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EEESSSCCCUUUEEELLLAAA PPPOOOLLLIIITTTÉÉÉCCCNNNIIICCCAAA NNNAAACCCIIIOOONNNAAALLL

CARRERA DE INGENIERÍA EN PETRÓLEOS

FFFUUUNNNDDDAAAMMMEEENNNTTTOOOSSS DDDEEE IIINNNTTTEEERRRPPPRRREEETTTAAACCCIIIÓÓÓNNN DDDEEE RRREEEGGGIIISSSTTTRRROOOSSS

EEELLLÉÉÉCCCTTTRRRIIICCCOOOSSS CCCOOONNNVVVEEENNNCCCIIIOOONNNAAALLLEEESSS

Ing. Raúl Valencia T. Msc.

Agosto, 2007



ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA EN PETRÓLEOS

EVALUACIÓN DE FORMACIONES I

ÍNDICE

1 INTRODUCCIÓN ............................................................................................ 11.1 Uso De Los Registros De Pozos .................................................................. 11.2 Concepto De Yacimiento De Hidrocarburos Y Reservas .............................. 41.3 Estructuras Geológicas Favorables A La Acumulación De Petróleo ............ 4

1.3.1 Clasificación De Las Estructuras Geológicas ......................................... 41.3.1.1 Trampa Estratigráfica ...................................................................... 41.3.1.2 Trampa Estructural .......................................................................... 41.3.1.3 Trampas Mixtas ............................................................................... 51.3.1.4 Anticlinales....................................................................................... 51.3.1.5 Domos ............................................................................................. 51.3.1.6 Fallas ............................................................................................... 61.3.1.7 Depósitos Lenticulares .................................................................... 61.3.1.8 Discordancias .................................................................................. 7

1.4 Consideraciones Petrofísicas ....................................................................... 71.4.1 Rocas Productivas ................................................................................. 71.4.2 Clásticas O Detríticas ............................................................................. 71.4.3 Carbonatos O Rocas Carbonáticas ........................................................ 8

1.5 Características De Un Yacimiento ................................................................ 91.5.1 Porosidad ............................................................................................... 9

1.5.1.1 El Empaquetamiento ....................................................................... 9

1.5.1.2 La Selección .................................................................................... 91.5.1.3 El Cemento ...................................................................................... 91.5.1.4 La Angularidad Y Redondez .......................................................... 101.5.1.5 La Compactación ........................................................................... 10

1.5.2 Permeabilidad ...................................................................................... 101.5.3 Saturación ............................................................................................ 11

1.6 Clasificación De Las Reservas ................................................................... 111.6.1 Reservas Probadas .............................................................................. 111.6.2 Reservas Suplementarias .................................................................... 121.6.3 Recursos No Probados ........................................................................ 121.6.4 Reservas Probables ............................................................................. 12

1.6.5 Reservas Posibles O Potencial Geológico ........................................... 121.7 Método Volumétrico Para La Estimación De Reservas Probadas .............. 12

2 PROPIEDADES ELÉCTRICAS DE LAS ROCAS ...................................... 142.1 Naturaleza De La Resistividad Eléctrica De Las Rocas Reservorio....... 152.2 Factor De Formación (F) ........................................................................ 182.3 Efecto De Salinidad Del Agua De Formación Y Temperatura Sobre LaResistividad De Las Formaciones ................................................................... 21

2.3.1 Concentración ................................................................................ 212.3.1.1 Concentración Volumétrica ............................................................ 212.3.1.2 Concentración En Peso ................................................................. 21

2.3.2 Movilidad ............................................................................................. 21





2.3.3 Carga De Los Iones ............................................................................ 242.4 Relación Factor De Formación – Porosidad .......................................... 272.5 Relación Factor De Formación Y Porosidad A Partir De Medidas DeLaboratorio ........................................................................................................ 282.6 Relaciones Generalizadas Entre Factor De Formación Y Porosidad ..... 29

2.6.1 Ecuación De Humble ...................................................................... 292.6.2 Ecuación De Philips ........................................................................ 302.6.3 Fórmula De Chevron ....................................................................... 302.6.4 Relación F- Ф De Datos De Registros De Pozos ........................... 30 2.6.5 Relación F- Ф Para Rocas Carbonatadas……………………………30

2.7 Resistividad Como Una Base Para La Interpretación - Ecuacion De Archie.......................................................................................................................... 31

2.7.1 Índice De Resistividad .................................................................... 35

3 MEDIDAS AMBIENTALES........................................................................... 373.1 Diámetro Y Forma Del Hueco ..................................................................... 37

3.2 Propiedades Del Lodo Filtrado De Lodo Y Costra De Lodo........................ 403.2.1 Tipo De Lodo ........................................................................................ 413.2.2 Densidad .............................................................................................. 423.2.3 Viscosidad ............................................................................................ 423.2.4 Potencial Hidrógeno (Ph) ..................................................................... 423.2.5 Pérdida De Fluido................................................................................. 42

3.3 Resistividades Del Lodo, Filtrado De Lodo Y De La Costra De Lodo ......... 433.3.1 Correlación De Resistividades De Filtrado De Lodo Y Costra De LodoCon La Resistividad Del Lodo ....................................................................... 43

3.3.1.1 Método 1. Lowe Y Dunlap ............................................................. 433.3.1.2 Método 2. Oderton Y Lipson .......................................................... 443.3.1.3 Método 3........................................................................................ 44

3.3.2 Efectos De La Temperatura En La Resistividad Del Lodo, Filtrado DeLodo Y Costra De Lodo ................................................................................. 453.3.3 Variación De Las Resistividades Del Lodo De Perforación ................. 46

3.4 Variación Radial De Las Propiedades De La Formación ............................ 463.4.1 Perfil De Invasión ................................................................................. 473.4.2 Perfil De Transición .............................................................................. 493.4.3 Perfil Anular .......................................................................................... 503.4.4 Profundidad De Invasión ...................................................................... 51

3.4.4.1 Pérdida De Agua Del Lodo .......................................................... 51

3.4.4.2 Diferencia De Presión .................................................................. 513.4.4.3 Permeabilidad ............................................................................... 513.4.4.4 Tiempo .......................................................................................... 513.4.4.5 Porosidad De La Formación ......................................................... 52

3.4.5 Concepto De Saturación De Petróleo Móvil ........................................ 523.5 Temperatura De La Formación .................................................................. 53

3.5.1 Cálculo del gradiente geotérmico y temperatura de formación………...56 3.5.2 Distribución De La Temperatura En Pozos Profundos ......................... 56

3.6 Información necesaria para un Registro .................................................... 593.7 Formatos De Registro ................................................................................. 61

3.7.1 Escalas De Profundidad ....................................................................... 62

3.7.2 Cuadrículas……………………………………………………………...…..63 3.8 Presentación Del Registro .......................................................................... 65





4 REGISTROS ELÉCTRICOS DE POZOS.......................................................... 664.1 Penetración Con Herramientas De Registros Eléctricos............................. 674.2 El Registro Potencial Espontáneo .............................................................. 68

4.2.1 Utilización Del Sp. ................................................................................ 68

4.3 Origen Del Sp ............................................................................................. 704.3.1 Componente Electroquímico Del Sp (Ec).- ........................................... 704.3.1.1 Potencial De Difusión.- .................................................................. 704.3.1.2 Potencial De Membrana ................................................................ 72

4.3.2 Componente Electrocinético Del Sp (Ek) .............................................. 744.4 Essp Teórico Versus Sp Medido .................................................................. 764.5 Determinación De La Resistividad Del Agua De Formación ....................... 78

4.5.1 Rw De Catálogos De Agua ................................................................... 784.5.2 Rw De Análisis Químicos ...................................................................... 784.5.3 Rw Del Sp ............................................................................................. 78

4.5.3.1 Determinación De Rmfe .................................................................. 79

4.5.3.2 Determinación De Rw..................................................................... 804.6 Precauciones Y Correcciones Por El Medio Ambiente ............................... 824.7 Relación Essp = Rw Para Agua Que Contiene Sales Distintas A NaCl......... 834.8 Carácter Y Forma De La Desviación Del Sp ............................................... 854.9 Aplicaciones Y Características De Las Curvas Del Autopotencial .............. 88

4.9.1 Precauciones Que Se Deben Tener En Cuenta Al Correr El RegistroDel Sp ........................................................................................................... 884.9.2 Utilidades Del Sp .................................................................................. 884.9.3 Condiciones Bajo Las Cuales Essp = Esp .............................................. 894.9.4 Formas De La Curva Del Sp ................................................................ 89

4.10 Desplazamiento De La Línea Base De Lutita ........................................... 89




EVALUACIÓN DE FORMACIONES I 1

1 INTRODUCCIÓN

El objetivo del presente texto es introducir en los registros de pozos como unatécnica de evaluación de formaciones , evaluación de formaciones es una sub-disciplina de la ingeniería en petróleos especializada en la recolección de datos yen la cuantificación de parámetros necesarios para realizar actividades en otrasáreas como perforación, producción e ingeniería de yacimientos. Los métodos deevaluación de formaciones incluyen:

Laboratorio (análisis de muestras de fluidos y rocas) Registros de pozos Pruebas de presión y producción

Por lo general, es indispensable la combinación de estos métodos para tener unacompleta y exhaustiva evaluación. Para el caso que nos ocupa nos centraremosúnicamente en los REGISTROS DE POZOS. La técnica de registros de pozosabarca tres secciones distintas, pero mutuamente relacionadas:

1. Definición del modelo matemático y empírico que relacione las propiedadesde la formación de interés a las propiedades medidas con las herramientasde registros. Responsabilidad que corresponde al petrofísico.

2. Obtención de los registros del pozo, abarca el diseño y calibración de laherramienta. El personal de la compañía de servicios generalmente realizaestas tareas.

3. Análisis e interpretación, usualmente realizado por el analista de registro.

Frecuentemente el ingeniero en petróleos analiza los registros de pozos paraextraer la información necesaria para realizar sus actividades de exploración,perforación, producción, ingeniería de yacimientos, etc. Sin embargo, debido aque el proceso de interpretación es altamente afectado por la calidad de lamedición y limitaciones del modelo petrofísico, el ingeniero en petróleos deberáconocer los tres aspectos de la tecnología de registros de pozos. Los modelos

matemáticos que se presentarán apuntan a la utilización de las técnicas deinterpretación convencional o tradicional, que utilizan solamente las respuestasdel registro y se basan en modelos petrofísicos generalizados desarrolladosprincipalmente para formaciones limpias. Algunos de estos modelos sonsolamente aproximaciones. El presente texto introduce al lector en la primerasección, las otras secciones se lo tratará en textos posteriores.

1.1 USO DE LOS REGISTROS DE POZOS

En la industria del petróleo, la calidad de un reservorio lo determinan la zona de interés y la permeabilidad efectiva . La zona de interés define la cantidad dehidrocarburos in situ, se lo cuantifica por la porosidad, saturación de hidrocarburosy espesor; y la permeabilidad efectiva define cuán rápido se podría producir los





hidrocarburos. Para el caso que nos ocupa la evaluación de una formaciónconsiste en diferenciar las rocas productivas porosas y permeables de aquellasque no lo son y cuantificar sus reservas: para tal propósito es indispensableobtener de los registros eléctricos la información necesaria que permita cuantificarlos parámetros para estimar las reservas y determinar si estas son comerciales.

Por lo tanto, el objetivo final de los registros de pozos es mediante el análisis y lainterpretación apropiada localizar y evaluar los yacimientos de hidrocarburos yestimar el potencial de la formación para permitir su explotación.

La fase más importante de las operaciones de registros de pozos es lainterpretación. Durante esta fase, geólogos, geofísicos, ingenieros y analistas deregistros utilizan los registros de pozos para obtener la información necesaria pararealizar sus tareas. Los registros tienen varios usos. Para los geólogosexploratorios sirve para conocer ambientes deposicionales y otras característicasgeológicas significativas. Para el geólogo de desarrollo se utiliza generalmentepara correlacionar y mapear formaciones potenciales. Los registros son

herramientas invaluables para la interpretación geofísica de los datos sísmicos.

El ingeniero de perforación utiliza la información del registro para detectar zonasde sobrepresión, la presión de poros esperada y el gradiente de fractura.Información que es indispensable para la seguridad y eficiencia de lasoperaciones de perforación. Los registros también se utilizan durante lacompletación. Los datos son extremadamente valiosos en los cálculos deingeniería de yacimientos, especialmente en la estimación de reservas, principalobjetivo del presente texto. De esta manera, un conjunto de registros corridos enun pozo tendrá una significación diferente para cada uno de los especialistas.Examinemos las preguntas planteadas y/o respuestas dadas por una variedad deespecialistas:

El Geofísico.• ¿Están los topes dónde inicialmente se predijo de las líneas sísmicas?• ¿Son las zonas potencialmente porosas tal como se asumió de los datos

sísmicos?• ¿Qué muestra de la sección sísmica sintética?

El Geólogo.• ¿A qué profundidad están los topes de las formaciones?

• ¿Es el ambiente conveniente para la acumulación de hidrocarburos?• ¿Existe la evidencia de hidrocarburos en este pozo?• ¿Qué tipo de hidrocarburos está presente?• ¿Los hidrocarburos se presentan en cantidades comerciales?• ¿Cuán bueno es el pozo?• ¿Cuáles son las reservas?• ¿Podría esta formación ser comercial en otros lugares cercanos al pozo?

El Ingeniero de perforación.• ¿Cuál es el volumen necesario para la cementación del casing?• ¿Existen patas de perro (dog legs) u otras deformaciones?

• ¿Dónde se localiza un buen sitio para asentar un paker para una prueba?• ¿Dónde es el mejor lugar para poner herramientas de desviación?





El Ingeniero de reservorios.• ¿Cuán potente es la zona de pago?• ¿Cuán homogénea es la sección de pago?• ¿Cuál es el volumen de hidrocarburos?• ¿El pozo será económicamente rentable?

• ¿Cuánto tiempo se espera de producción’?

El Ingeniero de producción.• ¿Dónde debe completarse el pozo y en que zona(s)?• ¿Qué tasa de producción puede esperarse?• ¿Debe considerarse cualquier producción de agua?• ¿Cómo debería ser completado el pozo?• ¿Está la zona potencial hidráulicamente aislada?• ¿El pozo requerirá de alguna estimulación?• ¿Qué tipo de estimulación sería mejor?

De esta manera, la evaluación de registros puede significar variasinterpretaciones para los diferentes especialistas. Cada uno de los profesionalesutilizará la información de los registros de una manera diferente para encontrarsus propias respuestas. El ensayo más común es “leer” los registros y entender las diferentes reacciones producidas por las características propias de laformación sobre las herramientas de registros.

Los fundamentos de la interpretación cuantitativa convencional de registros, losfactores que influyen en la medida del registro y la información que proporcionaestas herramientas, son temas que se deben conocer para poder interpretar la

información contenida en los registros. Cuando la producción de la formaciónfinaliza debido a que se ha alcanzado el límite económico o el pozo hadesarrollado problemas mecánicos se contempla una recompletación en zonassuperiores. Los registros de pozos se utilizan para evaluar las zonas candidatas.Los analistas de registros están enfocados en cuatro cuestiones básicas:

1. ¿La formación o zona específica contiene hidrocarburos?2. ¿Qué clase de hidrocarburo está presente, petróleo, gas o ambos?3. ¿Es la saturación de hidrocarburos lo suficientemente alta para indicar la

suficiente permeabilidad efectiva al hidrocarburo?4. ¿Es la acumulación de hidrocarburos lo suficiente grande de modo que

garantice la completación del pozo?Si el analista puede contestar las cuatro cuestiones afirmativamente, el pozo escompletado en la zona de interés. Si una de las respuestas es negativa, laformación es abandonada.El programa moderno de registros no solo proporciona información para el mapeoestructural del subsuelo, sino que también suministra información respecto a:

Litología Identificación de las zonas productoras Profundidad y espesor de las zonas productoras Efectivas interpretaciones cuantitativas y cualitativas de las característicasy contenido del yacimiento.





En consecuencia, el programa moderno de registros constituye la basefundamental para decisiones importantes. Aunque la ciencia de los registros ya esparte de la “era del computador”, el objeto de esta publicación es sentar una basefundamental para el análisis de los registros. Por tanto, tenga en cuenta que aliniciar su lectura, la comprensión de los conceptos básicos es esencial aún en las

técnicas de interpretación más avanzadas. Domine los conceptos básicos y elresto le será fácil. Es cierto que la tecnología cambia constantemente, perotambién es cierto que los conceptos básicos siempre serán los mismos. Porconsiguiente, empecemos por el principio: los conceptos básicos.

1.2 CONCEPTO DE YACIMIENTO DE HIDROCARBUROS YRESERVAS

Los yacimientos son los cuerpos de roca con comunicación hidráulica en dondelos hidrocarburos están acumulados llenando, usualmente en presencia de agua,los poros del medio. Las fuerzas capilares y gravitacionales controlan

principalmente la distribución de los fluidos de dichas acumulaciones que, al serperturbadas en sus condiciones originales de presión con la perforación del pozo,expulsan parte de su contenido inicial hacia estos y luego a la superficie. Entérminos generales, esa fracción recuperable es la reserva.

1.3 ESTRUCTURAS GEOLÓGICAS FAVORABLES A LAACUMULACIÓN DE PETRÓLEO

Las formaciones productivas o yacimientos se presentan en una cantidad casiilimitada de formas, tamaños y orientaciones, dado que la orientación y la formafísica de un yacimiento pueden influir seriamente en su productividad es necesario

mencionar los principales tipos de yacimientos.

1.3.1 CLASIFICACIÓN DE LAS ESTRUCTURAS GEOLÓGICAS

Una trampa de petróleo es una estructura que presenta la roca almacén quefavorece la acumulación del petróleo y puede ser de tres tipos principalmente:

1.3.1.1 Trampa estratigráfica

a. Primarias: relacionadas con la morfología del depósito y con procesosacaecidos durante la sedimentación (interdigitaciones, acuñamientos,

arrecifes, cambios laterales de facies)

b. Secundarias: relacionadas con procesos postsedimentarios (cambiosdiagenéticos –caliza - dolomía –, porosidades por disolución, discordancias,depósitos lenticulares, arrecifes de coral).

1.3.1.2 Trampa estructural

Relacionadas con procesos tectónicos o diastrofismo (fallas, cabalgamientos,antiformas...), estas se originan por cambios laterales y verticales en la porosidadde la roca.Se forman generalmente cuando ha desaparecido la continuidad de una rocaporosa.





1.3.1.3 Trampas mixtas

Se superponen causas estratigráficas y estructurales.Dentro de esta clasificación ponemos algunos ejemplos de algunos tipos detrampas:

1.3.1.4 Anticlinales

Los anticlinales simétricos simples que presentan condiciones anticlinales idealespara la acumulación del petróleo, aunque estos pocas veces se encuentran en lanaturaleza. Comúnmente un flanco esta más inclinado que el otro, resultando asíla forma más común del anticlinal asimétrico (Figura 1.1).

1.3.1.5 Domos

En el caso de los domos se tienen las condiciones más favorables de altaconcentración de aceite y gas mejor desarrolladas. La estructura aquí se inclinahacia abajo en todas direcciones desde un punto de la cumbre, y el aceite seencuentra en todos los flancos del área del domo hacia la cúspide (Figura 1.2).Se encuentran asociados con depósitos de sal han sido causa durante suacumulación de una gran presión hacia arriba, resultando en la formación dedomos en las rocas sedimentarias situadas encima.

FIG.1.2 Depósito típico de domo salino. El petróleo se acumula en formaciones porosas arriba y en los flancos del núcleo de sal

FIG. 1.1 Anticlinal Asimétrico





1.3.1.6 Fallas

La formación de las fallas, es producto de las mismas fuerzas terrestres queocasionan el doblamiento de los estratos, y se encuentran frecuentemente en lasformaciones que contienen aceite y deben considerarse como un factor en la

acumulación de petróleo. (Figura 1.3).

1.3.1.7 Depósitos Lenticulares

Las variaciones laterales en los estratos que contienen aceite, particularmenteentre arenas y areniscas, a menudo es la causa de grandes cambios en elcontenido de aceite en los estratos en diferentes puntos (Figura 1.4). El resultadoes una sucesión de lentes de arenas porosas incrustadas en rocas de granorelativamente fino, formando el conjunto lo que es aparentemente un estratocontinuo más o menos bien definido.

FIG. 1.4 Acumulación de petróleo en arenas lenticulares

Fig. 1.3 Ejemplo de una falla. Esta ilustra acumulaciones de petróleo tanto en el lado de la





1.3.1.8 Discordancias

Un periodo de erosión, tal vez acompañado de inclinaciones y dobleces puedeintervenir entre dos periodos de depósito y deja las acumulaciones de los dosperiodos discordantes en su superficie de contacto (Figura 1.5)

1.4 CONSIDERACIONES PETROFÍSICAS

1.4.1 ROCAS PRODUCTIVASLa comprensión de las características básicas de las rocas es fundamental en laevaluación de una formación que contiene cantidades comerciales de petróleo o

gas. Estas formaciones productoras o yacimientos tienen varios parámetros ocaracterísticas comunes. Las rocas ígneas o metamórficas ocasionalmentecontienen petróleo o gas. La mayor parte de las rocas productivas son de origensedimentario. Para nuestro objeto, las rocas sedimentarias pueden dividirse endos grandes grupos: clásticas y carbonatos. Los tres tipos generales de rocasproductivas de importancia en la industria son arenisca, caliza y dolomita.

1.4.2 CLÁSTICAS O DETRÍTICASLas rocas clásticas están compuestas principalmente de fragmentos o partículasde minerales, rocas o conchas. Como consecuencia de la meteorización, erosióny transporte, estos fragmentos eventualmente se depositan en cuencas marinas

junto con fragmentos de origen orgánico. Esta depositación generalmente se llevaa cabo en capas sucesivas. Las rocas clásticas se clasifican según el tamaño delgrano de los fragmentos que las componen. Se ha fijado un límite arbitrario (4mm. de diámetro promedio) por debajo del cual los componentes se denominanarenas, y por encima del mismo se denominan gravas (TABLA 1.1). Cuando lasarenas están cementadas, las rocas se denominan areniscas y cuando las gravasestán cementadas se denominan conglomerados.Además existen también las lutitas que son un tipo de areniscas pero máscompacta y además es una roca impermeable. La presencia de arcilla o lutita enlas arenas de un yacimiento clástico es un parámetro que debe tenerse muy encuenta en la evaluación del yacimiento. Debido a que esta presencia afecta tantolas características de la formación como la respuesta de los instrumentos deregistro, será necesario referirnos a ella constantemente en este texto.

FIG.1.5 Acumulación de petróleo contra una discordancia





1.4.3 CARBONATOS O ROCAS CARBONÁTICAS

La matriz o cemento de estas rocas se deposita directamente del agua marina oes extraída de ella por los organismos vivientes. Los sedimentos sufren el efectode varios procesos químicos que pueden alterarlos o reestructurarlos.

CLASIFICACI N DE LAS ROCAS SEG N EL TAMAÑO DE SUSPARTÍCULAS

LÍMITES(DIÁMETRO EN

mm) FRAGMENTO AGREGADO

> 256 Canto Grava de cantos, conglomerado de cantos

256 – 128 Guijarro grande Grava de guijarros grandes, conglomerado deguijarros grandes

128 – 64 Guijarropequeño

Grava de guijarros pequeños, conglomeradode guijarros pequeños

64 – 32 Piedra muygrande

Grava de piedras muy grandes, conglomeradode piedras muy grandes

32 – 16 Piedra grande Grava de piedras grandes, conglomerado depiedras grandes

16 – 8 Piedra mediana Grava de piedras medianas, conglomerado depiedras medianas

8 – 4 Piedra pequeña Grava de piedras pequeñas, conglomerado depiedras pequeñas

4 – 2 Granulo Grava de gránulos, conglomerado de gránulos

2 – 1 Arena muygruesa

Arena arenisca

1 – ½ Arena gruesa Arena arenisca½ - ¼ Arena mediana Arena arenisca

¼ - 1/8 Arena fina Arena arenisca1/8 – 1/16 Arena muy fina Arena arenisca1/16 – 1/32 Limo grueso Limo limolita1/32 – 1/64 Limo mediano Limo limolita

1/64 – 1/128 Limo fino Limo limolita1/128 – 1/256 Limo muy fino Limo limolita1/256 – 1/512 Arcilla gruesa Arcilla lutita1/512 – 1/1024 Arcilla mediana Arcilla lutita

1/1024 – 1/2048 Arcilla fina Arcilla lutita

TABLA 1.1. Clasificación según el tamaño de las partículas





El carbonato cálcico (principalmente en forma de calcita) y el carbonato cálcico-magnésico (dolomita) son las constituyentes principales de las rocassedimentarias carbonatadas llamadas respectivamente calizas y dolomitas.1.5 CARACTERÍSTICAS DE UN YACIMIENTO

La evaluación de rocas productivas o potencialmente productivas requierebásicamente tres clases de información: (1) porosidad. (2) permeabilidad, y (3)saturación.La distinción entre petróleo y gas es de importancia secundaria.

1.5.1 POROSIDAD

La porosidad es la capacidad que tiene una roca de contener fluidos. En loscálculos la porosidad puede expresarse en porcentaje o en fracción decimal. Pordefinición, la porosidad es el volumen vacío de roca (aquel lleno de fluidos)dividido por el volumen total de roca.

En arenas limpias, la matriz de la roca se compone de granos de arenaindividuales, con una forma más o menos esférica, y apiñados de manera que losporos se hallan entre los granos. A esta porosidad se la llama sucrósica, dematriz, intergranular o primaria.Los factores que afectan la porosidad primaria son:

1. Empaquetamiento2. Selección3. Cemento4. Angularidad / Redondez5. Compactación

1.5.1.1 El empaquetamientoSe refiere a la configuración geométrica de la distribución de las partículas. Estaconfiguración puede ser cúbica, rómbica o hexagonal, siendo el empaquetamientocúbico con el que se obtiene la mayor porosidad (47.6%), y como mínimaporosidad, se tiene una porosidad del 25.9%, tómese en cuenta que en estosempaquetamientos, se asumen a los granos como esferas perfectas, algo que esimposible encontrarlo en la realidad. (Figura 1.6 y1.7).

1.5.1.2 La selecciónSe refiere a la variación en el tamaño y forma de las partículas. Una roca “bienseleccionada” es aquella compuesta por partículas de tamaño y forma uniforme,en tanto que una roca “pobremente seleccionada” es aquella compuesta por partículas con tamaño y forma variables. Obviamente, una roca bien seleccionadatendrá una porosidad mayor que una mal o pobremente seleccionada.

1.5.1.3 El cementoEs la sustancia que mantiene juntos los diversos granos o partículas. Muy amenudo este cemento es cuarzo o calcita. Es obvio que una roca bien cementadatiene una porosidad menor que aquella mal cementada.





1.5.1.4 La angularidad y redondezDe los granos, junto con el empaquetamiento y selección, afectan la porosidaddebido al entrelazamiento de los granos así como al relleno de los espaciosvacíos.1.5.1.5 La compactación

Es el grado de alteración del tamaño y forma de las partículas debido a la presiónde las rocas suprayacentes. Es lógico que con el tiempo la sobrecarga reduzca laporosidad. Aunque hay muchas excepciones, se puede decir que la porosidaddisminuye con el aumento en la profundidad o en la edad de la roca.Asimismo, pueden tener porosidad secundaria en forma de pequeñas cavidades,estas se deben a la acción de aguas de formación o fuerzas tectónicas en lamatriz de roca después del depósito.

1.5.2 PERMEABILIDAD

La permeabilidad es una medida de la facilidad con la que los líquidos fluyen através de una formación. En una determinada muestra de roca y con cualquierlíquido homogéneo, la permeabilidad permanece constante siempre y cuando ellíquido no interactué con la roca en sí. La unidad de la permeabilidad es el “Darcy”que es muy grande. Por lo tanto se usan comúnmente el mili-Darcy (md). Se dice

que una roca tiene la permeabilidad de un Darcy cuando un fluido con unaviscosidad de un centipoise avanza a una velocidad de un centímetro por

FIG. 1.6 Esferas ilustrando una porosidad máxima del 47.6%

A: vista tridimensional B: sección

FIG. 1.7 Esferas ilustrando una porosidad mínima del 25.9%

A: vista tridimensional B: sección





segundo bajo un gradiente de presión de una atmósfera por centímetro. Una rocadebe tener fracturas, capilares o poros interconectados para ser permeables. Porlo general una permeabilidad mayor se acompaña de una porosidad mayor; sinembargo, esto no es ningún concepto o regla absoluta.1.5.3 SATURACIÓN

La saturación en fluido de una roca es la relación entre el volumen de un fluido enlos poros con el volumen total de los poros (Figura 1.8). Las saturaciones seexpresan como porcentajes del volumen de los poros. En un yacimiento dehidrocarburos se pueden encontrar simultáneamente agua, petróleo y gas.Sin embargo, debido a los efectos de la gravedad, los fluidos se segregan oseparan en el yacimiento. Parte de los fluidos de un yacimiento no puedeextraerse; esta parte de los fluidos recibe el nombre de saturación residual oirreducible. A veces las saturaciones residuales de hidrocarburos puedenextraerse mediante los métodos de recuperación secundaria o terciaria. Alestudiar un intervalo productor, aquella fracción del espacio en los poros que no

contiene agua se supone que contiene hidrocarburos.

1.6 CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS

1.6.1 RESERVAS PROBADAS

FIG. 1.8 Relación entre el volumen de un fluido en los poros con el volumen total en

los poros





Las reservas probadas son el volumen de hidrocarburos que se estima serrecuperable de yacimientos conocidos por medio de mecanismos primarios osecundarios, es decir, elevación natural o artificial (bombeo mecánico, eléctrico,hidráulico o neumático), o mediante inyección de fluidos (agua, vapor, aire, CO2,gas seco, etc.).

1.6.2 RESERVAS SUPLEMENTARIAS

Las reservas suplementarias, son una subcategoría de las reservas probadas,son aquellas que se recuperarán mediante la aplicación de varias técnicasllamadas en su conjunto, de recuperación mejorada (secundaria o terciaria).Ello puede expresarse matemáticamente mediante la igualdad:

Sw1 Saturación de hidrocarburos.

1.6.3 RECURSOS NO PROBADOS

Es el volumen de petróleo que se estima será recuperado de las partes de lascuencas sedimentarias donde el taladro aún no ha comprobado la presencia o node depósitos petrolíferos.

1.6.4 RESERVAS PROBABLES

Son aquellas reservas en donde el análisis de la información geológica y deingeniería de estos yacimientos sugiere que son más factibles de sercomercialmente recuperables, que de no serlo. Si se emplean métodosprobabilísticos para su evaluación existirá una probabilidad de al menos 50% de

que las cantidades a recuperar sean iguales o mayores a la suma de las reservasprobadas más las probables. El concepto de reserva probable difiereesencialmente del concepto de reserva probada, por el hecho de que no haypozos exploratorios perforados en el área que se está evaluando.

1.6.5 RESERVAS POSIBLES O POTENCIAL GEOLÓGICO

Son aquellos volúmenes de hidrocarburos cuya información geológica y deingeniería sugiere que es menos segura su recuperación comercial que lasreservas probables. De acuerdo con esta definición, las reservas posibles son elvolumen de hidrocarburos que se cree que existe en áreas aún no exploradas,evaluando solamente con base a criterios geológicos.

1.7 MÉTODO VOLUMÉTRICO PARA LA ESTIMACIÓN DERESERVAS PROBADASEste método se lo realiza al inicio de desarrollo de los campos, y se basa en elcálculo del volumen de las cantidades de petróleo in situ que están originalmenteen los yacimientos, a las cuales se les multiplica por el factor de recuperación queanálisis petrofísicos, de presión, volumen, temperatura (PVT) y de ingenieríapetrolera, determinan para cada tipo de depósito.

El material básico para la estimación de reservas por el método volumétrico es:





a) Los registros eléctricos de los pozosb) Los análisis de muestrasc) Los análisis de los fluidos encontradosd) La determinación de la porosidad total y de la porosidad efectivae) La determinación de la permeabilidad y el estudio de otros parámetros.

Es muy importante tener todos estos datos en el inicio del desarrollo del campo,ya que para una correcta evaluación de las reservas, hay necesidad de quedichas muestras presenten lo mas aproximado posible, las condiciones delyacimiento.Así, el volumen total de hidrocarburos in situ puede ser expresado por:

Swh AV 1 [Acres-Pies]

El volumen de hidrocarburos usualmente es expresado en barriles:

Swh AV 17758

El volumen de hidrocarburos que se podría recuperar es:

RF Swh AV 17758 (1.1) donde:

A = área del yacimiento en Acres.h = espesor del yacimiento en PiesØ = porosidad en porcentaje.Sw = saturación de agua en porcentaje.FR = factor de recobro.

Podemos concluir que los principales parámetros físicos necesarios para evaluarun yacimiento son: porosidad, saturación de hidrocarburos, espesor permeable dela capa hidrocarburífera, y permeabilidad. Estos parámetros pueden ser derivadoso deducidos de registros eléctricos, nucleares o acústicos.





2 PROPIEDADES ELÉCTRICAS DE LAS ROCAS

Una de las propiedades físicas más importantes de las rocas es la resistividad.Las mediciones de resistividad en conjunto con la porosidad y la resistividad delagua se usan en los cálculos de saturación de agua, y en consecuencia, en lasaturación de hidrocarburos. La resistividad (R), llamada también resistencia

específica, se puede definir como la capacidad que tiene una sustancia de“resistir”, o impedir el flujo de una corriente eléctrica. La Figura 2.1 ayuda aentender el concepto de la resistividad eléctrica. Un generador libera una corrienteeléctrica, I, al alambre metálico de sección transversal A y longitud L. La caída devoltaje, V, entre los extremos del alambre varía proporcionalmente con I. Esta seexpresa matemáticamente por la Ley de Ohm como:

r I V * (2.1)

Donde r es la constante del alambre, que es la medida de la oposición ejercidapor el alambre al paso de la corriente, esta constante se aplica sin tomar encuenta la naturaleza ni la geometría del alambre. Si V, el voltaje se expresa envoltios, I, se expresa en amperios, entonces r, será expresado en ohmios. Elreciproco de la resistencia (1/r) es la conductancia, c, que estará dada en mhos osiemens. Si se reemplazara el alambre del circuito por otro del mismo materialpero de diferente geometría, es decir, diferente longitud y área transversal, y la

corriente entregada se mantiene constante, se producirá un cambio en la caída devoltaje entre los extremos del alambre. El cambio en la caída de potencial es

Fig. 2.1 Esquema de un circuito eléctrico





producido por un cambio en la resistencia del alambre, si la longitud del alambreaumenta entonces aumenta su resistencia y si el área del alambre aumentaentonces la resistencia disminuye:

A

L Rr * (2.2)

donde R es la resistividad, que es la capacidad de una sustancia de impedir oresistir el flujo de una corriente eléctrica a través de ella. La resistividad esindependiente de la forma y el tamaño del conductor. La resistividad es unapropiedad física básica del material, su valor es constante para todas las piezasde un mismo material a una temperatura dada. Si la resistencia se expresa enohmios (Ω), la longitud en metros (m) y el área en (m2), entonces la resistividadestará dada en (Ω-m).Suponiendo que el voltaje atraviesa un cubo de 1 metro de lado podemoscalcular:

Rr

m

m Rr

A L Rr

21

1*

*

Por definición podemos decir que la resistividad R es igual numéricamente a laresistencia r, cuando el voltaje pasa a través de un material cúbico de 1 m delado.

La conductividad, C, es el inverso de la resistividad, para evitar fraccionesdecimales, la conductividad se expresa generalmente en milimhos por metro(mmho/m) donde:

1000 mmho/m = 1mho/m

C = 1000 / R (mmho / m) (2.3)

2.1 NATURALEZA DE LA RESISTIVIDAD ELÉCTRICA DE LASROCAS RESERVORIO

Las rocas reservorio son normalmente rocas sedimentarias, porosas ypermeables. Estas incluyen tres tipos de rocas principales:

Areniscas, con fragmentos consolidados principalmente minerales decuarzo, SiO2.

Caliza, CaCO3 con restos orgánicos precipitados de calcio, y Dolomita, CaMg(CO3)2 con alteraciones químicas formadas principalmente

por calizas.

La mayoría de las rocas sedimentarias contienen agua en sus poros, que por logeneral contienen sales disueltas. El grado de salinidad varía en gran medida. A

más de agua, las rocas sedimentarias también contienen petróleo y / o gasnatural.





La naturaleza de la resistividad eléctrica de las rocas reservorio puede explicarsereemplazando el alambre del circuito de la Figura 2.1 por un core limpio y seco deuna de las tres rocas. Un core, normalmente es un cilindro para ejemplos deanálisis. Solventes se utiliza para limpiar la muestra de todos los fluidosresiduales. El resultado es un core limpio y seco que contiene solo aire en sus

espacios porosos. El core se adapta a unos electrodos que cubre completamenteel área de las dos caras opuestas (Figura 2.2). Este arreglo garantiza el flujolineal de corriente.

Con el core limpio y seco en lugar del alambre metálico no significa que lacorriente pueda pasar a través del circuito porque la roca matriz y el aire quesatura los espacios porosos son pobres conductores de electricidad o aislantes.Sin embargo, rocas reservorio in situ son casi siempre conductores. Puesto que elpetróleo y el gas también son aislantes, la conducción eléctrica en las rocasreservorio resulta por la presencia de agua. El core saturado con agua pura de laFigura 2.2, podría no significar un cambio como en los anteriores casos donde losporos están con aire, ya que el agua pura es también un pobre conductor. Si unasal, tal como NaCl, es disuelta en agua, es posible que circule corriente a travésdel core saturado con sal muera. La conducción es realizada a través de soluciónsalina, normalmente referido como los electrolitos. Las moléculas de sal cuandose disuelven en agua se disocian en partículas llamadas iones. Los iones sonátomos o moléculas eléctricamente cargadas como resultado de electrones enexceso o deficiencia de ellos. Para el NaCl, los átomos de sodio se disocian encargas positivas (cationes) y el cloro se disocia en cargas negativas (aniones):

NaCl → Na+ + Cl-

Cuando se establece un campo eléctrico a través del core, los iones se dirigen através del agua, los iones positivos hacia los electrones negativos y los electronesnegativos hacia los positivos. Las cargas eléctricas en circulación son

Fig. 2.2 Esquema de un circuito eléctrico,con un core como resistencia





transportadas dentro de la roca por iones o electrones que tiene la roca. Laconducción en las rocas es electrolítica.Para tener una mejor idea del significado de las diferentes resistividades deinterés en registros eléctricos, debemos asumir un cubo de una unidad de longitudconectado a un circuito con una fuente de voltaje en la (Figura2.3) por lo que

tenemos que r es igual a R. El cubo tiene las siguientes características:

Se encuentra lleno de agua + 10% de NaCl, en este caso se tiene agua

salada que simula agua de formación de resistividad Rw.Rw = V / I1 (Ω.m)

Al mismo cubo añadimos una fracción de arena, se desaloja un 60% deagua con lo que obtenemos una porosidad del 40%. Tomando en cuentaque el espacio poroso sigue lleno de agua, tendríamos una formaciónlimpia saturada al 100% de agua de formación. Ro = resistividad de laformación saturada 100% de agua.

Ro = V /I2 (Ω.m)

Luego inyectamos petróleo, y simulamos una formación virgen que incluyeroca matriz, agua y petróleo, y obtendríamos la resistividad total Rt. Rt =resistividad total de la formación no afectada por proceso de invasión.

Rt = V / I3 (Ω.m)

Debido a que el flujo de corriente en la formación se debe solo a la presencia deagua intersticial, entonces la relación de las intensidades de corriente sería lasiguiente:

I1 > I2 > I3por lo que:Rw < Ro < Rt

Fig. 2.3 Esquema de un circuito eléctrico cuya resistencia es un cubo

de 1m. de lado





yCw > Co > Ct

La resistividad total normalmente varía de 0.2 hasta 1000 (Ω.m), es muy raroencontrar una resistividad total mayor a 1000 (Ω.m), pero puede darse el caso en

una formación de evaporita. La roca matriz es una roca seca, que es aislante,pero es raro encontrarlas; por lo tanto la resistividad es alta y la conductividad esbaja incluso casi igual a 0. El hidrocarburo puro también constituye un aislante, esdecir conductividad baja y resistividad alta; pero la conductividad no puede llegara ser igual a 0, ya que en el petróleo siempre estará mezclado con el agua. Elagua salada es conductiva y la conductividad C es proporcional a la cantidad desal.

Resumiendo se tiene las siguientes consideraciones:

El flujo de corriente en la formación se debe a la presencia de aguaintersticial.

A mayor porosidad existirá mayor conductividad ya que se tiene unamayor cantidad de iones en movimiento, porque va a existir másvolumen lleno de agua.

Cualquier formación tiene una resistividad mesurable y finita. La resistividad es alta cuando existe presencia de hidrocarburo,

mientras que la resistividad es baja en presencia de agua de formación. Si la temperatura es alta, pero considerando la concentración de sal

constante, los iones se mueven con mayor facilidad, y comoconsecuencia existirá mayor conductividad.

También va a depender en gran magnitud de la litología.

2.2 FACTOR DE FORMACIÓN (F)Es una constante propia de la formación que caracteriza la litología. El factor deformación depende de la litología, la porosidad, el tamaño de los poros y elarreglo de los granos.

Por el núcleo saturado cuya resistividad es Ro, circula una corriente y se presentauna caída de potencial a través del núcleo. La resistencia (r o) del núcleo puedeobtenerse con la ley de Ohm:

I r V O * (2.4)

Entonces puedo obtener Ro pues L y A son conocidos.

A

L Rr OO (2.5)

Puesto que el agua salada, es el que permite la conductividad de la roca, esposible reemplazar el núcleo por un volumen de agua de la misma conductividady obtener la misma resistencia entre los dos electrodos. (Figura 2.4) Los iones semueven a través de la roca, siguiendo caminos tortuosos, así la longitud del

volumen equivalente de agua, Le, es mayor que la longitud real, L. El volumen deagua en el núcleo es: A*L*Φ. Este volumen debe tener la misma salinidad en elvolumen de agua de circuito equivalente.





El área de la sección transversal equivalente del volumen de agua, Ae, será:

Le

AL Ae

(2.6)

se puede expresar la resistencia, rw, del volumen equivalente de agua por:

Ae

Le Rr W W * (2.7)

reemplazando 2.6 en 2.7, se tiene:

AL

Le Rr W W

2

* (2.8)

Se ha establecido de manera experimental que la resistividad de una formaciónpura con contenido de agua (esto es, una capa que no contenga ni hidrocarburosni una cantidad apreciable de arcillas), es proporcional a la resistividad del agua

con el cual está completamente saturada. La constante de proporcionalidad sellama factor de resistividad de formación, F,

w

o

R

RF (2.9)

dado que ro= rw, se tiene,

L A

Le R

A

L R w

o

2*

(2.10)

Fig.2.4 Esquema del circuito eléctrico, caso del tubo lleno de agua





2

2*

L

Le R R w

o

(2.11)

ó

2

2

L

Le

R

R

W

o

(2.12)

igualando a la ecuación (2.9) se tiene:

221

L

LeF (2.13)

donde:

L

Le= tortuosidad (2.14)

El factor F de una formación depende de la tortuosidad de la roca y de laporosidad .

Si tenemos varias fases y el medio es el mismo u homogéneo, F es el mismo. Fes una característica de los medios porosos.En una porosidad determinada, la proporción Ro /Rw permanece casi constante,para todos los valores de Rw por debajo de o aproximadamente 1 Ω.m. En el casode aguas más dulces y con mayor resistividad, el valor de F puede disminuir amedida que aumenta Rw. Se atribuye este fenómeno a una mayor influenciaproporcional de la conductancia superficial de la roca.

En el caso de un agua de salinidad dada, mientras mayor sea la porosidad de unaformación, menor será la resistividad de la formación Ro, y también el factor deformación F. por consiguiente, el factor de formación está inversamenterelacionado a la porosidad. Es también una función de la estructura porosa y de ladistribución del tamaño de los poros.

Dado que F es una cantidad adimensional que depende solamente de laspropiedades de la roca, este es un parámetro importante en la interpretación deregistros eléctricos. Como veremos más adelante la ecuación 2.9 puede utilizarsecon tres propósitos:

1. Para determinar Ro cuando F y Rw son conocidos, Ro entonces puedecompararse con Rt, para detectar la presencia de hidrocarburos.

2. Para determinar F cuando Ro y Rw son conocidos. F se puede utilizar paraobtener la porosidad de la formación.

3. Para determinar Rw cuando F y Ro son conocidos. Rw puede utilizarse enotros módulos petrofísicos para determinar la salinidad del agua deformación.





2.3 EFECTO DE SALINIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN YTEMPERATURA SOBRE LA RESISTIVIDAD DE LASFORMACIONES

Los factores que afectan la resistividad del agua de formación Rw, también afectana la resistividad total de la formación R t. Entonces tanto Rw como Rt dependen delas cargas eléctricas que se mueven a través de la roca sedimentaria. En laconducción electrolítica, como en este caso, la conductividad de la formacióndepende de:

1. Número de iones presentes en la formación, generalmente llamadaconcentración o, para aguas de formación, salinidad.

2. Velocidad con la que los iones se mueven a través de la solución, estavelocidad se relaciona directamente con la temperatura, por ende laconductividad también depende de la temperatura

3. Carga de los iones, esta depende del tipo de sal en solución, la cargavariará de acuerdo con la conductividad de cada sal y la concentraciónque cada una tenga en la solución total.

2.3.1 CONCENTRACIÓN

Existen dos tipos de concertación principalmente2.3.1.1 Concentración volumétrica.- La mayoría de análisis químicos de lacomposición de sal de una solución conductiva expresados en concentracióniónica como:

Peso de la Sal gramo gramo

Concentración oVolumen de la solucón litro galón

La concentración expresada como base volumétrica varía con la temperatura.

2.3.1.2 Concentración en peso.- Esta no depende de la temperatura, solamente delpeso del soluto y de la solución.

Peso de la Sal miligramoConcentración ppm

Peso de la Solución Kilogramo

donde ppm quiere decir: partes por millón y son los miligramos de sal que existe

en un kilogramo de solución.Para poder convertir las unidades de concentración de una solución de gramo – litro (gr/lt) a partes por mil, se divide para la densidad de la solución en gr/cm3. Enefecto la concentración volumétrica y la densidad deben estar a la mismatemperatura. La Figura 2.5., muestra la relación entre concentración y densidadde una solución de NaCl a 77°F.

2.3.2 MOVILIDAD

La velocidad de los iones, generalmente referida como movilidad, se determina

por la oposición o fuerza de resistencia que ellos encuentran al moverse a travésde la solución.





La fuerza de resistencia por lo general es controlada por el tamaño de los iones yla viscosidad del solvente.

El efecto de la temperatura sobre la resistividad de la solución salina es deconsiderable importancia en la interpretación cuantitativa de los registros

eléctricos, donde ésta es necesaria para corregir las medidas de temperaturatomadas en superficie y llevarlas a condiciones de la formación.En la Figura 2.6, podemos determinar la resistividad de una solución pura deNaCl como función de la concentración y temperatura. Este monograma se lodesarrolló en forma experimental.

CONCENTRACIÓNDE LA SOLUCIÓN DE NaCl





Arps desarrolló una aproximación empírica para esta conversión, queproporcionaron resultados dentro del rango de exactitud de los datos disponibles:

Fº6.77T

6.77TRR

2

112

(2.15)

Cº5.21T

5.21TRR

2

1

12

(2.16)

donde R1, R2 son las resistividades de las soluciones de NaCl a temperaturas deT1 y T2, respectivamente.

Cuando se escribe el valor de una resistividad se debe siempre especificar latemperatura a la que se ha calculado dicha resistividad, por ejemplo:Rt = 4.5 (Ω.m) @ 120 ºF

Fig. 2.6 Monograma para determinar la resistividad del agua de formación, conociendo la salinidad y su temperatura





2.3.3 CARGA DE LOS IONES

La conductividad de cada solución pura de sal normalmente encontrada en aguasde formación varía únicamente con la concentración (Figura 2.7). Como se puedever la resistividad es diferente, para diferentes sales. Para algunas sales, tales

como el cloruro de potasio KCl, la conductividad se incrementa cuando seincrementa la concentración. Para otras sales semejantes al cloruro de calcioCaCl2, la conductividad incrementa al inicio cuando su concentración aumenta,luego disminuye cuando la concentración es alta.

En muchas soluciones concentradas, los compuestos de iones polivalentesmuestra la disociación incompleta. Por ejemplo CaCl2 disocia de CaCl+ + Cl-, enlugar de Ca++ + 2Cl-. Altos niveles de concentración, sales adicionales estánligeramente disociadas y se encuentran libres en el agua y causan incremento deviscosidad y por ello empieza a decrecer la conductividad. En soluciones que contienen más de una sal, la contribución de cada sal a laconductividad total depende de:

1. La concentración total de sólidos en la solución2. La concentración fraccional de la sal, y3. La conductividad de cada sal a la concentración total de sólidos.

Fig. 2.7 Conductividad de la solución de sales a 18°C





La determinación analítica experimental de la solución salina como función detodos los solutos presentes es compleja e impráctica. Con suficiente exactitudpara propósitos prácticos, la conductividad de una solución de N sales está dadapor:

N

i

ii

t

sol cnnC 1

1

(2.17)

donde:Ci = conductividad de la ienésima sal a la concentración total de sólidos disueltos.Cs = conductividad de la solución (1/Ω/m) nt = concentración total de sólidos disueltos. [ppm] (TDS)ni = concentración de la ienésima sal. [ppm]

Las aguas de formación de moderada a alta salinidad son predominantementesoluciones de NaCl. Dado que la concentración de iones polivalentes esgeneralmente baja, la conductividad de la mayoría de las formaciones seincrementa con la concentración, aún a altos valores.En casos donde la resistividad de la solución salina no se ha medidodirectamente, ésta se puede calcular a partir del análisis químico de la solución(titulación).

GEN – 8





GEN – 9





Conociendo la concentración de cada sal, se obtiene la concentración total desólidos disueltos, lo que permite que mediante un factor de multiplicación (cartaGEN-8), pueda convertirse a una concentración equivalente de NaCl (ne).La concentración equivalente de NaCl, (ne), de una solución de N sales puedeexpresarse como:

(2.18)donde:ni = concentración de cada una de las sales presenteski = factor de multiplicación del ienésimo ión a la concentración total de sólidosdisuelto, TDS en la tabla GEN-8. Los datos de conductividad de varias salespuras comúnmente encontradas en agua de formación se utilizaron en eldesarrollo de estos multiplicadores.

Cuando la concentración equivalente de NaCl es conocida, se puede determinarsu resistividad a cualquier temperatura usando carta GEN-9.

2.4 RELACIÓN FACTOR DE FORMACIÓN – POROSIDAD

La ecuación en que F = f( , Ф) es impráctica, debido a que la tortuosidad de laroca es imposible medir. Varios investigadores estudian la relación entre F y otraspropiedades petrofísicas para diferentes modelos de un medio poroso, losmodelos utilizados incluyen:

Paquetes de esferas Tubos capilares

Redes NeuronalesDebido a que estos modelos son sobresimplificaciones de sistemas complejos,ellos tienen ciertos limitantes en predecir el comportamiento del flujo de lacorriente eléctrica en un medio poroso saturado con sal muera.Sobre la base de medidas de laboratorio de F y Φ de una muestra, Archie sugierela siguiente relación empírica:

mF (2.19)

Esta ecuación se obtuvo como resultado de las investigaciones de W. Winsauerde la relación de factor de resistividad de la formación con la porosidad de

diferentes areniscas. Lo que pudo concluir que para las rocas estudiadas larelación:

m

aF

(2.20)

donde a y m son parámetros propios de la litología; investigaciones teóricas yexperimentales muestran que estos varían principalmente con la geometría de losporos.a: es una constante empíricam: factor de cementación.

Esta última ecuación proporciona un mejor ajuste con un conjunto de datos decampo.

N

i

iie k nn1





La utilidad de las ecuaciones 2.19 y 2.20 en la determinación de F está gobernadapor los valores de a y m. Investigaciones teóricas y experimentales muestran queestos valores varían principalmente con la geometría de los poros. El exponentem varía principalmente con el grado de consolidación de la roca. Timur, estudióalgunas formaciones de arena y encontró que los coeficientes a y m varían en un

amplio rango de valores. El coeficiente a varía de 0.35 a 4.78, y m varía de 1.14 a2.52. Para formaciones de carbonatos, el exponente de cementación puedealcanzar 2.9 o más.El factor de cementación está en función del grado de consolidación de la roca.

M Litología 2.0 - 2.3 Rocas altamente cementadas ( Calizas, dolomitas)1.8 - 2.0 Rocas moderadamente cementadas (arenas consolidadas)

1.4 – 1.7 Rocas ligeramente cementadas (arenas poco consolidadas)1.3 Rocas no consolidadas

a Litología 0.81 Arenas1.00 Carbonatos

La Figura 2.8 muestra las variaciones de m en base a F y a la porosidad (Ф) paradiferentes tipos de rocas.

2.5 RELACIÓN FACTOR DE FORMACIÓN Y POROSIDAD APARTIR DE MEDIDAS DE LABORATORIO

La relación factor de formación y la porosidad para un reservorio específico o

formación se determina a partir de medidas de laboratorio de F y Ø con variasmuestras representativas de core.El procedimiento experimental requiere varios pasos:

Fig. 2.8 Gráfico del factor de resistividad de la formación versus la porosidad





1. Las muestras representativas de core, son limpiadas para removercualquier hidrocarburo.

2. Las muestras de core son saturadas completamente con salmuera deresistividad, Rw, conocida. El mejor resultado de las medidas depende de laobtención de una salmuera similar en composición al agua de formación.

3. La resistencia eléctrica de la muestra de core, ro, es medido cuando lamuestra está completamente saturada.4. Se mide la porosidad de la muestra.

Estos pasos se cumplen adecuadamente, cuando se conoce la técnica. Los datosde laboratorio son usados para calcular Ro y F de cada uno de los cores. Luegose grafica el factor de formación vs. la porosidad en un papel logarítmico, se trazauna línea que se ajusta a los datos entre el factor de formación y porosidad, paraluego determinarse m y a, a partir de la pendiente y la intercepción de la ordenadaque corresponde al valor de log1 respectivamente.La Figura 2.9 presenta un ejemplo de lo expuesto anteriormente. Una de las

líneas muestra que las medidas se obtuvieron a condiciones de ambiente. Lasegunda línea es obtenida cuando la medida se repite a presiones diferencialestipicas del reservorio.

2.6 RELACIONES GENERALIZADAS ENTRE FACTOR DEFORMACIÓN Y POROSIDAD

2.6.1 ECUACIÓN DE HUMBLE

Cuando no están disponibles muestras de formación, se utiliza relaciones

generalizadas, que gracias a investigaciones, los autores obtuvieron valores paraa y m que permiten escribir la expresión así:

Fig. 2.9 Ejemplo del factor de resistividad vs porosidad





15.2

62.0

F (2.21)

Una ecuación simplificada para aproximar la ecuación de Humble para areniscases:

2

81.0

F (2.22)

Las ecuaciones 2.21 y 2.22 son las más comúnmente utilizadas para areniscasdebido a que son recomendadas por la mayoría de compañías de servicios deregistros y aparecen en sus cartas.

2.6.2 ECUACIÓN DE PHILIPS

Un gráfico de F – Ф obtenido por Carother a partir de 793 muestras. Cuando elfactor de formación se promedia y grafica para un punto medio de un rango dadode porosidad se obtiene una relación general para areniscas:

54.1

45.1

F (2.23)

2.6.3 FÓRMULA DE CHEVRON

Recogió una colección extensiva de datos de F - Ф que consistía de 1833muestras de arenisca, estos análisis dieron como resultado la siguiente fórmula:

73.1

13.1

F (2.24)

.2.6.4 RELACIÓN F - Ф DE DATOS DE REGISTROS DE POZOS

Las relaciones anteriores son medidas de laboratorio realizadas a la presiónatmosférica. Porter y Carothers definieron un procedimiento para establecer estasrelaciones de datos de registros de pozos obtenidos bajo condiciones in-situ.

Partiendo de 2295 datos de F yФ

obtuvieron relaciones generalizadas para cadacampo geológico específico.

1.08

2.45F

y

2.6.5 RELACIÓN F- Ф PARA ROCAS CARBONATADAS

La gran variación en los tipos de rocas arcillosas y otras formacionescarbonatadas hace mucho más difícil definir una relación generalizada F- Ф. Sinembargo existen unas pocas relaciones generalizadas en uso. Una ecuación para

rocas calcáreas obtenida a partir 188 muestras por Carother es:





2

1

F (2.25)

Las siguientes ecuaciones son recomendados para rocas compactas y de bajaporosidad, carbonatos no fracturados, respectivamente.

5.22.2

1a

F

(2.26)

/ 019.087.1

1F (2.27)

Está última es la ecuación de Shell. Todas estas ecuaciones se presentan en lafigura 2.10.

2.7 RESISTIVIDAD COMO UNA BASE PARA LAINTERPRETACIÓN - ECUACION DE ARCHIE

En las secciones anteriores presentamos un gran número de parámetrosutilizados para evaluar formaciones. Si pudiéramos obtener una relación entre laresistividad de la formación y los otros parámetros, tendríamos una relaciónmatemática sumamente útil para nuestro trabajo en zonas potenciales dehidrocarburos.El resto de esta sección se dedicará a desarrollar dicha fórmula.

La utilidad de la registración de resistividad se basa en el hecho que:

Fig. – Representación gráfica de las diferentes relaciones generalizadas entre F y Ф





El agua salada es un conductor (baja resistividad). Los hidrocarburos y rocas son aislantes (alta resistividad).

Consideremos la unidad cúbica la Figura 2.11

CUBO “A”:

La resistividad Rt del cubo variará con la resistividad del agua Rw (es decir:cuando Rw aumenta, Rt aumenta y viceversa).

Por consiguiente: wt R R

CUBO “B”:

Reemplaza el 25% del cubo con roca (entonces Ø = 75%), pero mantieneconstante Rw, la resistividad Rt aumenta cuando disminuye la porosidad es

decir: como Ø disminuye Rt aumenta.)

Por consiguiente:

1

t R

CUBO “C”:

Reemplazando 30% de porosidad restante con hidrocarburo, la resistividad Rt aumenta cuando disminuye la saturación de agua (es decir, cuando S w disminuye Rt aumenta).

Por consiguiente:w

t S

R 1

Fig.2.11. Esquema de una unidad cúbica que permite deducir la ecuación de Archie





Combinando las observaciones anteriores, podemos decir que:

W

wt S

R R11

ó,

W

wt

S

R R

(2.28)

Para resolver la constante de proporcionalidad, primero limitemos la ecuacióncomo sigue:Si %100wS (Es decir: no hay hidrocarburo y la porosidad es 100% lleno deagua).

Entonces se tiene que t oR R

w

o

R

R (2.29)Ahora si 1 , entonces

woR R ; se ha determinado experimentalmente que:

“La resistividad de una formación limpia es proporcional a la resistividad de lasolución salina con la cual esta saturada totalmente:

w

o

R

RF (2.30)

Para una porosidad dada la relación Ro /Rw permanece constante para cualquier

valor de w R que no exceda de aproximadamente 1Ω-m.Regresando a la ecuación (2.29) e introduciendo la porosidad como una variable,esto es claro que:

1 F

Esto es obvio, ya que la relación entre o R y w R se relacionan a ese cubo anteriorde roca y a sus características de porosidad.

Se sabe que:

m

a

F Como:

wo FR R

m

w

ot

aR R R

cuando %100wS (2.31)

Si wS no es igual al 100%, entonces,

W

m

w

t S

R R 1

(2.32)





óW

ot S

R R1

ó Rt

RS o

W

Experimentalmente se determinó, que esta relación es dependiente del exponentede saturación “n” como:

t

w

m

t

w

t

ow

R

Ra

R

FR

R

RS

(2.33)

El exponente de saturación depende del tipo de roca principalmente de la maneraen que los poros están conectados (se obtiene experimentalmente) y su rangovaría entre:

5.21 n

Para la mayoría de las rocas consolidadas y limpias n=2 a menos que se tengainformación más específica.

t

m

w

t

w

w R

aR

R

FRS

(2.34)

La ecuación 2.34, forma la relación de Archie que es la base para todas lastécnicas convencionales de interpretación. Mejoramientos y refinamientos se

pueden hacer a la fórmula de Archie para diferentes tipos de rocas máscomplicadas.

Podemos determinar la saturación de agua SW en base a la Figura 2.12, siconocemos la relación de resistividades Rt /RO y el exponente de saturación n.

Fig. 2.12 Gráfico que relaciona R t /R o versus la saturación de agua





2.7.1 ÍNDICE DE RESISTIVIDAD

Las primeras interpretaciones cuantitativas de registros eléctricos utilizaron estafórmula que consistía en la comparación entre:

Rt, Registrada en una roca yacimiento con presencia potencial de HC, y Ro, registrada en una roca yacimiento conocida y saturada al 100% de

Agua.

o

t R

R

R I

- Presencia de HidrocarburoRt>Ro => IR> 1

- Muestra saturada 100% de AguaRt=Ro => IR = 1

- Error : Ro > RtFísicamente imposible IR < 1

Nota:

Si Sw = 100 %

1. Det

ww

R

FRS => Rt = F Rw

2. Sabemos : Ro = F Rw

Ro = Rt

esto supone que:

Ambas capas tienen F y Ф similares (Figura 2.13). Ambas capas contienen aguas de formación con salinidades parecidas.

Es decir que la formación permeable tiene el mismo factor de formación en elintervalo que contiene agua (donde se obtuvo Ro), que la zona que contienehidrocarburo (donde se obtuvo Rt).

Fig. 2.13 Una formación permeable contiene el mismo valor de F, ya sea que contiene agua o

hidrocarburo





t

m

w

Rt

o

t

w

w R

aR

I R

R

R

FRS

1

La última relación se cumple para arenas limpias, consolidadas y moderadamente

resistivas.En resumen la resistividad de una formación (Rt) depende de:

Porosidad .- Cantidad de espacio poroso ( Agua + HC ) Resistividad del Agua (Rw).- Concentración de sal. Saturación de Agua (Sw).- Cantidad de Agua Presente. Litología (a, m, n).- Tipo de Roca. Temperatura.- Mayor o menor velocidad de movimiento de iones (función

de profundidad).





3MEDIDAS AMBIENTALES

La mayoría de los conceptos teóricos se desarrollaron asumiendo un medio ideal en el cual se toma en cuenta los siguientes aspectos:

a) La formación es un medio infinito, homogéneo e isotrópico.b) El pozo es un cilíndrico regular, de diámetro conocido lleno de un fluido

homogéneo de propiedades conocidas.c) Capas que atraviesan el pozo con homogéneas e isotrópicas.

Estas asunciones de un medio ideal también se extienden al desarrollo de

ecuaciones para la interpretación cuantitativa de registros, por consiguiente sehace necesario corregir los datos obtenidos en un ambiente real antes del uso deestas ecuaciones. Estas correcciones consisten en quitar esa parte de la señalcausada por la desviación del ambiente real del ideal.Ciertas herramientas de registros normalmente se diseñan para funcionar mejoren ciertos ambientes, por consiguiente el uso de las herramientas en ambientesdiferentes producirá un registro de calidad baja y no representativo.

La selección de la herramienta para correr en ciertos pozos, estará en función dela calidad del registro y la cantidad de información que se necesita extraer. Paraesto se requiere conocer cierta información del ambiente real del pozo tal como:

Diámetro y forma del hueco. Propiedades de los fluidos de perforación que llenan el pozo. Temperaturas de la formación y del pozo La variación radial de las propiedades de la formación.

3.1 DIÁMETRO Y FORMA DEL HUECO

Para una determinación del diámetro y forma del hueco se necesita unaherramienta llamada caliper. Este registro indica claramente que el diámetro realdel hueco difiere en gran medida del diámetro de la broca utilizada para laperforación del hueco. La diferencia es considerable en algunos casos, como seobserva en la Figura 3.1 que muestra el perfil real de un hueco perforado con unabroca de 12 pulgadas. La sección registrada se puede utilizar para determinar elvolumen del hueco. Se puede observar en la figura que el hueco esta muy lejosde ser un cilindro regular con diámetro uniforme.

El diámetro real y forma del hueco depende de las formaciones perforadas. En laparte superior del hueco parece ser lisa, con el diámetro igual al de la broca.En la sección A se muestra para el caso de formaciones duras, consolidadas e

impermeables. El diámetro de la sección B es realmente más pequeño que eldiámetro de la broca. Esto normalmente ocurre en el caso de formaciones





permeables perforado con un lodo que contiene sólidos. El espesor de la costradel lodo depende de las propiedades del lodo.En formaciones permeables el diámetro del hueco es reducido por el espesor dela costra de lodo. Las propiedades de costra de lodo como: resistividad, densidaddifieren considerablemente de la formación circundante.

Figura 3.1 Registro en el que el diámetro real del hueco difiere en gran medida del diámetro de la broca utilizada para la perforación del hueco





En la sección C de la Figura 3.1 el diámetro real del hueco perforado es de 3 1/2pulgadas. Tal agrandamiento ocurre en formaciones no consolidadas, suaves,debido al efecto de fricción de los lodos de perforación. Este agrandamientotambién ocurre en formaciones solubles en agua y en formaciones naturalmentefracturadas. Los agrandamientos del hueco perforado normalmente son más

observados en formaciones que contienen lutitas, debido a sus propiedadeselectroquímicas, los minerales de la arcilla absorben agua causando en laformación un hinchamiento. Este hinchamiento debilita la formación y producederrumbes en la formación el cual produce que se formen cavidades. Laintensidad del derrumbe da como resultado el agrandamiento del hueco perforadoya que este depende de las propiedades físicas de la arcilla y del fluido deperforación. El lodo base agua fresca causa mayores cavidades que el lodo baseagua salada, estas cavidades normalmente no se presentan cuando se utiliza unlodo base aceite.La rugosidad del hueco perforado se lo puede observar en la sección D de laFigura 3.1.

El alargamiento del hueco en las herramientas, centradas mecánicamente causaque se sitúe en lo más alejado de la formación investigada. El espacio entre laherramienta y la formación es ocupado por el lodo de perforación, que exhibepropiedades físicas muy diferentes a las de la formación. Las herramientas deregistros se diseñan para investigar un volumen prescrito; ello causageneralmente que una pequeña fracción del volumen sea ocupada por el lodo.Cuando esta fracción aumenta con el diámetro del hueco, la respuesta de laherramienta no puede atribuirse completamente a la formación. En alargamientosextremos la respuesta de la herramienta corresponde completamente al fluido deperforación utilizado.Cuando el patín de la herramienta es presionado contra la cara de la formación,los sensores son separados de la formación por la costra de lodo y/o baches defluido de perforación. (Figuras 3.2 y 3.3).

Figura 3.2 Patín apretando a la

costra de lodo en una zona donde no se ha producido derrumbe

Figura 3.3 Patín apretando a la

costra de lodo en una zona donde se ha producido derrumbe





Las herramientas con patín (por ejemplo, herramienta de microresistividad,densidad), tiene un pequeño radio de investigación. Consecuentemente la zonade la costra de lodo y de los baches puede afectar considerablemente a larespuesta de la herramienta.Un análisis adecuado de las mediciones del registro requiere el conocimiento del

diámetro y forma del hueco. Para determinar la geometría del hueco, un registrocaliper por lo general se puede combinar con registros:

Microresistividad Densidad Neutrón Sónico, etc.

Cada una de estas herramientas va a proporcionar diferentes diámetros y formasde hueco pero muy relacionadas la una con la otra.

3.2 PROPIEDADES DEL LODO FILTRADO DE LODO Y COSTRADE LODO

Las herramientas de registro son por lo general corridas en pozos llenos confluido de perforación. Como posibles fluidos de perforación tenemos: aire, agua, obarros preparados con fases líquidas y sólidas. Los barros, más frecuentementeutilizados como fluidos de perforación, se llaman lodos de perforación.Las principales funciones del fluido de perforación son: remover los sólidosperforados, impedir que los fluidos de la formación fluyan hacia el huecoperforado, mantener la estabilidad de las paredes del pozo, enfriar y lubricar la

broca,etc. Los fluidos de perforación también juegan un papel importante en lasoperaciones de registros, especialmente en los registros eléctricos. Enconsecuencia un lodo de perforación conductivo es necesario para proporcionarcorriente continua entre los electrodos de la herramienta y la formación. Losfluidos de perforación afectan, generalmente a la respuesta de la herramienta,dependiendo de sus tipos y propiedades. El lodo base agua es el tipo más común.Está compuesto de una fase liquida continua de agua, en el cuál la arcilla es elmaterial de suspensión. La barita es normalmente agregada para incrementar ladensidad del lodo. También se agregan químicos para controlar las propiedadesdel fluido. El agua es utilizada para mezclar con el lodo y obtener un lodo fresco.El agua normalmente es reemplazada por hidrocarburo líquido para las

formaciones con alta temperatura, formaciones profundas y formaciones solublesen agua. Este tipo de lodo es conocido como lodo base aceite porque su faselíquida contiene diesel, crudo pesado, refinado, o aceite mineral. Los lodos baseaceite son poco conductivos y limitan el uso de los registros de resistividad. Ellodo base aceite es generalmente aceptable porque minimiza el impactoambiental en el pozo. Como mencionamos anteriormente, el fluido de perforaciónfluye a través de zonas permeables porque existe una diferencia de presión entrela formación y el pozo perforado.Las partículas más grandes al tamaño de los poros cubren la cara de la formacióny forman la costra de lodo. El lodo de perforación fluye a través de la formaciónpermeable debido a la presión diferencial entre el hueco y al formación. La fase

líquida que invade la formación se llama filtrado de lodo. En la Figura 3.4 sepuede apreciar el lodo, la costra de lodo, la zona de la formación invadida por el





filtrado de lodo y la zona de la formación no invadida, que contribuya a la medidade la herramienta.Adicionalmente a las propiedades de la formación de interés, la respuesta de laherramienta es afectada por las propiedades del lodo, la costra de lodo, y elfiltrado del lodo.

El grado de estos efectos depende de:

1. Diseño de la herramienta2. Propiedades físicas de la zona involucrada3. Tamaño del hueco4. Espesor de la costra de lodo5. Profundidad de invasión

Los datos del lodo de perforación que permiten a las operaciones de registros

son:

Tipo de lodo Densidad Viscosidad PH Pérdida de fluido Resistividades del lodo, costra de lodo y filtrado de lodo.

3.2.1 TIPO DE LODO

Los lodos base agua son usualmente químicos tratados y son clasificados deacuerdo al tipo de tratamiento. Comúnmente los lodos pueden clasificarse en:

Fig. 3.4 Esquema de las diferentes zonas, que son respuesta del registro





1) Lodos naturales.2) Lodos fosfatados3) Lodos tratados orgánicamente (lignito, cromo lignosulfanatos).4) Lodos tratados con calcio (limo, cloruro de calcio, yeso).5) Lodos agua sal (agua de mar y lodos sulfatados de agua sal).

6) Lodos con emulsión de aceite (hidrocarburo en el agua)

El tipo de lodo refleja los elementos predominantes en el mismo. El conocimientodel tipo de lodo ayuda en el análisis de los registros nucleares, debido a que larespuesta es afectada por la composición atómica del medio que lo rodea.

3.2.2 DENSIDADLa densidad del lodo afecta al proceso de filtración porque este refleja los sólidoscontenidos en el lodo. Este también determina la magnitud de la diferencia depresión entre el lodo y la formación que en si determina la gravedad de la invasión

del filtrado del lodo. La respuesta de los aparatos de rayos gamma (rayos gamma,densidad) dependen de la densidad del lodo porque la alternación de los rayosgamma dependen en gran medida de la densidad del medio circundante.

3.2.3 VISCOSIDADEs un indicador de la calidad del lodo o contenido de sólidos. Sin embargo noexiste una relación entre la viscosidad y otros parámetros del lodo, como lafiltración, que sean pertinentes a las operaciones de registros. Pueden sermedidos mediante el uso del embudo Marsh, obteniendo el tiempo que tarda elfluido en salir por el embudo en segundos.

3.2.4 POTENCIAL HIDRÓGENO (PH)Refleja la relativa acidez o alcalinidad de lodo, es evaluado en el rango de 0 hasta14.El agua pura que es neutra (ni ácida ni alcalina) tienen un PH de 7.El PH menor a 7 implica acidez y si el PH es mayor a 7 indica alcalinidad.

Los PH reflejan la calidad química de lodo y se utiliza para controlar la calidad delmismo. En la interpretación de registros éste se utiliza para indicarcualitativamente la presencia de ciertos iones, por ejemplo: el lodo alcalinousualmente resulta de la presencia de bicarbonatos (HCO3), carbonatos (CO3) ehidróxidos (OH). El conocimiento de la composición iónica es importante en

algunos análisis de registros como el de registro potencial (SP).

3.2.5 PÉRDIDA DE FLUIDOAl filtrado se define como la cantidad relativa del fluido (filtrado) perdido, a travésde formaciones permeables cuando el fluido o lodo de perforación es sometido apresiones diferenciales. Se usa una muestra, obtenida de la línea de flujo, esta esvertida dentro de una celda con un filtro estándar, y es sometido a una presióndiferencial de 100 PSI que es aplicada por 30 minutos. La cantidad de fluidoperdido es medido en una pipeta graduada en centímetros cúbicos, la cantidad defluido perdido es muy útil para acondicionamiento de lodo, pero no podría estorepresentar con precisión la filtración bajo condiciones dinámicas.

Una muestra del lodo, filtrado del lodo y costra del lodo depositado en el filtro seretiene para medir las resistividades.





Cuando se produce la invasión, el contraste de resistividades es bastantegrande o la desviación en cuanto a sus valores, lo que determina la calidad delregistro.

3.3 RESISTIVIDADES DEL LODO, FILTRADO DE LODO Y DE LACOSTRA DE LODOLas resistividades de lodo, filtrado de lodo y de la costra de lodo. Rm, Rmf, y Rmc,

respectivamente son las propiedades más representativas en el análisis de losregistros, primariamente porque las propiedades eléctricas del lodo difierendrásticamente de la formación y de los fluidos de la formación, que causan uncontraste de resistividad considerable, entre el pozo perforado y la roca. Estecontraste controla la calidad del registro. Los valores de Rm, es necesario pararemover la señal del hueco de la respuesta total de la herramienta. Laspropiedades nucleares y acústicas también difieren de las propiedades de laformación.Las herramientas de registros nucleares y acústicos son diseñadas con elconocimiento ganado inicialmente de las herramientas eléctricas, éstas fuerondiseñadas para minimizar los efectos del lodo y la costra de lodo en la respuestade la herramienta. Los efectos del lodo y costra de lodo son tambiéncompensados automáticamente.El contraste de la actividad química entre el filtrado de lodo y el agua de formaciónorigina y determina la magnitud de la medida del registro del SP.Las muestras del lodo, el filtrado de lodo y la costra de lodo, se colocan enconjunto en el filtro de presión y luego son puestos sucesivamente en elresistivímetro, el cuál proporciona una lectura de la resistividad. La temperatura

de la muestra tiene que ser medida porque la resistividad depende de latemperatura.Los valores de Rm y Rmf, proporcionados por el resistivímetro son normalmenterepresentativos, sobre todo si el procedimiento de la medida recomendada por elAPI5 se siguió correctamente. El valor de Rmc es usualmente inexacto, porque lamanera en que la costra de lodo es colocada en la celda del aparato, dicta el valorde la resistividad indicado por el resistivímetro.

3.3.1 CORRELACIÓN DE RESISTIVIDADES DE FILTRADO DE LODO YCOSTRA DE LODO CON LA RESISTIVIDAD DEL LODO

El valor de Rm se lo obtiene por medio del sistema MWD (Measurement WhileDrilling), éste sistema proporciona los parámetros del hueco que está siendoperforado a un tiempo real. Conocido Rm se puede obtener Rmf mediante unacorrelación empírica. Debido a la dificultad asociada con la medida de Rmc, aúncuando el valor está disponible, este por lo general se lo estima a partir decorrelaciones empíricas.Se prefieren medidas directas de filtrado y costra. Cuando no están disponibles,Rmf y Rmc, pueden estimarse por uno de los siguientes métodos:

3.3.1.1 Método 1. Lowe y Dunlap

Para lodos de agua fresca con: 0.1 ≤ Rm ≤ 0.2 (Ω-m) @ 75°F, y Rm y ρm (ppg)conocidos se tiene:





m

m

mf

R

R 0475.0396.0log

(3.1)

3.3.1.2 Método 2. Oderton y Lipson

Para lodos de perforación con: 0.1 ≤ Rm ≤ 10 (Ω-m) @ 75°F, se lo obtuvoempíricamente con 94 muestras:

07.1

mmmf RK R (3.2)

donde:

K m está dado como una función del peso del lodo en la tabla 3.1

65,2

69,0

mf

m

mf mc R

R

R R (3.3)

La ecuación 3.2 se representa gráficamente en la Figura 3.5. Esta correlaciónfue restringida para lodos no lignosulfatados que no se usó en el momento en quela correlación fue desarrollada. Las correlaciones empíricas se emplean para tiposde lodo específico como la cal, el yeso, lignito de calcio y lodo lignosulfatado decalcio.

Estas correlaciones se extienden a lodos lignosulfatados, incluso a lodos a baseagua dulce.

3.3.1.3 Método 3

Otra correlación estadística, válida solamente para lodos de bajo peso, lodos conpredominio de NaCl son:

Rmf = 0.75 Rm (3.4)

Rmc = 1.5 Rm (3.5)

Peso del lodo

Lb/gal Kg/m Km10 1200 0.84711 1320 0.70812 1440 0.54813 1560 0.44814 1680 0.41216 1920 0.38018 2160 0.350

TABLA 3.1 Coeficiente con variación del peso del lodo

Km.





3.3.2 EFECTOS DE LA TEMPERATURA EN LA RESISTIVIDAD DEL LODO,FILTRADO DE LODO Y COSTRA DE LODO

La resistividad del lodo, del filtrado del lodo y la costra del lodo son usualmentemedidos en superficie. La interpretación cuantitativa de registros requiere los

valores de Rm, Rmf, Rmc bajo las condiciones del pozo.

Como en el caso de las rocas, la conductividad del lodo resulta principalmente dela fase líquida. La conductividad de los fluidos de perforación sea éste que estefiltrado o formando una costra se incrementa con la temperatura. Debido a lapredominación de NaCl en los lodos, el monograma de la Figura 3.6 y lasecuaciones 3.6 y 3.7, pueden ser usadas para convertir los valores de laresistividad de superficie a una temperatura dada del hueco.

F T

T R R

77.6

77.6

2

112 (3.6)

C T T R R

5.215.21

2

112 (3.7)

Figura 3.5 Gráfico que relaciona la R m en función de R mf y R mc





El monograma Gen –9 presenta la resistividad de una solución de NaCl vstemperatura. La salinidad obtenida de la Figura 3.6 es aproximada y no laverdadera porque los gráficos son para soluciones de NaCl libre de sólidos.Varios estudios muestran que los efectos de la temperatura sobre los fluidos deperforación, no son los mismos en la solución de NaCl. Sobre el rango de

temperatura de 75 a 225° F, la diferencia puede ser tan grande como el 10% paraRm y Rmf y un 25% para Rmc.

Se puede medir el valor de Rm in situ en el fondo del hueco con el registromicrolog. El registro del lodo puede detectar el posible cambio de sistema del lododebido al flujo de agua que puede ocurrir en el fondo del pozo.

3.3.3 VARIACIÓN DE LAS RESISTIVIDADES DEL LODO DE PERFORACIÓN

Las propiedades de los fluidos de perforación son registradas a hueco abierto avarios miles de pies obteniendo resistividades Rm1, Rmf1, ocurridos a pocas horas

de la perforación; pero cuando el objetivo de la operación se alarga por días osemanas se registra otro tipo de resistividades Rm2, Rmf2, obteniendo asídiferentes tipos de resistividades, en la formación superior e inferior.La Figura 3.7 muestra los efectos de la variación de las propiedades de losfluidos a medida que progresa la perforación del hueco.

3.4 VARIACIÓN RADIAL DE LAS PROPIEDADES DE LAFORMACIÓN

Como el filtrado de lodo invade una formación permeable, éste desplaza losfluidos de formación y se mezcla con agua de formación. La invasión altera ladistribución de los fluidos alrededor del pozo perforado y subsecuentemente creazonas de resistividad que difieren considerablemente de la resistividad verdaderade la formación. Conocer que perfil de la invasión se espera en las diferentesformaciones es de gran ayuda en la interpretación de los registros, especialmentelos registros de resistividad.

El volumen del filtrado de lodo que invade una formación permeable esdeterminado por la pérdida de fluido del lodo, diferencia de presión entre elagujero perforado y la formación, la permeabilidad de la costra de lodo y eltiempo que la formación estuvo expuesto al lodo.

El volumen de filtrado que invade una formación aumenta cuando estosparámetros se incrementan. Note, sin embargo que la mayoría de las invasionesocurren dentro de unas pocas horas después de la perforación debido a que lafiltración es acompañada por un aumento en la costra de lodo.

La costra de baja permeabilidad alcanza un espesor tal que la caída de presióndisponible a través de ella no puede sostener un caudal significativo de flujo.La porosidad de la formación normalmente determina la profundidad de lainvasión.Para una pérdida dada de fluido, presión diferencial, permeabilidad de la costra

de lodo y el tiempo de exposición, la invasión en una formación con una bajaporosidad es más profunda que en una formación de alta porosidad.





3.4.1 PERFIL DE INVASIÓN

Asumiendo desplazamiento de un pistón (es decir, solamente el filtrado se muevetras del frente de invasión), resulta un perfil de invasión ideal de resistividadmostrada en la Figura 3.8. Muy cerca del hueco, el filtrado desplaza la mayor parte del agua de formación yparte de los hidrocarburos. Esta zona se conoce como zona “Lavada”.

Contiene, si la limpieza es completa sólo filtrado de lodo; si la zona conteníaoriginalmente hidrocarburos, sólo tendrá hidrocarburos residuales.

Figura 3.6 Gráfica para obtener la salinidad de la solución de NaCl





Para obtener la saturación de hidrocarburo en la zona lavada, hacemos lasiguiente equiparación:

Rxo → Rt

Rmf → Rw

Sxo → Sw

Y utilizando la ecuación de Archie se tiene:

xo

mf

xo R

FRS (3.8)

Rxo y Rt son las resistividades de la zona lavada y de la formación virgen,respectivamente. Rt y Rxo pueden ser expresadas como:

n

w

wt

SFR R (3.9)

Figura 3.7 Efectos de la variación de las propiedades de los fluidos

Figura 3.8 Tipos de perfil en función de la resistividad y la distancia





n

xo

mf

xoS

FR R (3.10)

Donde Sxo es la saturación del filtrado de lodo en la zona lavada. Debido a que elfiltrado de lodo y el agua de formación son miscibles, Sxo en una formaciónproductora de agua es única y en una formación productora de petróleo es(1 – Sor), con Sor siendo la saturación residual de petróleo. En una zonaproductora de agua y en el caso de Rmf > Rw, Rxo es siempre mayor que Rt. Enuna formación productora de petróleo, la relación de Rxo a Rt depende delcontraste de Rmf /Rw; y de los valores de la saturación de petróleo, So, en una zonano invadida y la saturación residual del petróleo, Sor, en la zona lavada.Dividiendo la ecuación 3.10 para la ecuación 3.9:

n

W W

n

XOmf

t

XO

SFR

SFR

R

R

/

/

n

XO

W

W

mf

t

XO

S

S

R

R

R

R

(3.11)

reemplazando Sw y Sxo por (1 – So) y (1 –Sor) respectivamente, tenemos:

n

w

mf

t

xo

Sor

So

R

R

R

R

1

1 (3.12)

Dado que Rmf>Rw, Rmf /Rw>1, y por que So>Sor, Sxo>Sw y Sw /Sxo<1.El valor de la proporción Rxo /Rt relativo a la unidad no se puede determinar.En el mayor de los casos, sin embargo, Rmf /Rw es bastante alto aún paracompensar la contribución de Sw /Sxo y Rxo /Rt.

3.4.2 PERFIL DE TRANSICIÓN

A mayor distancia del pozo, el desplazamiento de los líquidos de formación pormedio del filtrado de lodo es cada vez menos completo; lo que resulta en la

transición del filtrado de lodo a la saturación original de agua de formación.

Agua de formación y filtrado de lodo se mezclan por difusión. Existe un gradientede salinidad entre la zona no invadida, donde la salinidad corresponde al agua deformación, y la zona lavada. La gradiente de salinidad genera, en efecto, ungradiente de resistividad. La Figura 3.9 muestra el perfil de resistividad paraRmf>Rw con la asunción de una gradiente lineal. La zona sobre la cual se dangradualmente los cambios en la gradiente de resistividad desde Rxo a Rt seconoce como llamada la zona de transición o invadida .En una zona productora de petróleo donde la saturación del agua de formación esirreductible, un perfil similar de resistividad se muestra en la Figura 3.9. La zona

inalterada después de la zona de transición se conoce como “Zona No Invadida,Virgen o No Contaminada”.





3.4.3 PERFIL ANULARAlgunas veces en formaciones que contienen petróleo o gas, y en donde lamovilidad de los hidrocarburos es mayor a la del agua debido a diferencias en lapermeabilidad relativa, el petróleo o el gas se alejan más rápido que el aguaintersticial. En este caso quizá se forma entre la zona Lavada y la zona Virgenuna “Zona Anular” con una alta saturación de agua de formación. Figura 3.10.Es probable que hasta cierto grado, se presenten anillos en la mayoría de lasformaciones con contenido de petróleo. Su influencia en las mediciones deregistros depende de la ubicación radial del anillo y su severidad (esto es, lamagnitud de la saturación de agua de formación en los anillos con respecto a lasaturación de agua de formación en la zona no invadida).

Figura 3.9 Perfil de resistividad para R mf >R w con la asunción de una gradiente lineal

Figura 3.10 Gráfica que representa el perfil anular en función de la resistividad y distancia





La presencia de ánulos en el registro de resistividad se confirma al correrherramientas de resistividad con diferente radio de investigación.Sin embargo un anular no se puede formar en toda la zona de petróleo porqueesta formación requiere condiciones favorables como: saturación de agua,viscosidad de los fluidos y características de la permeabilidad relativa. El anular

puede formarse y desaparecer con el tiempo por medio de la dispersión. Si unanular es detectado por la herramienta de resistividad, esto indica la presencia depetróleo, también indica que el agua es móvil.Consecuentemente, una completación en la zona que muestra un anular produceagua y petróleo.En las formaciones fracturadas, el filtrado de lodo invade con facilidad lasfracturas, pero quizá penetre muy poco en los bloques no fracturados de la matrizde roca de baja permeabilidad. Por lo tanto, el filtrado sólo desplaza una pequeñaporción de los líquidos de formación originales (agua de formación y, en caso deestar presentes, hidrocarburos), inclusive a corta distancia del pozo. En este casono existe en realidad una zona lavada.

3.4.4 PROFUNDIDAD DE INVASIÓN

Cuando se perfora un pozo, se acostumbra mantener el peso del lodo de maneraque exceda la presión de los fluidos que pueda haber en las formaciones que seperforan, de esta manera los fluidos de las formaciones no penetrarían en el pozoy no se produciría un reventón. Esta práctica tiene la desventaja de alterar elcontenido de fluido de la formación cerca del pozo; ocasionando una invasión.Cuando el lodo invade la formación solo el líquido penetra en ella y una costra delodo se acumula en los bordes del pozo; que puede ser gruesa o delgada yresistente o frágil dependiendo del tipo de lodo. La extensión o profundidad de lazona lavada y de transición depende de muchos parámetros:

3.4.4.1 Pérdida de agua del lodo

A mayor pérdida de agua, mayor será la invasión, siempre y cuando todos losotros factores sean iguales y la roca sea permeable.

3.4.4.2 Diferencia de presión

La diferencia de presión entre las columnas de lodo y de la formación tiene cierto

efecto en el espesor de la invasión. Sin embargo, la pérdida de agua de algunoslodos es prácticamente independiente de la diferencia de presión y en estos casostal diferencia no afecta la invasión.

3.4.4.3 Permeabilidad de la costra

La permeabilidad de la costra de lodo es tan baja (10 -2 a 10 -4 md) que controlaen forma efectiva el flujo de filtrado en la formación, en otros casos lapermeabilidad de la roca es tan baja que es ésta la que controla el flujo de filtradoy no la costra de lodo.

3.4.4.4 Tiempo





El tiempo total en que la formación esté en contacto con el lodo es un factorimportante, ya que a mayor tiempo, mayor espesor.

3.4.4.5 Porosidad de la formación

En igualdad de condiciones, a mayor porosidad menor invasión.Los factores antes mencionados indican claramente que aún dentro del mismopozo el diámetro de la invasión varía entre una y otra formación.

3.4.5 CONCEPTO DE SATURACIÓN DE PETRÓLEO MÓVIL

La saturación de petróleo móvil, Som, es la diferencia entre la saturación depetróleo inicial, Soi, y la saturación de petróleo residual, Sor, que permanecedespués que la formación ha sido invadida por agua:

Som = Soi - Sor (3.13)

Som proporciona un medio cualitativo de evaluar la PRODUCTIVIDAD de unaformación. El factor de recobro, FR, para un fuerte mecanismo de empuje de aguase estima por:

oi

om

RS

SF (3.14)

El FR para un mecanismo de empuje por deplexión se asume que es la mitad del

factor de recobro para un empuje de agua.

Figura 3.11 El lodo invade la formación solo el líquido penetra en ella y una costra de lodo se acumula en los bordes del pozo





Som se puede determinar de pruebas de desplazamiento. Puede también inferirsede medidas del hueco si estas son aceptables para utilizar el filtrado de lodo de laformación invadida que rodea al hueco como una representación del mecanismoinundación de agua.Debido a que Soi = 1-Sw, y Sor = 1-Sxo, la ecuación (3.13) puede describirse como:

Som =Sxo – Sw

Por lo que la ecuación (3.14) quedaría:

1

xo w R

w

S SF

S

(3.15)

La saturación de petróleo móvil determina la saturación de petróleo en el volumentotal que el proceso de invasión desplaza. El volumen total de petróleo

desplazado será: (Sxo –Sw)

La capacidad del filtrado de lodo para desplazar petróleo durante el proceso deinvasión indica que la formación muestra permeabilidad relativa en relación con elpetróleo.De la misma manera, puede obtenerse producción petrolífera cuando laexplotación del yacimiento se pone en marcha.

3.5 TEMPERATURA DE LA FORMACIÓN

La temperatura prevaleciente en un hueco determina el valor de la resistividad dellodo y sus derivados en la región alrededor de la herramienta. La temperaturatambién afecta la mayoría de las propiedades de la formación. La distribución dela temperatura en un hueco se debe conocer para el análisis apropiado delregistro.Los sensores electrónicos de la herramienta son sensibles a la temperatura, así latemperatura máxima encontrada en el hueco depende del diseño, y selección dela herramienta. El incremento en la temperatura de la tierra con la profundidad esdebido a que el centro es extremadamente caliente.La corteza de la tierra está rodeando al pozo por capas infinitas y homogéneas de

conductividad térmica constante, Kh, se puede expresar la conductividad del calorusando la ley de Fourier:

dz

dT AK Q h (3.16)

donde:

Q = rata de flujo de calor,

dz

dT = gradiente vertical de temperatura, y

A = área transversal de la dirección de flujo





Para que el flujo de calor atraviese las capas de la tierra, la cantidad de flujo decalor que atraviesa a A es independiente del tiempo; es decir, Q es una constante,entonces:

(3.17) donde:

gG = gradiente geotérmica.

Esta ecuación nos dice que en pozos someros (< 1000 pies) el gradientegeotérmico es constante y la variación de la temperatura con la profundidad eslineal.Integrando entre la superficie y la profundidad, D, tenemos:

Tf

Ts

D

GdZ gdT

0

(3.18)

T f – T s = g G D (3.19) La ecuación 3.18 y la ecuación 3.19 no son válidas para las capas superficialesde la tierra.Bajo de los 100 ft el flujo de calor y temperatura son afectados por variacionesdiarias y anuales en la temperatura del aire. Según la ecuación 3.19, latemperatura de la superficie varía linealmente con la profundidad Figura 3.12.

Fig. 3.12 Distribución real e ideal de la temperatura a medida que aumenta la

profundidad





Varias observaciones indican que la temperatura anual media del aire, Ta, sobre lasuperficie de la tierra es menor que Ts, estos resultados provienen de laextrapolación de la tendencia lineal de la temperatura.La conductividad termal de las formaciones normalmente penetrada para un pozono es constante. La tabla 3.2 muestra los valores típicos para materiales

comúnmente encontrados en el ambiente que rodea al pozo.

CONDUCTIVIDAD TERMAL DE MATERIALES SELECCIONADOS(10-3 CAL/ (SEG.CM. °C).

Lutita 2.8 a 5.6Arena 3.5 a 7.7

Limita porosa 4 a 7Limita densa 6 a 8

Dolomita 9 a 13Cuarzo 13Yeso 3.1

Anhidrita 13Sal 12.75

Azufre 0.6Acero 110

Cemento 0.7Agua 1.2 a 1.4Aire 0.06Gas 0.065

Petróleo 0.35

La curva ideal de distribución lineal de la temperatura es modulada por el cambiode la conductividad termal de una capa a otra. Despreciar modulaciones localesha sido una práctica ampliamente aceptada en aplicaciones de registros. (Figura3.13).

Tabla 3.2. Valores de la conductividad termal de algunos materiales encontrados en la formación

Fig. 3.13 Gradiente geotérmico para pozos profundos





3.5.1 CÁLCULO DEL GRADIENTE GEOTÉRMICO gG Y TEMPERATURA DEFORMACIÓN

La máxima temperatura registrada, es utilizada para calcular el gradientegeotérmico, gG; de ecuación (3.19) se tiene:

TD

ST BHT gG

(3.20)

En la mayoría de casos la temperatura cerca de la superficie, sufre caídas entrelos 60 y 80 °F. Se puede asumir un valor promedio de 75°F. La temperatura deformación, FT a cualquierer profundidad TD, es calculado con la ecuación 3.21, lacual se expresa:

FDgST FT G * (3.21)donde:

FD = profundidad de la formaciónTD = profundidad total (TVD)BHT = temperatura del fondo del huecoST = temperatura de la superficieFT = temperatura de la formación

3.5.2 DISTRIBUCIÓN DE LA TEMPERATURA EN POZOS PROFUNDOS

Pozos profundos, se los perforan en varias secciones. Después de que unasección es perforada, luego es registrada y recubierta antes de perforar lasiguiente sección, que es en efecto, se lo perfora con una broca de menordiámetro. A continuación, se corre un registro a la profundidad deseada y encada una de las secciones. Los registros son corridos en profundidadesintermedias para chequear algunas condiciones anormales, tales como zonas depresiones transitorias, que es la señal de un acercamiento a un intervalo anormalde presión.

Si graficamos la máxima temperatura registrada a la correspondiente profundidad,se obtiene un diagrama similar al de la Figura 3.14. El diagrama muestra dossegmentos de línea recta de diferentes pendientes, es decir, diferentes gradientes

geotérmicos.Un cambio drástico en el rango de las conductividades termales de lasformaciones puede producir tal cambio en la gradiente geotérmica. Estaexplicación, sin embargo, no puede aplicarse a este caso porque formacionespoco profundas exhiben bajas conductividades termales debido a la consolidaciónreducida y altas porosidades. La transición de zonas de presión normal a presiónanormal no siempre explica tal cambio de pendiente.

Otra explicación posible es que los pozos profundos usualmente tienen undiámetro grande cerca de la superficie y un diámetro pequeño en la sección de

fondo. Se espera que en huecos de gran diámetro se tenga bajas temperaturasque en huecos de pequeño diámetro porque se necesita calentar un mayor





volumen de lodo después que se detiene la circulación. Pero nuevamente seobserva una débil correlación entre el tamaño del agujero y el gradiente detemperatura.

Se cree que la suposición usada para derivar la ecuación 3.18, que resulta enuna distribución lineal de la temperatura, no es valida para pozos profundos. Ladistribución de la temperatura es realmente una curva, como se ilustra en laFigura 3.15. La curva puede aproximarse por un segmento recto, A, en la

sección superior del pozo. Este segmento lineal se observó en pozos pocoprofundos.

En pozos más profundos, sin embargo, se observa una desviación de ladistribución lineal. La parte baja de la curva también puede aproximarse por unsegmento recto B. Los segmentos A y B se unen con una línea curva, como seilustra en la Figura 3.15.

La suposición de la distribución lineal en pozos profundos puede resultar unatemperatura de formación falsa como muestra la Figura 3.15, si definimos unagradiente geotérmica basada sobre la temperatura T1 a una profundidad

intermedia y usando ésta para la porción más profunda del agujero, dará comoresultado una baja estimación de la temperatura de formación.

Fig. 3.14 Dos segmentos lineales de notable pendiente diferente gradiente geotérmica





Si definimos una gradiente en base a la temperatura T2 medida a TD resulta enuna sobre estimación de la temperatura de formación. La distribución de latemperatura representada como dos segmentos lineales, como se muestran en laFigura 3.14 es válida. Sin embargo se requiere que el dato obtenido esté en lalínea curva, ya que no siempre se cumple esto. Trazando el dato de la Figura3.14 en papel de semilogarítmico resulta en una tendencia lineal como se

muestra en la Figura 3.16.

Esta observación sugirió que la relación temperatura profundidad puedeexpresarse empíricamente así:

Dm

S f t eT T o Dm

S f t T T

434.010 (3.22)

Donde mt es una constante relacionada con la pendiente de la tendencia linealsobre el diagrama semilogarítmico; mt varía de región a región y posiblemente depozo a pozo. La principal ventaja del diagrama semilogarítmico de temperatura vs

profundidad es que una curva caracterizada por una constante m t, expresa ladistribución de la temperatura desde la superficie hasta el fondo del hueco.

Fig. 3.15 La curva pueda aproximarse por un segmento lineal en la sección superior del pozo.





Teniendo como dato mt, se puede graficar un perfil similar al de la Figura 3.16,para una variación de temperatura dada, sin tomar en cuenta la profundidad delpozo.

3.6 INFORMACION NECESARIA PARA UN REGISTRO

El API estándar recomendado que se muestra en la Figura 3.17, usa unapresentación uniforme de encabezamiento para el registro, la misma que contienelos espacios pertinentes para los datos obtenidos en la interpretación de registros.El encabezado está dividido en varias secciones en cada sección varios ítems,que se explican a continuación:

1. Nombre de la compañía de servicios y nombre del registro.

Fig. 3.16 Gráfico temperatura en función de la rofundidad





2. Identificación del pozo, #, nombre, campo, país, estado donde el pozo estáubicado, y el nombre de la compañía operadora.

3. Identificación del tipo de pozo, también se utiliza para propósitos de archivos.4. Ubicación exacta del pozo de acuerdo al sistema utilizado en cada país.5. Otros registros y servicios corridos en el pozo. (Para complemento y

referencia rápida de algunos datos).6. Plano de referencia permanente. Desde este punto se toma la elevación conrespecto al nivel del mar.

7. La elevación exacta sobre el nivel del mar a partir del Kelly Bushing ó nivelcero para la corrida de los registros.

8. Nivel desde el cuál el perforador mide la profundidad.

9. Fecha en la que se empieza a correr el registro y número de corrida.10. Profundidad tomada por el perforador y el registrador a partir de la mesa

rotaria.11. Tope y base del intervalo registrado.12. Profundidad a la que se encuentra la zapata, obtenida por el perforador y

registrador.13. Diámetro de la broca.14. Propiedades del fluido de perforación, tales como densidad, viscosidad, PH,

pérdida de fluido, etc.15. Fuente donde se obtuvo la muestra.16. Parámetros de las resistividades del lodo, filtrado de lodo y costra de lodo,

medidos a una cierta temperatura.17. Como se obtuvo la medida, por cálculo o fórmula.18. Resistividad del lodo a la temperatura del fondo del hueco.19. Tiempo de circulación de lodo entre el momento que se empieza a correr el

registro hasta que la herramienta alcanza el fondo del pozo.20. Máxima temperatura registrada.21. Identificación de la herramienta y su localización.22. Compañía de registros y compañía operadora. Como ejemplo de compañía

de registros tenemos: Schlumberger, Seer Oil, Haliburton, Baker Hugues, etc,y como compañías operadoras tenemos: Petroecuador, Repsol YPF, etc.





3.7 FORMATOS DE REGISTRO

Los registros de pozos son representaciones gráficas de las reacciones de losdiferentes instrumentos de registro a medida que descienden dentro del pozo yestán en función de la profundidad o del tiempo en caso de estaciones fijas.

Fig. 3.17 Encabezado del Registro





La cuadrícula API es el formato estándar en la industria del petróleo. El anchototal del papel es 8,25 pulgadas y está dividido en tres columnas cuadriculadas,con un ancho de 2,5 pulgadas cada una, y una cuarta columna no cuadriculada,con un ancho de 0,75 pulgadas, para la profundidad. Una de las columnascuadriculada está a la izquierda de la de profundidad y las otras dos a la derecha

de la misma. Figura 3.19.

Cada columna cuadriculada tiene una escala, las escalas más comunes sonlineales, logarítmicas y divididas. Las escalas de profundidad y las cuadrículas aescala son de importancia capital.

3.7.1 ESCALAS DE PROFUNDIDAD

Los números que aparecen en la columna de profundidad representan laprofundidad vertical. Las escalas de profundidad más comunes son:

1 pulgada = 100 pies de profundidad 2 pulgadas = 100 pies de profundidad 5 pulgadas = 100 pies de profundidad

1: 200. 1 pie de registro por 200 pies de profundidad medido. Cada línearepresenta dos pies. Una línea mas gruesa cada 50 pies para la facilidadde la lectura. Se indican profundidades cada 100 pies. 1: 500. 1 pie deregistro por 500 pies de profundidad medida. Cada línea representa 10

pies. Una línea mas gruesa cada 50 pies para la facilidad de lectura. Seindican profundidades cada 100 pies.

Fig. 3.19 Formato de registro lineal. Esc: 1 : 200





Otras escalas también están disponibles. Estas incluyen 1:1000, 1:40, 1:5. Pueden ser logarítmicas o lineales.

3.7.2 CUADRICULAS

La cuadrícula lineal es la mas fácil de leer y representar funciones cuya relaciónes una línea recta, es decir una constante. La escala de la columna 1 (Figuras3.20, 3.21 y 3.22) es siempre lineal.

La Figura 3.21 ilustra la cuadrícula logarítmica de cuatro ciclos en la columna 2 y3. Las escalas logarítmicas sirven para ilustrar las curvas de resistividad debido aque permiten una mayor variación entre los valores límites. La escala común deresistividad varía entre 0,2 Ω y 2000Ω.

La Figura 3.22 ilustra la cuadrilla logarítmica de dos ciclos, también llamadadividida. En este caso la columna dos es logarítmica (la resistividad normalmentevaría entre 0,2Ω y 20Ω) y la columna tres es lineal.

La escala logarítmica de la columna 2 permite una lectura más aproximada de laresistividad cuando los valores son muy bajos.

Fig. 3.20 Formato de registro lineal. Esc: 1: 500





Fig. 3.21 Formato de registro logarítmico. Esc: 1: 500

Fig. 3.22 Formato de registro logarítmico dividido. Esc: 1: 500





3.8 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO

PISTA 1

Registro de zonas

Permeables

PROF. PISTA 2

Registros de

Resistividad

PISTA 3

Registros de

Porosidad





4REGISTROS ELÉCTRICOS DE POZOS

Los registros eléctricos son considerados como métodos indirectos paradeterminar parámetros que permiten evaluar las formaciones petrolíferas. Sinembargo son métodos rápidos y precisos para conseguir información de lasformaciones cortadas o atravesadas durante la perforación del hueco. La totalidadde los perfiles o registros eléctricos son corridos o utilizados en la obtención deinformación, al finalizar la primera etapa de perforación, una vez que se hallegado a la profundidad total programada antes que el hueco sea revestido ocubierto con tubería de revestimiento. Es decir que la información más abundante

y útil proporcionada por los registros eléctricos es obtenida cuando estos soncorridos en hueco abierto.

Cuando por determinadas circunstancias durante la perforación del hueco,especialmente desmoronamiento de las paredes del pozo (derrumbes), no esposible tomar registros en hueco abierto, la información que se puede conseguirposteriormente, cuando el hueco ya está cubierto con tubería de revestimiento, eslimitada. Los únicos registros que se pueden correr en hueco con revestimientoson: Gamma Ray, Neutrón y los de control de cementación, los dos primeros pocoo nada, estando solos, pueden contribuir con información completa, sus datos sonutilizados como referencias o posibles comparaciones o correlaciones con

información conocida de pozos cercanos.

Fig. 4.1 Penetración diferentes estratos durante la perforación

Fig. 4.2 Penetración con herramientas de registros eléctricos





4.1 PENETRACIÓN CON HERRAMIENTAS DE REGISTROSELÉCTRICOS

Cuando perforando el pozo se ha penetrado diferentes estratos, como se indicaen la Figura 4.1, se tiene alguna idea cualitativa de su identidad (a partir de

muestras, cortes y registros de perforación) y tipos de fluidos que ellos contienen(de reportes de lodo). Sin embargo, aún es necesario la estimación de otrosparámetros que permitan resolver la ecuación 4.1:

Fr Swh AV *)1(*** (4.1)

Con este propósito se corren los registros a hueco abierto. Varias herramientas deregistro están a disposición y se las baja en el hueco mediante cable eléctrico, elcual conduce la información del fondo del pozo a los registradores en superficie,como se aprecia en la Figura 4.2. En el camión de la compañía de servicios,

todas las mediciones son registradas versus profundidad, en películas (logs) ocintas magnéticas.Cada herramienta reacciona a una diferente característica de roca, de estamanera los varios registros miden diferentes parámetros de formación. Porejemplo, para determinar la porosidad se pueden utilizar diferentes característicasque dependen principalmente de la porosidad de la formación. Son afectadosademás por ciertas propiedades de la roca matriz, que actúan de diferentemanera sobre cada uno de estos registros, por lo que la combinación de dos otres registros lleva a un mejor conocimiento de la porosidad, litología y geometría;así mismo, con frecuencia se pueden distinguir con ellos, gas, petróleo y aguacomo se ilustra en la Figura 4.3.

Fig. 4.3 Parámetros de formación detectados con registros eléctricos





Los registros básicos corridos en hueco abierto tienen su función dirigida a:a) Detectar yacimientos potencialesb) Estimar la cantidad de hidrocarburos

Se los pueden clasificar como se muestra en la tabla 4.1.

PARA DETECTAR O MEDIR PARÁMETRO NOMBRE DEL REGISTRO SÍMBOLO

LITOLOGÍA Y ESPESOR YACIMIENTO NO YACIMIENTO

ESPESOR (h)

GAMMA RAYSPONTANEUS POTENTIAL

MICROLOGCALIPER LOG

GRSPMLCAL

POROSIDAD POROSIDAD (Φ)

NEUTRON LOG

SONIC LOG

DENSITY LOG

NLSNPCNLSL

BHCFDC

RESISTIVIDAD SATURACIÓN (Sw)

CONVENCIONALESENFOCADOSINDUCTIVOS

MICRORESISTIVOS

LLI LML

NOTA: Vale indicar que todos los registros mencionados pueden ser corridos en hueco abierto (sin tuberías de revestimiento) y que en huecos revestidos únicamente son útiles los registros de Rayos Gamma y Neutrones. En huecos revestidos más se utilizan los registros de control de cementación

para detectar las condiciones del cemento en las paredes de la tubería y el hueco, tales como: El registro localizador de cuellos (CCL), el registro de adherencia del cemento (CBL), el registro de densidad variable (VDL) y el de la evaluación del cemento (CET).

4.2 EL REGISTRO POTENCIAL ESPONTÁNEO (SP)

El potencial espontáneo es originado por el contacto del fluido de perforación quese encuentra llenando el pozo y el fluido de formación. Existe una corrienteeléctrica que se produce de manera espontánea porque existen las siguientescondiciones:

Agua de formación innata

Fluido de perforación (conductivo) Roca selectiva de iones (lutita)

El potencial espontáneo es un registro de la diferencia de potencial de unelectrodo móvil en un pozo y un potencial fijo en un electrodo de superficie enfunción de su profundidad. Figura 4.4.

4.2.1 UTILIZACIÓN DEL SP.

El SP es útil para:1. Detectar capas permeables2. Ubicar los límites y permitir la correlación entre capas

3. Determinar valores de la resistividad del agua de formación Rw 4. Dar valores cualitativos del contenido arcilloso de una capa

TABLA 4.1 Registros eléctricos de pozos petrolíferos





El SP se registra generalmente en la pista 1 (tramo de la izquierda).

Frente a las lutitas las lecturas de la curva del SP tienden a seguir una línea rectaen el perfil, llamada línea base de lutitas . Frente a formaciones permeables lacurva del SP se aparta de la línea base de lutitas. En capas de suficiente espesortiende a alcanzar una desviación constante definiendo una línea de arenas .

Figura 4.5.

Fig. 4.4 Esquema del circuito para medir el SP

Fig. 4.5 Esquema de la curva del SP registrado

en una formación de lutita y arenas en secuencia





La correlación entre el SP con el dato estratigráfico indican que el registroresponde en formaciones lutíticas, caen en una línea recta llamada la línea basede lutita. El registro del SP se puede utilizar para distinguir entre lutitasimpermeables y arenas porosas y permeables. Se puede definir los límites decada zona permeable y por lo tanto calcular su espesor.

El SP no se puede registrar en pozos llenos de lodos no conductivos porque taleslodos no forman una conexión eléctrica entre el electrodo del SP y la formación,además, si las resistividades del filtrado de lodo y el agua de formación son delmismo valor, las desviaciones del SP serán pequeñas y la curva será casi planasin variaciones apreciables.En conclusión, el SP es el resultado del flujo de corriente existente dentro del lodoen el pozo y la formación. Esta corriente tiene un origen electrocinético yelectroquímico.

4.3 ORIGEN DEL SP

Las desviaciones de la curva del SP son el resultado del flujo de corrientesexistentes dentro del lodo en el pozo. Estas “corrientes del SP” son producidaspor fuerzas electromotrices en las formaciones, que son el origen electroquímico oelectrocinético.

EEEllleeeccctttrrroooqqquuuí í í mmmiiicccooo (((EEEccc))) PPPooottteeennnccciiiaaalll dddeee mmmeeemmmbbbrrraaannnaaa (((EEEmmm))) PPPooottteeennnccciiiaaalll dddeee dddiiifffuuusssiiióóónnn (((EEEddd)))

EEEllleeeccctttrrroooccciiinnnééétttiiicccooo (((EEEkkk))) EEEkkk (((ssshhh))) aaarrrccciiillllllaaasss EEEkkk (((mmmccc))) cccooossstttrrraaa dddeee lllooodddooo

4.3.1 COMPONENTE ELECTROQUÍMICO DEL SP (EC)

4.3.1.1 Potencial de difusión

Conocido como potencial de contacto de líquido, surge cuando dos electrolitos dediferente actividad química son separados por un medio poroso limpio. Laactividad se relaciona con el número y tipo de iones presentes. La Figura 4.6 ilustra una configuración que resulta en la generación de un potencial de difusión,

Ed, cuando se utiliza una solución concentrada y diluida de NaCl.En este caso, los iones positivos sodio (Na+) y negativos cloro (Cl-) se difunden através del medio poroso desde el electrolito concentrado al electrolito disuelto. Losiones (Cl-) pueden difundirse más rápidamente que los iones (Na+) debido a queestos son de un tamaño más pequeño y menos afines al agua. Los iones (Cl-)poseen una alta movilidad. Debido al fenómeno de la difusión, la solución diluidase carga negativamente. La rata de difusión disminuye cuando las cargasnegativas repelen la migración de iones negativos. Cuando la celda alcanza elequilibrio, se establece un Ed.

Cuando las dos soluciones se conectan por un conductor eléctrico, una corrientefluye desde la carga positiva de la solución concentrada por el conductor hasta lasolución diluida y a través del medio poroso regresa a la solución concentrada.





Ed puede ser expresada por la ecuación de Nerst:

2

1lna

a

F

RT t t E a

NaCld (4.2)

donde:Ed = potencial de difusión

tCl = número de transferencias de aniones clorotNa = número de transferencias de cationes sodioR = constante de los gases, 8.314 J/°CTa = temperatura absoluta en °KF = Constante de Faraday 96516 C ya1 y a2 = actividades de los dos electrolitos

El número de transferencia es la fracción de corriente que transportan los iones.En una solución de cloruro de sodio; tCl y tNa se relacionan por la movilidad de losiones:

NaCl

Cl

ClU U

U t

(4.3)

NaCl

Na

NaU U

U t

(4.4)

Por definición:1 NaCl t t (4.5)

donde:

UCl y UNa = son las movilidades de los iones de Cl- y Na+ respectivamente.Reemplazando la ecuación (4.5) en la ecuación (4.2) tenemos:

Fig. 4.6 Los iones (Na + ) y (Cl

- ) se difunden a través del medio poroso desde el

electrolito concentrado al electrolito disuelto





2

1ln12a

a

F

RT t E a

Cld (4.6)

4.3.1.2 Potencial de membrana

También llamada como potencial lutita, surge cuando los dos electrolitos dediferente concentración son separados por un medio poroso y se transporta poruna doble capa eléctrica a través de las paredes de un poro. La Figura 4.7 muestra una membrana potencial generada por una célula donde los doselectrolitos de solución concentrada y solución diluida de NaCl son separados poruna membrana lutita. En este caso ambos iones Cl- y Na+ tratan de difundirsedesde la solución concentrada a la solución diluida. Consecuentemente, lasolución concentrada puede cargarse negativamente con respecto a la solucióndiluida, y un potencial es creado a través de la membrana, Em. Cuando las dossoluciones son conectadas por un conductor eléctrico la corriente fluye desde lacarga positiva de la solución diluida por el conductor hasta la soluciónconcentrada, y a través de la lutita regresa a la solución diluida.

Este potencial de membrana, Em, puede expresarse por la ecuación 4.2. Ciertasmembranas lutíticas pueden bloquear completamente el paso de los iones Cl -, yla carga que transportan resulta solamente de los iones Na+. Tales membranas sellaman membranas perfectas . El máximo potencial posible de lutita ocurre através de una membrana perfecta porque tCl = 0 y tNa = 1, y de acuerdo con laecuación de Nerst se tiene:

2

1lna

a

F

RT E a

m (4.7)

Cuando la membrana es imperfecta, ocurre una filtración de aniones Cl - y elpotencial disminuye, en estos casos, se debe introducir un factor de corrección.

Fig. 4.7 Potencial de membrana generada por los electrolitos Cl- y Na+





Las dos situaciones ilustradas en las Figuras 4.6 y 4.7 pueden combinarse enuna célula cilíndrica. La Figura 4.8 muestra un canal cilíndrico que contiene dossoluciones de cloruro de sodio de actividades a1 y a2. Las dos soluciones estánseparadas en la parte superior del canal cilíndrico por una membrana perfecta delutita y a la parte más baja del canal cilíndrico por un medio poroso limpio. Comose discutió, una corriente eléctrica fluirá a través de la lutita desde la solución

concentrada a la solución diluida creando un potencial de membrana, Em. Lacorriente eléctrica fluirá a través del medio poroso limpio desde la solución diluidaa la solución concentrada, creando un potencial de difusión. Esta configuración,primero sugerida por Mounce y Rust, constituyen un circuito eléctrico cerrado enel que Ed y la Em son creados electroquímicamente. Estos dos potenciales sonaditivos, y su suma es conocida como el potencial electroquímico, Ec:

Ec = Ed + Em (4.8)

Usando la expresión de Ed y Em dada por las ecuaciones 4.6 y 4.7, se obtiene:

2

1

ln2 a

a

F

RT

t E a

Clc (4.9)

La Figura 4.8 muestra que los componentes que forman el circuito eléctrico seencuentran en el limite entre una capa de lutita y un acuífero de una formaciónpermeable que es atravesada por un hueco lleno con lodo de perforación. Elacuífero de una formación juega los papeles de una solución concentrada deNaCl de actividad wa y una membrana porosa limpia. La lutita es, por supuesto,la membrana selectiva de iones. El lodo de perforación en el hueco y el filtrado delodo en la zona invadida permeable constituyen la solución diluida de actividad

mf a .

En la substitución de wa y mf a por a1 y a2, respectivamente, y la conversión dellogaritmo natural al logaritmo de base 10, la ecuación 4.9 se convierte:

Fig. 4.8 Esquema del flujo de corriente causado por el potencial electroquímico





mf

w

ca

alog (4.10)

donde:F

RT t

F

RT t K a

ClCl 606.4)303.2(2 (4.11)

A 25°C, las movilidades del cloruro y sodio están V scm y / 1019.51091.7 44 ,respectivamente. De acuerdo a la ecuación 4.3,

604.010)19.591.7(

1091.74

4

x

xt CL

El número de transferencia de ion cloruro, tCl, es relativamente independiente dela concentración y temperatura por encima de los rangos normalmenteexperimentados en la aplicación de registros de pozos. Sustituyendo 0.604 por tCl en la ecuación 4.11, junto con los valores del gas y constantes de Faraday,

resulta: K = 4.606 (0.604) (8.314/96,516)Ta=0.00024Ta.

Expresando K en milivoltios y la temperatura en grados Celsius da:K = 0.24 (273.2 + T)

ó K = 65.5+0.24T (4.12)

Si la temperatura, T, es expresada en grados Fahrenheit,

K = 61.3+0.1337 T (4.13)

4.3.2 COMPONENTE ELECTROCINÉTICO DEL SP (Ek)El filtrado del lodo puede ingresar en las formaciones perforadas como resultadode la diferencia entre la presión de la formación y la presión hidrostática de lacolumna del lodo. Este proceso de filtrado da como resultado un potencialelectrocinético, también conocido como potencial de corriente o potencial de electrofiltración , Ek.Una costra de lodo se forma usualmente al atravesar formaciones permeables. Lacostra de lodo contiene partículas de arcilla que tienen una doble capa eléctrica.Debido a la diferencia en concentración iónica entre el agua contenida en la arcillay el agua libre, existe una diferencia de potencial. Si se aplica presión a la

solución, esta fluirá más allá de la superficie sólida, llevando con ella cargas quecontienen un potencial ξ. El movimiento de estas cargas genera un potencialelectrocinético. Las investigaciones experimentales de Wyllie del potencialelectrocinético desarrolladas a través de una costra de lodo establecen unarelación de la forma:

y

K xp E (4.14)donde: EK = potencial electrocinéticop = presión diferencialx e y = constantes relacionadas con la composición y resistividad del lodo

Mientras mayor es la resistividad del lodo y la presión diferencial, mayor será elpotencial electrocinético. Datos experimentales realizados a la costra de lodo para





una presión diferencial de 1000 PSI se presenta por la curva superior en la Figura4.9.

La lutita es similar, en tipo y propiedades, a una costra de lodo bien definida.Gondouin y Scala demostraron experimentalmente la existencia de potencialelectrocinético a través de las lutitas. Sus datos están representados por la curvainferior en la Figura 4.9. Ya que el SP es una medida relativa con respecto a lalutita, la contribución combinada de potenciales de origen electrocinético de lalutita y de la costra de lodo podría ser la diferencia entre el potencial a través de lalutita y a través de la costra de lodo. A resistividades bajas del lodo y bajaspresiones diferenciales, generalmente esta diferencia de potencial es pequeña,como se muestra en la Figura 4.9. Estas diferencias pueden variarconsiderablemente en la práctica, sin embargo, esto depende de las propiedadeselectrocinéticas relativas de una costra de lodo y un sistema de lutitas enparticular.La experiencia indica que estos potenciales electrocinéticos son generalmentedespreciables para bajas resistividades y presiones diferenciales de 500 PSI o

menos. El potencial de electro filtración se debe en gran parte si no en sutotalidad a la costra del lodo, ya que gran parte de la presión diferencial existenteentre el lodo y la formación, ocurre a través de la costra.Normalmente se ignoran los potenciales electrocinéticos en cálculos de SP. Eltotal de potenciales eléctricos que sucede naturalmente, llamados autopotencial estático, ESSP, se le asumen iguales a Ec y es expresado por la ecuación (4.15):

mf

w

md csspa

aK E E E E log

Normalmente se ignoran los potenciales electrocinéticos en cálculos de SP. El

total de potenciales eléctricos que sucede naturalmente, llamados autopotencial estático, ESSP, se le asumen iguales a Ec y es expresado por la ecuación (4.15):

Fig. 4.9 Gráfico del potencial de corriente en función de la resistividad del lodo





mf

w

md csspa

aK E E E E log (4.15)

El signo negativo se le pone por convención, ya que, un SP negativo es unamedida relativa a la lutita cuando aw > amf.

4.4 ESSP TEÓRICO VERSUS SP MEDIDO

El potencial teórico, ESSP, expresado por la ecuación 4.15 es determinado por latemperatura de la formación que controla el valor de K, y las actividades químicas.El filtrado de lodo se somete a pruebas y sus propiedades son medidas. Porconsiguiente, si ESSP puede deducirse de la curva del SP, la ecuación 4.15 sepuede resolver para obtener la resistividad del agua de formación.

Como lo muestra el circuito equivalente de la Figura 4.10, la intensidad decorriente que circula en el límite arena / lutita es generada por el potencial total:

mSh f SSP r r r I E (4.16)

donde los rf, rsh, y rm son las resistencias encontradas por la corriente eléctrica I,mientras fluye a través de la arena, la lutita, y la columna del lodo,

respectivamente. El SP medido es la caída de potencial óhmico cuando elelectrodo pasa de la lutita a la arena. Esto se expresa por:

mSP Ir E (4.17)

combinando las ecuaciones 4.16 y 4.17 resulta:

SSP

msh f

m

SP E r r r

r E

(4.18)

La ecuación 4.18 indica que el ESSP es mayor que el ESP. La relación ESSP /ESP depende de las resistividades del hueco y su geometría, así como de lasresistividades de la lutita y arena. La resistividad de la formación por lo general esmayor que la resistividad del lodo. Sin embargo, la corriente tiene un camino

Fi . 4.10 Circuito e uivalente utilizado en la medida del SP





mucho más amplio en la sección transversal de la formación, produciendo unabaja resistencia comparada con la del camino restringido en el hoyo. rm puedeexpresarse como:

hd

Rr

h

m

m

2

(4.19)

donde:Rm= resistividad del lodoh = espesor de la capadh = diámetro del hoyo perforado

Podemos ver en la ecuación 4.19 que, para formaciones de resistividadrelativamente baja, lodos base agua fresca, capas gruesas, y hoyos pequeños, espráctico asumir que ESP = ESSP ya que rm >> (rf + rsh). Para explicar la diferenciaentre ESP y ESSP, se construye una carta de corrección empírica (Figura 4.11) condatos tomados de una red analógica de resistencias. En esta carta, R i es laresistividad de la zona invadida que se puede obtener de una forma aproximadapor medio de herramientas de resistividad poco profunda. El diámetro de invasióndi, se puede aproximar con datos de la tabla 4.2.

Rango de Porosidad (%) di

5-1010-1515-20

10dh5dh

2.5dh

La carta muestra que, para valores de R i / Rm y di promedios, (ESP /ESSP) > 0.9para capas ≥ 40 ft de espesor. Solo capas delgadas justifican una corrección .

También se utiliza la Carta SP-3, (ver anexos), para casos más representativos.

Fig. 4.11 Carta de corrección del SP

TABLA 4.2 Valores aproximados de di como función de la porosidad





4.5 DETERMINACIÓN DE LA RESISTIVIDAD DEL AGUA DEFORMACIÓNLa resistividad del agua de formación, Rw es un parámetro importante para lainterpretación, ya que se requiere para el cálculo de saturaciones (de agua o

hidrocarburos) a partir de los registros básicos de resistividad. Existen variasfuentes de información sobre la resistividad del agua de formación. Estas incluyencatálogos de agua, análisis químicos, la curva de potencial espontáneo (SP) ydiferentes cálculos y diagramas de resistividad – porosidad.

4.5.1 Rw DE CATÁLOGOS DE AGUA

En muchas regiones productoras de petróleo se han publicado catálogos de aguaque enumeran los datos de resistividad para muchas aguas de formación, que seobtuvieron de diferentes campos y horizontes productores de la región. La fuentede los valores Rw puede ser la medición de una muestra de agua obtenida de la

producción, de una prueba de producción, o de una prueba de perforación y enalgunos casos, de los registros geofísicos de pozos.

Sociedades geológicas locales u otras sociedades profesionales y compañíasproductoras de petróleo. Entidades de gobierno y grupos Educacionales compilany publican estos catálogos, en los que se puede verificar los valores de Rw obtenidos de la curva SP o de las comparaciones resistividad – porosidad.

4.5.2 Rw DE ANÁLISIS QUÍMICOS

Aunque siempre es preferible la medición directa de la resistividad del agua de

formación de una muestra de agua producida, algunas veces sólo se dispone deun análisis químico de la muestra de agua, incluso en las listas de catálogo.

Existen métodos para derivar la resistividad eléctrica de una solución a partir desu análisis químico. La carta Gen – 8 describe uno de estos métodos que utilizacoeficientes de ponderación para convertir las concentraciones de ionesindividuales en concentraciones equivalentes de cloruro de sodio (NaCl). Estemétodo se basa en los trabajos de Dunlap, Desai y Moore y otros.

A partir de la concentración equivalente de NaCl derivada, se puede obtener de laCarta Gen - 9 la Rw a cualquier temperatura deseada.

4.5.3 Rw DEL SP

En muchos casos, se puede determinar fácilmente un buen valor de Rw a partir dela curva del SP registrada en formaciones limpias (sin arcillas). El valor del SPestático (SSP) en una formación limpia se relaciona con las actividades químicas(aw y amf) del agua de formación y del filtrado de lodo según la ecuación 4.15:

mf

wssp

a

aK E log

Para las soluciones de NaCl, K=71 a 77 ºF (25 ºC); K varía en proporción directa ala temperatura:





K = 61.3 + 0.1337 TºF

K = 65.5 + 0.24 TºC

Para soluciones puras de NaCl que no estén muy concentradas, lasresistividades son inversamente proporcionales a las actividades (Figura 4.12).Sin embargo, esta proporcionalidad inversa no permanece exacta en altasconcentraciones o para todos los tipos de agua. Por lo tanto se emplean lasresistividades equivalentes Rwe y Rmfe, que por definición son inversamenteproporcionales a las actividades (Rweq=0.075/aw a 77 ºF). Rwe es la resistividadequivalente del agua de formación y Rmfe es la resistividad equivalente del filtradode lodo. En términos de resistividad, la ecuación 4.15 puede escribirse comosigue:

we

mfe

R

RK SSP log (4.20)

Conociendo el valor de la temperatura de formación, el valor del SP estáticoregistrado frente a una formación porosa permeable y libre de arcilla, se puedetransformar en la relación de resistividad Rmfe / Rwe. La carta SP-1 realiza estastransformaciones gráficamente.

4.5.3.1 Determinación de Rmfe

Conociendo la relación Rmfe / Rwe y la resistividad equivalente Rmfe de una muestrade filtrado de lodo, se calcula con facilidad la resistividad equivalente del agua de

formación Rwe. Sin embargo, la resistividad del filtrado de lodo reportada en elencabezado de registro es su resistividad real, no su resistividad equivalente.

Para convertir la resistividad medida del filtrado del lodo Rmf en una resistividadequivalente Rmfe, se emplean las siguientes reglas:

1. Para lodos con predominancia de NaCl.

a) Si la Rmf a 75 ºF es mayor que 0.1 ohm-m, se utiliza Rmfe = 0.85 Rmf a latemperatura de la formación.Esta relación se basa en mediciones realizadas en muchos lodos típicos.

b) Si la Rmf a 75 ºF es menor que 0.1 ohm-m, se utiliza las curvas de NaCl(sólido) de la Carta SP-2, (ver anexos) - Figura 4.14, para derivar un valorde Rmfe a partir del valor de Rmf medido y corregido a la temperatura de laformación a partir de la Carta Gen-9.

2. Para lodos de yeso en agua dulce, las curvas punteadas de la Carta SP-2 seusan para convertir Rmf en Rmfe.

3. Los lodos a base de caliza, a pesar de su nombre, por lo general tienen un nivel

insignificante de calcio en solución y se consideran como lodo regular (ver regla1).





4.5.3.2 Determinación de Rw

Ya que, Rw, no Rweq es el parámetro que necesitamos en la interpretación deregistros de pozos, Gondouin usó medidas reales de resistividad y valores yaconocidos de actividades para construir la Figura 4.13 que relaciona Rw y Rweq.

La carta SP-2 (Figura 4.14) también se utiliza para convertir Rwe en Rw. Lascurvas sólidas, para soluciones muy salinas se derivaron de datos de laboratorio

Fig. 4.13 Gráfica de la resistividad de NaCl en función de su actividad

Fig. 4.12 Actividad de los iones Na +

en función de la resistividad de NaCl





en soluciones puras de NaCl. Estas curvas sólidas se utilizan para valores de Rwe y Rw menores a 0.1 ohm-m y asumen que en las aguas de formación de estasalinidad, el NaCl es la sal predominante.

Las curvas punteadas se derivan de un estudio de un gran número de aguas de

formación relativamente dulces provenientes de regiones productoras de petróleodel hemisferio occidental. Su desviación con respecto a la relación lineal Rw = Rwe refleja el efecto creciente de cationes multivalentes con la disminución deconcentración de estas aguas. Se supone que el ión cloruro es todavía el aniónpredominante en estas aguas y que el valor K asociado con las soluciones deNaCl todavía puede aplicarse razonablemente.

4.5.3.3 Pasos para determinar Rw a partir del SP





1. Identificar zonas permeables. (SP, GR, ML, CAL)2. Establecer línea base de lutita3. Leer SP de zonas seleccionadas y el espesor de capa (h)4. Determinar temperatura de formación

TDST BHT GT (4.21)

ST FDGFT T * (4.22)

ó si disponemos de datos de temperatura y profundidad:

FDmT eST FT * (4.23)

5. De ser posible realizar correcciones al SP, por invasión y espesor de capa.

(SP-3, SP-4).

6. Determinar (Rw)eq

Para los lodos con predominio de NaCl.

a) Si Rmf @ 75°F > 0,1 Ω - m, corregir Rmf @ FT.

F T

T R R

)77.6(

)77.6(

2

11

2

C T

T R R

)5.21(

)5.21(

2

11

2

(Rmf)eq = 0.85Rmf

b) Si Rmf @ 75°F < 0.1 Ω - m, usar SP-2 (2m), para obtener (Rmf)eq

7. Calcular Rweq o

eqw

eqmf

SSP R

RK E

)(

)(log

Con (Rw)eq y F.T. carta (SP – 2) entonces se obtiene Rw @ F.T

4.6 PRECAUCIONES Y CORRECCIONES POR EL MEDIOAMBIENTE

El valor del SP estático puede obtenerse directamente de la curva de SP, si lacapa es limpia, gruesa, porosa, permeable y sólo moderadamente invadida; y si elagua de formación es salina y el lodo de perforación no es muy resistivo. Estascondiciones no siempre se cumplen; cuando esto sucede, el registro de ladeflexión de SP (en milivoltios) debe corregirse. Las cartas SP-3 y SP-4 corrigen





la curva de SP registrada a un valor de SP estático para contrastes de espesor dela capa, tamaño del agujero, invasiones y resistividad.Para usar la curva de SP para la determinación de Rw se requiere de una capalimpia sin arcilla. Las Cartas SP-3 y SP-4 no dan correcciones por arcillosidad.

Se supone que la curva de SP registrada casi nunca contiene un componente depotencial electrocinético. Aunque este es generalmente el caso, no siempresucede así. Formaciones de muy baja permeabilidad, formaciones de presiónabatida o el uso de lodo de perforación muy pesado pueden dar lugar a unpotencial electrocinético significativo. En estos casos, el valor Rw derivado de lacurva de SP probablemente será muy bajo y deben explorarse otras fuentes dedatos de Rw. Asimismo cuando sales diferentes al NaCl están presentes encantidades significativas, cuando existen cambios en la línea de referencia del SPo cuando Rw es variable, se requieren ciertas precauciones al calcular Rw a partirdel registro de SP.

4.7 RELACIÓN ESSP = RW PARA AGUA QUE CONTIENE SALESDISTINTAS A NaClLa presencia de iones divalentes (como el calcio Ca++, y magnesio Mg++) en elfiltrado de lodo o en el agua de formación afecta considerablemente la magnitudde ESSP. Gondouin usó una aproximación empírica para encontrar ESSP en talescasos puede expresarse por:

mf MgCa Na

W MgCa Na

SSP

aaa

aaaK E

log (4.24)

donde:

aNa = actividad del ión Na+

aCa = actividad del ión Ca++

aMg = actividad del ión Mg++

La Figura 4.15 muestra la relación entre la concentración de cationes y la

actividad. El valor de ESSP puede predecirse cuando el análisis de agua esconocido. El problema de la interpretación real, sin embargo es determinar la resistividad eléctrica del agua de formación, R W , del registro SP.

Evers e Lyer usaron análisis de agua publicados para predecir el ESSP de laecuación 4.24 que fue luego usado para calcular (RW)eq de la ecuación 4.20.Los filtrados de lodo se consideraron soluciones de NaCl. Se obtuvieron valores yse trazaron gráficos de RW vs (RW)eq. La Figura 4.16 presenta estos resultados.Para agua con solo NaCl en solución, la relación RW = (RW)eq está dada por lalínea recta.

Curvas de RW vs (RW)eq son desplazadas hacia arriba de modo que para el mismovalor de (RW)eq, el valor de RW es mayor que para el agua con NaCl pura.





Las curvas de la Figura 4.16 son aplicables sólo para campo objeto de estudio enlas cuencas de Wind River. Estas enfatizan la importancia de recolectar y usardatos locales para desarrollar relaciones empíricas que permitan utilizarlos en lainterpretación de registros de pozos.

Fig. 4.15 Gráfica que representa la relación entre la concentración de cationes y la actividad

Fig. 4.16 Gráfico (R W ) eq vs R w para las causas de Big Horn y Wind River





4.8 CARÁCTER Y FORMA DE LA DESVIACIÓN DEL SP

En formaciones limpias, la desviación de la curva SP de la línea base de lutitas seexpresa por la ecuación 4.20. Considerando un intervalo relativamente corto, deunos pocos cientos de pies del hoyo, la temperatura y como consecuencia, K y

Rmf siguen siendo prácticamente invariables. (RW)eq es directamente proporcionala RW. Por consiguiente el máximo R W es, lo que la más baja deflexión del SP es ;es decir, la mayor salinidad del agua de formación es, lo que la más alta deflexión del SP.Además del valor absoluto de Rw, la relación Rmf / Rw o más exactamente (Rmf)eq / (Rw)eq determina la magnitud de la deflexión del SP.

El contraste entre el filtrado de lodo y la salinidad del agua de formación resultaen uno de estos tres casos típicos Figura 4.17:

1. Si el lodo es relativamente más fresco que el agua de formación, es decirRmf > Rw, se tiene una deflexión negativa del SP.

2. Si las salinidades del filtrado del lodo y el agua de formación son casi las

mismas, es decir Rmf = (Rw)eq, entonces se tiene una pequeña o ningunadesviación del SP ya que log [Rmf / (Rw)eq ] = 0.

Fig. 4.17 El contraste entre el filtrado de lodo y la salinidad del agua de formación resulta en uno de estos tres casos





3. Si el agua de formación es más fresca que el filtrado de lodo, es decir Rmf <(Rw)eq, se tiene una desviación positiva del SP.

La resistividad de la formación, afecta el valor de la deflexión del SP. Como ilustrala Figura 4.18, el flujo de la corriente cerca de las capas más resistivas es en

gran parte limitada ya que éste presenta el camino de menor resistencia. Laintensidad de la corriente permanece constante lo que a su vez resulta en ungradiente de potencial constante. La curva del SP asume entonces una forma delínea recta al lado de las formaciones más impermeables.

La Figura 4.19 muestra una capa resistiva en el intervalo de 8597 a 8608 pies enel extremo de una arena permeable. El SP muestra claramente un gradienteconstante sobre este intervalo, indicando que el flujo de corriente permanececonfinado al hoyo.

Cuando la capa de mayor resistividad está entre dos lutitas, el potencial nocambia.

Fig. 4.18 El flujo de corriente cerca de las capas más resistivas es limitada a ue resenta una menor resistencia





Esto se ilustra en la Figura 4.20 que muestra una capa de limo de alta resistividadentre dos lutitas gruesas.

Fig. 4.19 Registro que muestra una zona permeable entre los 8597 y 8608 pies

Fig. 4.20 Registro que muestra una capa de limo de resistividad alta entre dos lutitas





4.9 APLICACIONES Y CARACTERÍSTICAS DE LAS CURVAS DELAUTOPOTENCIAL

1. La aplicación más obvia de la curva del SP es la determinación de la

ausencia de minerales reactivos en las rocas, generalmente relacionadocon la existencia de porosidad bien sea de una arena, caliza, dolomita,lignito o riolita. Una deflexión bien definida de la curva del SP no es unamedida de la magnitud de porosidad, ya que indica la ausencia deminerales reactivos. La curva del SP y sus deflexiones indican cambioslitológicos. El tope y el espesor exactos de los cambios se puedendeterminar con gran precisión por medio de los puntos de inflexión de lacurva del SP.

2. La magnitud de la resistividad verdadera puede ser obtenida de la forma dela curva del SP, esto es, una curva bien redondeada, con el punto deinflexión cerca de la línea base de lutitas indica una resistividad alta,aunque las curvas de resistividad no pueden ser usadas para determinar Rt debido a efectos de invasión, capas delgadas, etc.

3. En el análisis cuantitativo de perfiles eléctricos, la curva del SP, a pesar desus desventajas e inexactitudes, es de gran importancia para evaluar lasresistividades y salinidades del agua de formación.

4.9.1 PRECAUCIONES QUE SE DEBEN TENER EN CUENTA AL CORRER EL

REGISTRO DEL SP

El SP no tiene respuesta en un lodo base aceite. La respuesta del SP noes significativa en formaciones arcillosas. Se deben tomar precauciones enyacimientos con alta saturación de hidrocarburos.

La presencia de formaciones duras afecta la lectura del SP. Se debe correrel registro del SP antes de realizar cambios en las características del lodo.Si las resistividades del filtrado del lodo y del agua de formación son casiiguales, las deflexiones del SP serán muy pequeñas y la curva no será muy

significativa.

4.9.2 UTILIDADES DEL SP

El registro SP sirve para establecer una correlación entre capas.

Se utiliza para detectar zonas permeables

Se utiliza en la ubicación de los límites de las zonas. Sirve en la determinación de los valores de Rw.





Permite la identificación de la litología.

Realizar análisis cualitativos (contenido arcilloso de una capa).

Diferencia rocas potencialmente productoras permeables y porosas

(arenisca, caliza, dolomita) de arcillas y lutitas no permeables.

4.9.3 CONDICIONES BAJO LAS CUALES ESSP = ESP

Para que el SP sea similar al SSP se deben hacer correcciones. No debenhacerse las correcciones en caso de:

Formaciones limpias

Capas gruesas (h > 40ft; h ≥ 16dh)

Zona moderadamente invadida (di ≈ dh)

El agua de formación es salina

El lodo de formación es muy resistivo (Rt ≈ Rm)

4.9.4 FORMAS DE LA CURVA DEL SP

La forma de la curva del SP y la amplitud de la desviación en una capa permeabledepende de muchos factores que afectan la distribución de las líneas de corrientedel SP y las caídas de potencial que ocurre en cada uno de los medios queatraviesa la corriente del SP.

Espesor h y la resistividad verdadera Rt de la capa permeable.

Resistividad Rxo y diámetro di de la zona invadida por filtrado de lodo.

Resistividad Rs de las formaciones adyacentes.

Resistividad Rm del lodo y diámetro dh del pozo.

4.10 DESPLAZAMIENTO DE LA LÍNEA BASE DE LUTITA

Estos cambios ocurren cuando una capa de lutitas que no es una membranacatiónica perfecta, separa aguas de formación de diferentes salinidades. Loscambios grandes dificultan la definición de la línea base de lutitas y la

determinación del valor SSP. La Figura 4.21 muestra un caso de camposimplificado.





El pozo penetra una serie de areniscas (B,D,F,H) que están separadas por lutitasdelgadas o areniscas arcillosas (C,E,G). El SSP del intervalo B, por la deflexiónen el límite superior, debe ser de -42mV.La lutita C no es una membrana catiónica perfecta y el SP enfrente de C noregresa a la línea de base de lutita de A. La deflexión de SP del intervalo D,medida desde la arcilla E, indica que es una mejor membrana que C. La líneabase de lutitas para la arenisca D está representada por la línea punteada en elextremo izquierdo; el SSP del intervalo D es de 44mV o más. De manera similar,se puede observar que la lutita G no es tan buena membrana como la E; el SSPdel intervalo F es negativo e igual a por lo menos -23mV..Cuando no exista una capa arcillosa que separe las aguas de diferentessalinidades dentro de una capa permeable, también hay un cambio en la líneabase del SP. En este caso, la curva de SP muestra poca o ninguna variación en elnivel donde ocurre el cambio de salinidad, pero las deflexiones de SP en loslímites superior e inferior de la capa permeable muestran amplitudes bastante

diferentes. De hecho, pueden presentar diferentes polaridades si la salinidad delfiltrado de lodo está entre las salinidades de dos diferentes aguas de formaciónintersticiales. Si la capa permeable no contiene arcilla y si esta capa y las lutitasque la rodean son lo suficientemente gruesas, las deflexiones de SP en los doslímites son las deflexiones del SP estático correspondientes a las dos distintasaguas.

Fig. 4.21. Desplazamiento de la línea base de lutita





BIBLIOGRAFÍA:

SCHLUMBERGER. “Interpretación de perfiles”. Vol 1

SCHLUMBERGER. “Principios y aplicaciones de la interpretación deregistros”. 1997

SCHLUMBERGER. “Log Interpretation Charts”. Edition 2000

HALLIBURTON / WELEX. “Introducción al análisis de registros de pozos”.

ZAKI BASSIOUNI. “Theory measurement and interpretation of well logs”. SPETextbook series. Vol 4. 1994





ANEXOS





SP-1





SP-2





SP-3





SP- 4

escuela politÉcnica nacional

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