta se llamaFDC. Sirve para estimar la densidad del sistema roca fluido (RHOB) que posteriormente

servirá para calcular la porosidad por densidad(DPHI). Si el registro de densidad es bajo

indica alta porosidad y si es alto indica baja porosidad. Se lee de izquierda a derecha ( ). La

unidad de medida es gr/cm3 ,con un rango de valores que va desde 1.96 a 2.96 gr/cm3.

Registros Sónicos (BHC)

Utiliza el mismo principio del método sísmico: mide la velocidad del sonido en las ondaspenetradas por el pozo. Posee un emisor de ondas y un receptor. Se mide el tiempo detránsito de dichas ondas. La herramienta se llama BHC. El objetivo principal del perfil sónicoes la determinación de la porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del



tiempo de tránsito de las ondas (t).Mientras mayor es el tiempo de tránsito, menor es la

velocidad, y por lo tanto, mayores la porosidad de la roca. Se lee de derecha a izquierda.

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