registros de porosidad

Interpretación de Registros de Pozos 2011 - II Prof. Marcos Perdomo

MODULO II

REGISTROS

LITOLÓGICOS Y DE

POROSIDAD


CONTENIDO

Registros Acústicos Sónico Compresional

Registros Radioactivos Densidad

Neutrón

Registros Especiales Resonancia Magnética

Mineralógico

Otros


REGISTROS

ACÚSTICOS


El registro sónico es un registro de porosidad que mide el tiempo de tránsito interválico (Δt,

delta t, DT) de una onda compresional de sonido que viaja a través de la formación a lo largo

del eje del pozo. La herramienta del registro sónico consiste en uno o más transmisores y

dos o más receptores. Los registros sónicos modernos son dispositivos compensados por

efectos del hoyo (BHC). Estos dispositivos son diseñados para reducir considerablemente

los efectos de las variaciones del diámetro del hoyo (Kobesh y Blizard, 1959) y también los

errores debidos a la deriva de la herramienta con respecto al eje del hoyo (Schlumberger,

1972) al promediar las señales provenientes de diferentes combinaciones transmisor-

receptor en una misma longitud de la herramienta.

El tiempo de tránsito interválico (DT) en microsegundos por pie, µsec/ft (o microsegundos

por metro, µsec/m) es el recíproco de la velocidad de una onda compresional del sonido en

pie por segundo (o metros por segundo). DT usualmente se desplega en las pistas 2 y 3 de

un registro. Una porosidad derivada del sónico (SPHI) se desplega usualmente en las pistas

2 y 3, junto con la curva DT. La pista 1 usualmente contiene un caliper, y un Gamma Ray

(GR) o un SP.

El tiempo de tránsito interválico es dependiente tanto de la litología como de la porosidad.

Por lo tanto, se debe conocer el tiempo de tránsito interválico de una matriz determinada

para derivar la porosidad del sónico bien por medio de tablas o por las fórmulas conocidas.

Registro Sónico


Principio Físico de la Medición

Un pulso acústico de alta frecuencia (decenas de KHz) proveniente de un transmisor es

detectado por dos o más receptores. El tiempo de la primera detección del pulso

transmitido a cada receptor es procesado para producir un tiempo de transito interválico

llamado Δt. El Delta t es el tiempo de tránsito del frente de ondas en un pie de

formación. Si la forma de onda acústica es capturada completamente, se pueden medir

los tiempos de llegada y atenuaciones (disminución de la energía) de varias porciones

de la forma de ondas compresional, de cizalla (shear) y Stoneley.

Las herramientas “compensadas” utilizan múltiples pares de transmisores-receptores

para minimizar los efectos de los cambios del diámetro de hoyo. Los “arreglos”, o

herramientas llamadas de manera similar, tienen 4 o más receptores, y los datos de

todos los receptores son procesados para determinar los tiempos de llegada. Algunas

herramientas se diseñan específicamente para las mediciones de la onda de cizalla.

Objetivos de Interpretación

Porosidad (a partir del tiempo de tránsito)

Identificación de litología (con el densidad y/o neutrón)

Sismogramas sintéticos (con el densidad))

Propiedades mecánicas de la formación (con el densidad)

Detección de presiones anormales

Identificación de permeabilidad

Calidad del cemento

Diámetro del hoyo (a partir de un caliper)

Registro Sónico (DT)


Efectos Secundarios

Efectos Ambientales

Hoyos ampliados, fracturas en la formación, gas en el hoyo o en la formación,

centrallización inadecuada: pueden producir una atenuación en la señal que resulta en “saltos

de ciclo”, o “picos” de DT en los valores más altos. La centralización inadecuada o la velocidad

excesiva de registro puede resultar en “ruido de camino” o “Picos” de DT tanto en valores altos

como en bajos .

Efectos en la Interpretación

Los efectos de la litología se manifiestan por la necesidad de escoger un valor de tiempo de

tránsito de matriz (DTma) para el cálculo de la porosidad.

Los cálculos de porosidad en formaciones no compactadas resultarán en valores de porosidad

mayores a la porosidad real cuando se usa la Ecuación de Wyllie. Este exceso de porosidad se

puede cuantificar a través del factor de compactación, Bcp, en la Ecuación de Wyllie, o al usar la

ecuación de Raymer-Hunt-Gardner

La porosidad calculada en zonas contentivas de gas serán ligeramente mayores a la porosidad

real debido a que los tiempos de tránsito son mayores en el gas que en el agua.



Correcciones ambientales

- Litología

No todas las compañías de adquisición tienen las correcciones anteriormente mencionadas, o hacen las

correcciones para todas las generaciones de herramientas.

Para los registros más nuevos, se pueden hacer las correcciones al momento de la adquisición de los datos.

Se debe revisar el cabezal del registro para obtener esta información

Los algoritmos que son equivalentes (o algunas veces mejores) que los de los libros de gráficos pueden ser

suministrados por la compañía de adquisición, o en algún programa computarizado de evaluación de

formaciones.

Control de calidad

-No debe haber saltos abruptos o interrupciones en el DT.

-Revisar que los valores de DT en la anhidrita (50 µsec/ft) la sal (67 µsec/ft), o zonas de cero porosidad

conocida, DT=57 µsec/ft en el casing.

-Para la forma de onda, la señal de llegada de interés no debe estar saturada (truncada en sus valores más

altos) y debe ser completamente visible en la pista de despliegue.

-Los valores de DT en las lutitas deben ser similares a los de las mismas lutitas en los pozos vecinos.

-Revisar la repetibilidad; las curvas deben tener los mismos valores y carácter que aquellos de las corridas

previas o secciones repetidas.

-Revisar el carácter de la curva con otras curvas de la misma corrida de registros.



Propagación de ondas acústicas

• Registro en función del tiempo que requiere

una onda sonora para atravesar un pie de

Formación. Este tiempo es conocido como

Tiempo de Tránsito (Δt) y es el inverso de la

velocidad de la onda sonora que depende de

la litología y la porosidad primaria de una

determinada formación

• Se generan ondas de compresión y de

cizallamiento dentro de la formación. La

medida de porosidad está relacionada con la

onda compresional.

•Las herramientas tienen uno o más

transmisores y dos o más receptores, los

mismos que están diseñados para evitar

efectos de pozo y artefactos producidos por

la inclinación de la herramienta


Herramienta Sónica

TRlejano

TR cercano

Señal del Transmisor

Tiempo

= 40 m seg

Señal de los receptores

Compresional

Cizalla y Rayleigh

Lodo

Stoneley

Nivel de detección

t

E2

E4

R l

eja

no

R

ce

rcan

o

Cuerpo de

La Sonda

Ca

min

o d

e la

on

da

re

fle

jad

a

T

Pa

red

de

l h

oyo

• Herramienta centralizada:

mayor Señal / Ruido

• Resolución vertical: 1 pie

• Profundidad de

investigación: 6” para

formaciones homogéneas,

aumenta un poco para

formaciones más

heterogéneas.

• Tiempo de tránsito en

revestimiento: 57 µseg/pie

• Se puede correr en hoyo

desnudo o entubado, en

base agua o base aceite (se

necesitan correcciones por

hoyo)


Principio de medición del Borehole

Compensated (BHC)

D T = 1 / 2 { ( T12 - T11 ) + ( T21 - T22 ) } / X

T1

R1

R2

T2

+

+ T12 - T11

+

+ T21 - T22

Medidas desde Transmisor # 1

Medidas desde Transmisor # 2

Salida de

Receptor # 1

Salida de

Receptor # 2

Salida de

Receptor # 2

Salida de

Receptor # 1

X

T 11

T 12

T 22

T 21


Ruidos y Saltos de Ciclos

Medición errónea de tiempos de tránsito muy cortos

Ruido

Picosde

Ruido

6 16 140 40CALI ( pulg. ) D t ( µ seg / pie )

Medición errónea de tiempos de tránsito muy largos

Saltos de Ciclo 6 16 140 40CALI ( pulg. ) D t ( µ seg / pie )

Saltos

de

ciclo


Porosidad a partir del DT

Ecuación de tiempos promedios de Wyllie

Dtlog = Ø x Dtf + (1 - Ø) x Dtma

Øs = porosidad (%)

Dtma = tiempo de tránsito de la matriz (m/pie)

Dtlog = tiempo de tránsito de

la formación (m/pie)

Dtf = tiempo de tránsito del fluido (m/pie)

MEDIOVELOCIDAD

(ft/s)

TIEMPO DE

TRANSITO

(ms/ft)

Dolomita 23000 43.5

Caliza 21000 47.5

Arenisca 18000 55.6

Anhidrita 20000 50

Yeso 19000 52.5

Sal 15000 67

Agua fresca 5000 200

Agua (100,000 ppm NaCl) 5300 189

Agua (200,000 ppm NaCl) 5700 176

Petróleo 4300 232

Aire 1100 919

Revestidor 17000 57

Ec. Wyllie (arenas inconsolidadas)

Ec. Wyllie

Factor de Compactación

C=Constante que normalmente

es 1.0 (Hilchie, 1978)


Dolomita

Caliza

Arena

30 50 70 90 110 130

D t ( m seg / pie)

50

40

30

20

10

0

Ø (

%)

Porosidad a partir del DT

Ecuación de Raymer – Hunt – Gardner


Sónico de Espaciamiento Largo

• Separación entre

transmisor y receptor: 8-10

pies

• Pozos derrumbados

• Formación alterada por

presencia de arcillas

hidratadas o hinchadas

(porosidad mayor, menor

velocidad)


Presentación del Sónico

RHG (Caliza)

Wyllie (Caliza)

RHG (Dolomía)

Wyllie (Dolomía)


La densidad se mide en g/cm3 (o Kg/m3 o Mg/m3) y es indicada por la letra griega ρ (rho). La herramienta

de densidad tiene una profundidad de investigación relativamente somera, y como resultado, se coloca

hacia la pared del hoyo durante el perfilaje para maximizar su respuesta a la formación. La herramienta

está comprendida de una fuente de rayos gamma de mediana energía con dos detectores de rayos

gamma que proveen alguna medida de compensación por las condiciones del hoyo (similar a la

herramienta sónica).

Cuando los rayos gamma colisionan con los electrones de la formación, las colisiones resultan en una

pérdida de energía de la partícula de rayos gamma. Los rayos gamma dispersados que regresan a los

detectores en la herramienta se miden en dos rangos de energía. El número de rayos gamma que

regresan en el nivel de energía más alto, afectado por el efecto de dispersión Compton, es proporcional a

la densidad electrónica de la formación, ésta está relacionada con la densidad de la formación y ésta

última a la porosidad.

La curva de densidad se despliega en la pista 2 y 3 junto con la curva del Efecto o Factor Fotoeléctrico

(Pe en barns por electrones, b/e). Igualmente se despliega en esta pista una curva de corrección (DRHO

en g/cm3 o Kg/m3) que indica cuanta corrección se le ha realizado a la curva de densidad de formación

durante el procesamiento debido a los efectos del hoyo (principalmente el espesor del revoque) y se usa

básicamente como un indicador de control de calidad. Cuando la curva de corrección (DRHO) exceda

0.20 g/cm3 el valor de densidad de formación obtenido de la curva de densidad de formación debe

considerarse sospechoso y posiblemente inválido. Algunas veces se presenta en esta misma pista una

curva de porosidad derivada de la densidad (DPHI).

Registro de Densidad


Registro de Densidad (RHOB)


A partir de una fuente química (usualmente Cesio 137) se emiten rayos gamma de alta

energía e interactúan con los electrones de los elementos en la formación. Dos

detectores en la herramienta cuentan el número de los rayos gamma que regresan, los

cuales están relacionados con la densidad electrónica de la formación. Para la mayoría

de los materiales de la tierra de interés, la densidad electrónica está relacionada a la

densidad de la formación por medio de una constante.

En las herramientas espectrales nuevas, se mide el número de rayos gamma que

regresan a dos rangos de energía diferentes. Los rayos gamma de más alta energía

(provenientes de la dispersión Compton) determinan la densidad de la formación, y por

lo tanto la porosidad, mientras que los rayos gamma de más baja energía (debido al

efecto fotoeléctrico) se utilizan para determinar la litología de la formación. Los rayos

gamma de más baja energía se relacionan a la litología de la formación y muestran una

poco dependencia de la porosidad o del tipo de fluido.


Porosidad (a partir de la densidad de la formación, RHOB)

Identificación de Litología (a partir de la curva del PEF y/o con la del Neutrón y/o Sónico)

Indicación de gas (con el Neutrón)

Sismogramas sintéticos (con el Sónico)

Contenido de arcilla (con el Neutrón)

Tamaño del hoyo (a partir de un caliper agregado)


Efectos Secundarios

Efectos Ambientales

Hoyos agrandados (> 9”): RHOB < densidad de la formación (DPHI>PHI real)

Hoyo rugoso: RHOB < densidad de la formación (DPHI>PHIE real). Esto se debe a que el sensor de la almohadilla pierde

contacto con las paredes del hoyo. Otras indicaciones de un hoyo rugoso serían una curva de caliper altamente variable, y una

curva de corrección de densidad (DRHO) con valores altos. No hay correcciones ambientales que se puedan aplicar para

corregir la pérdida de contacto de la almohadilla.

Lodos de Barita: RHOB > densidad de formación (DPHI < PHI real), y PEF > PEF real.


Litología: La porosidad calculada a partir del registro de densidad será afectada por la elección de la matriz de densidad,

RhoMa, la cual varía con la litología. En formaciones densas, tales como la anhidrita, la porosidad del densidad será negativa

porque la matriz asumida es menor a la densidad de matriz real.

Contenido de fluido: La porosidad calculada a partir del densidad de formación será afectada por la elección de la densidad del

fluido, RhoFl, la cual varía con el tipo de fluido y la salinidad. En cálculos rutinarios se asume que la zona investigada por la

herramienta de densidad está completamente saturada por el filtrado de lodo.

Hidrocarburos: La presencia de gas o petróleo liviano en el espacio poroso investigado por la herramienta de densidad

ocasiona que el valor de la porosidad del densidad calculado sea mayor al valor de la porosidad real. Estos es más notorio en la

presencia de gas, causando un cruce entre las curvas de porosidad neutrón y porosidad del densidad, donde los valores del

registro neutrón son menores que los valores del registro de densidad.

En todos los casos arriba mencionados, el valor de la densidad de formación, RHOB, derivado de la herramienta es correcto,

pero la porosidad calculada es errada debido a las diferencias entre la matriz asumida y/o los valores de densidad de fluido y las

densidades reales en la formación.




-Diámetro de hoyo

-Salinidad de la formación

-Salinidad en el hoyo

-Litología

Control de calidad

-La porosidad del densidad debe ser igual que la porosidad del neutrón en formaciones limpias y acuíferas, cuando

ambas ya han sido apropiadamente corregidas por litologías.

-La curva de corrección, DRHO, debe estar cercana a cero en hoyos suaves.

a)Los valores de DRHO que se desvíen en más de 0,05 pueden ser cuestionables debido a la

pérdida del contacto de la almohadilla con la formación

b)Los valores de DRHO que se desvíen en más de 0,1 indican que el valor de densidad no es

cuantitativamente confiable

c)Los valores de DRHO serán negativos en lodos pesados (por ejemplo, lodos de barita)

d)Valores de DRHO continuamente grandes en un hoyo suave pueden indicar un desgaste

excesivo de la almohadilla (las lecturas de densidad podrían ser cuestionables) u otros problemas

e)Grandes valores de DRHO opuestos a una pared de pozo aparentemente suave puede indicar

fracturas (u otras irregularidades menores en la superficie de la pared del hoyo)

-El Factor Fotoeléctrico no será confiable en lodos pesados, y mostrará valores por encima de 5

-Los valores de densidad de las lutitas deben ser similares a los de las mismas lutitas en los pozos cercanos.

-Revisar la repetibilidad; las curvas deben tener los mismos valores y carácter que aquellos de las corridas previas o

secciones repetidas.




• Es de relativamente poca profundidad de investigación (menor a 2”) y con una resolución vertical de 3 pies

aproximadamente. La medición se efectúa mediante un patín que se apoya en la pared del pozo, del cual se

emite radiación gamma de una fuente química y tiene dos o más detectores que compensan por las condiciones

del hoyo.


• Los rayos gamma emitidos colisionan con electrones de la formación con la consiguiente pérdida de energía

de los rayos emitidos. La magnitud y número de rayos gamma que regresan a los detectores se miden en dos

niveles de energía. La radiación medida es proporcional a la densidad electrónica de la formación, ρe.


Registro de Densidad (RHOB) •La densidad de electrones (número de electrones por

centímetro cúbico) puede relacionarse a la densidad

de volumen de mineral (para un elemento puro) por

una ecuación simple: ρe = ρb(2Z/A), donde Z es el

número de electrones por átomo y A es el peso del

átomo. Para una molécula, la densidad electrónica

está dada por ρe = ρb(2∑Zi)/M, donde M es el peso

molecular y ∑Zi es la sumatoria de los numeros

atómicos que conforman la molécula, la cual es igual

al número de electrones por molécula. Para la mayoría

de los materiales encontrados en la formación, las

cantidades 2Z/A y (2∑Zi)/M son aproximadamente

iguales a 1.

•La herramienta de densidad es calibrada en una

caliza pura llena de agua fresca que da una densidad

aparente que se relaciona al índice de densidad

electrónica por medio de: ρa = 1,0704ρe – 0.1883.

Para las areniscas, calizas y dolomías llenas de

líquido, la densidad aparente leída por la herramienta

es prácticamente igual a la densidad real de la

formación.


• Los rayos gamma capturados (completamente absorbidos por el

electrón), en su nivel más bajo de energía, están gobernados por el

factor fotoeléctrico, el cual está influenciado en gran parte por la

litología presente y tiene poca relación con porosidad. Éste es un

efecto medido entonces usando la ventana de energía más baja de

la herramienta.

Factor Fotoeléctrico (Pe)

ρma (g/cc) Pe (barns/electrón)

Arenisca 2,645 1,81

Caliza 2,71 5,08

Dolomita 2,877 3,14

Sal 2,04 4,65

Agua dulce 1 0,36

Arcillas 2,2 - 2,7 1,8 - 6

Anhidrita 2,98 5,05

•Pe está directamente relacionado a Z, el número de electrones por

átomo estable para cada elemento, Pe = (Z/A)3.6, y su unidad de

medición es Barns/electrón


Factores que afectan al Densidad

• Litología: ρma (arenas: 2,65 g/cc) y la presencia de minerales pesados afectan al cálculo de porosidad

• Arcillosidad: ρsh (2,2 – 2,7 g/cc) tiene un efecto importante sobre ρma y la porosidad

• Tipo de fluido (Efecto de los hidrocarburos): Prof. de investigación somera: ρfl = ρmf

• Efecto del pozo (Hoyo en malas condiciones): medido por el Caliper

*Estos dos últimos efectos se relacionan también con el uso de fluidos de perforación pesados, como los

contentivos de barita.

El LDT (Litho Density Tool) es una herramienta de patín y en

los agujeros grandes, la curvatura del patín contra las

curvaturas causadas en el agujero generan un error menor que

necesita ser corregido

La rugosidad del hoyo puede afectar la medida. La fuente y los

detectores perciben las diferentes formas del hoyo como un

registro errático e incorrecto


ρb = ρf Φ + ρma (1 – Φ)

Φd = (ρma – ρb)/(ρma – ρf)

Presentación del Densidad (RHOB)

Φd (Matriz Dolomía)

Φd (Matriz Caliza)


Los Registros Neutrónicos son registros de porosidad que miden la concentración de hidrógeno en una

formación. En formaciones limpias (libres de arcilla, por ejemplo) donde la porosidad está llena de agua o

petróleo, los registros neutrónicos miden la porosidad llena de líquidos (ΦN, PHIN o NPHI), sin diferenciar los

fluidos del espacio poroso del agua cristalizada (agua ligada a las arcillas) ni del agua adherida a los granos.

Los registros neutrónicos son creados a partir de una fuente química en la herramienta neutrónica. Esta fuente

química, no natural, es usualmente una mezcla de americio y berilio los cuales emiten neutrones continuamente.

Cuando estos neutrones colisionan con el núcleo de la formación el neutrón pierde algo de su energía. Con

suficientes colisiones, el neutrón es absorbido por un núcleo y se emite un rayo gamma. Debido a que el átomo

de hidrógeno es casi igual en masa al neutrón, ocurre una pérdida máxima de energía cuando el neutrón

colisiona con un átomo de hidrógeno. Por lo tanto, la pérdida de energía está dominada por la concentración de

hidrógeno en la formación. Debido a que el hidrógeno en un medio poroso está concentrado en los poros llenos

de fluido, la pérdida de energía se puede relacionar a la porosidad de la formación.

Los primeros registros neutrónicos detectaban los rayos gamma que se producían de la captura de neutrones por

los núcleos de la formación. Inicialmente, cada compañía de registros tenía su propio sistema de calibración, pero

eventualmente el American Petroleum Institute (API) desarrolló sistemas de calibración estándares para las

mediciones. Generalmente estos registros se deplegaban en cuentas por segundos (cps) o Unidades Neutrónicas

API en vez de porosidad. La respuesta del registro neutrónico es inversamente proporcional a la porosidad de

manera que unidades bajas de medición corresponden a porosidades altas y viceversa. El registro neutrónico

más comúnmente usado es el Registro de Neutrón Compensado que tiene una fuente de neutrones y dos

detectores. Su ventaja principal es que son menos afectados por la irregularidad del hoyo y que directamente

muestra valores de porosidad, la cual puede ser grabada en unidades de porosidad de caliza, arenisca y dolomía

aparente.

Registro Neutrón



Una fuente química (Americio – Berilio) emite neutrones de alta energía que son

retardados por los núcleos de la formación. Dos detectores en la herramienta cuentan el

número de rayos gamma de captura o neutrones que regresan (dependiendo del tipo de

herramienta). Las tasas de las cuentas en los detectores son inversamente proporcional

a la cantidad de hidrógeno en la formación (como agua o hidrocarburos), el índice de

hidrógeno se puede relacionar con la porosidad de la formación. Las herramientas

“Rayos Gamma-Neutrón” detectan rayos gamma y neutrones termales; las herramientas

de pared de pozo (Sidewall) detectan neutrones epitermales y las herramientas

compensadas detectan neutrones termales.

Algunas compañías ofrecen una herramienta neutrónica que usa un acelerador que

genera neutrones, eliminando la necesidad de una fuente química. Esto minimiza

problemas de seguridad en la planchada del taladro y más aún en el caso de que la

herramienta se pierda en el pozo.


Porosidad (desplegada directamente en el registro)

Identificación de litologías (con el sónico y/o densidad)

Indicación de gas (con el densidad)

Contenido de arcilla (con el densidad)

Correlación; especialmente en hoyos entubados

Registro Neutrón (NPHI)


Efectos Secundarios

Efectos Ambientales

Hoyo agrandado: NPHI > PHI real

Revoque: NPHI < PHI real

Salinidad del hoyo: NPHI < PHI real

Salinidad de la formación: NPHI > PHI real

Peso del lodo: NPHI < PHI real

Presión: NPHI > PHI real

Temperatura: NPHI < PHI real


Arcillosidad: NPHI > PHI real en zonas arcillosas. Las herramientas de Neutrones Termales son

más afectadas (leen mayores valores) que las de Neutrones Epitermales.

Gas: NPHI < PHI real en zonas gasíferas.

Litología: En general, para los registros grabados en unidades de caliza, si la litología real es

arenisca, la porosidad del registro es menor que la porosidad verdadera, y si la litología real es

dolomía, la porosidad es mayor que la porosidad real.




-Diámetro de hoyo

-Peso del lodo

-Revoque

-Salinidad en el hoyo

-Salinidad de la formación

-Distancia Herramienta – Pared del Hoyo (Standoff)

-Presión

-Temperatura

-Excavación

-Litología

Control de calidad

-La porosidad neutrón debe ser igual a la porosidad densidad en formaciones limpias y acuíferas, cuando se

ha corregido apropiadamente por litología

-Los valores de porosidad neutrón de las lutitas deben ser similares a los de las mismas lutitas en los pozos

cercanos

-Revisar la repetibilidad; las curvas deben tener los mismos valores y carácter que aquellos de las corridas

previas o secciones repetidas.




El registro neutrón mide la radiación inducida de la formación,

producida al bombardear a la formación con electrones de

rápido movimiento. La herramienta responde principalmente al

hidrógeno presente en la formación.

Los neutrones son partículas eléctricamente neutras con una

masa casi idéntica a la masa de un átomo de hidrógeno. Los

neutrones de alta energía emitidos hacia la formación pierden

su energía en forma proporcional a la masa relativa de los

núcleos con los cuales colisionan en la formación. Las

mayores pérdidas de energía ocurren cuando el neutrón

colisiona con un núcleo de prácticamente igual masa, por

ejemplo el hidrógeno. En pocos microsegundos, los neutrones

han disminuido su velocidad por sucesivas colisiones a

velocidades térmicas que corresponden a energías de

aproximadamente 0,025 electronvoltios (eV).

Luego ellos se dispersan aleatoriamente hasta que son capturados por el núcleo de átomos

como el de cloro, hidrógeno, sílice y otros más. Los núcleos “capturadores” se excitan

intensivamente y emiten un rayo gamma de captura de alta energía. Dependiendo del tipo de

herramienta neutrónica, se contabiliza en un detector de la herramienta o estos rayos gamma de

captura o los mismos neutrones.




Cuando la concentración de hidrógeno del material circundante a la

fuente neutrónica es grande, la mayoría de los neutrones pierden

velocidad y son capturados a una corta distancia de la herramienta.

Sin embargo, si la concentración de hidrógeno es pequeña, los

neutrones viajan más lejos de la fuente antes de ser capturados. De

acuerdo a esto, la tasa de cuentas en el detector aumenta para

concentraciones de hidrógeno reducidas y disminuye con la creciente

concentración de hidrógeno. La porosidad basada en el conteo de

neutrones está dada por:

N = a – b*log(Φ)

Donde N es el número de electrones lentos contados, a y b son

constantes empíricas determinadas por una calibración apropiada (en

matriz caliza o arenisca) y Φ es la porosidad.

Dos factores adicionales se deben considerar en la interpretación de

registros neutrónicos: Primero, la presencia de arcillas indicará una

alta porosidad neutrón debido al agua ligada a las arcillas. Segundo,

debido a la menor concentración de hidrógeno en el gas que en el

petróleo o en el agua, una zona contentiva de gas indicará una

porosidad neutrón que es menor de lo que debería ser.


Las herramientas neutrónicas miden es un índice de hidrógeno, el cual es la cantidad de

hidrógeno por unidad de volumen. El agua fresca está definida con un índice de hidrógeno igual a

1, por lo tanto, el petróleo tiene un índice de hidrógeno ligeramente menor que el del agua y el

del gas es aún mucho menor. En una formación, los fluidos en los poros contienen hidrógeno.

Principio del NPHI


Las primeras herramientas usaban una fuente química y empleaban un único detector que medía

los Rayos Gamma de Captura. La segunda generación era un dispositivo epitérmico montado en

una almohadilla. La tercera generación es el Neutrón Compensado (CNT), ya con dos detectores

que pueden medir la región epitermal o termal según el diseño de la herramienta. Y la última

herramienta es la Sonda de Porosidad por Acelerador (APS), que usa una fuente electrónica para

los neutrones y mide la región epitermal.

Principio del NPHI


Principio del NPHI


Efecto de la Salinidad en NPHI Hay dos factores que afectan la

medición del neutrón en la formación:

-El cloro en el agua de formación

-La sección de captura de la matriz de la

roca (Sigma).

El método de corrección por salinidad

más simple es asumir que la matriz es

limpia y que el Sigma de la matriz es

conocido, esto deja a la salinidad

(filtrado de lodo) como la única variable.

La solución completa es medir el Sigma

total de la formación y usar esta

medición para calcular la corrección. La

corrección puede ser mayor pero no es

aplicada en el campo debido al

desconocimiento de la litología, por lo

tanto el Sigma es desconocido; por eso

sólo se toma en cuenta en la fase de

interpretación.


• Arcillosidad Alta porosidad frente a formaciones arcillosas o arenas arcillosas

Fresca Sin efecto en la Porosidad Neutrón

Agua

Salina Baja la Porosidad Neutrón

• Tipo de fluido Petróleo Poco o nada de efecto en la Porosidad Neutrón

Gas Porosidad Neutrón muy baja

• Compactación La Porosidad Neutrón no es afectada

• Porosidad Secundaria El CNL mide la Porosidad Total (Primaria + Secundaria)

• Efecto de forma del pozo Mínimo efecto

• Correcciones ambientales Temperatura, presión de Fm, salinidad del agua de Fm y del

lodo, peso del lodo

Otros factores que afectan al NPHI


• En formaciones limpias con poros llenos de líquidos y matriz litológica conocida, la

determinación de porosidad es relativamente precisa, siempre y cuando se use la calibración

adecuada de cada compañía de registros, es decir, cada compañía tiene su propia gráfica de

corrección para sus herramientas.

Porosidad NPHI


Presentación del NPHI

Φd (Matriz Dolomía)

Φd (Matriz Caliza)


Combinación Densidad - Neutrón


Combinación Densidad - Neutrón

El intervalo desde 14.601 a

14.624 pies muestra la

respuesta de rayos gamma

bajo, típica de un

yacimiento y el cruce

densidad-neutrón

(NPHI<DPHI) es típico de

una zona contentiva de

gas. Las curvas de

porosidad neutrón y

densidad están

referenciadas a la litología

de la zona.

Nota: las curvas grabadas

en unidades de caliza

aparente muestran un falso

cruce en una arenisca,

debido al efecto litológico.


Interpretación integrada de Registros

El solape CNL-FDC

muestra una zona

de gas en la parte

limpia de la arena.

El Rayos Gamma

muestra que la

parte superior es

arcillosa.


Porosidad XND


Combinación de Registros

DT – NPHI

RHOB – PEF


Combinación de Registros

DT – RHOB – NPHI

RHOB – DT


Registros Especiales Mineralógico, Espectroscopía de Captura Elemental, ECS (Schlumberger)

Esta herramienta usa una fuente de neutrón estándar de Americio-Berilio (AmBe) y

un gran detector de Bismuto Germanato (BGO) que mide las concentraciones

relativas de los elementos basado en la espectroscopía de la captura de los rayos

gamma inducidos por neutrones. Los elementos principales medidos tanto a hoyo

abierto como entubado son los elementos de la formación tales como: Sílice (Si),

Hierro (Fe), Calcio (Ca), Sulfuro (S), Titanio (Ti), Gadolinio (Gd), Cloro (Cl), Bario

(Ba) e Hidrógeno (H).

El procesamiento en el pozo utiliza el espectro de energía del canal 254 de los rayos

gamma para producir los pesos secos de los elementos, litología y propiedades de

la matriz. El primer paso involucra la deconvolución espectral del espectro completo

de los rayos gamma al usar un conjunto de estándares elementales para producir

mediciones relativos de elementos. Estas mediciones son convertidas luego a

curvas de concentraciones elementales en peso seco para los elementos Si, Fe, Ca,

Ti, Gd utilizando un método de cierre de óxidos. Las propiedades de la matriz y las

litologías en peso seco se calculan luego a partir de las fracciones de los pesos

secos de los elementos usando las relaciones empíricas del Spectrolith, el cual es

un procesamiento matemático derivado de una extensa base de datos de la química

y mineralogía de núcleos.


Registros Especiales

Mineralógico, Espectroscopía de Captura Elemental, ECS (Schlumberger)

Resultados del ECS:

-Fracciones de los pesos secos de las litologías (a partir de los elementos):

Arcilla total

Carbonato total

Anhidrita y Yeso a partir del Azufre (S) y Calcio (Ca)

QFM (Cuarzo, Feldespato y Mica)

Pirita

Siderita

Carbón

Sal

-Propiedades de la matriz (a partir de los elemntos)

Densidad de granos de la matriz

Neutrones termales y epitermales de la matriz

Sigma de la matriz




Aplicaciones del ECS:

-Análisis petrofísico integrado

-Volumen de arcilla independiente del registro de rayos gamma, potencial espontáneo y

densidad-neutrón

-Volúmenes de carbonato, yeso o anhidrita, QFM, pirita, siderita, carbón y sal para el

análisis de yacimientos de litologías complejas

-Densidad de la matriz y valores del índice de hidrógeno de la matriz para un cálculo más

acertado de porosidad

-Sigma de la matriz y análisis de saturaciones a hoyo abierto por medio de sigma

-Estimaciones de permeabilidad basadas en la mineralogía

-Litología cuantitativa para el modelado de propiedades de roca y predicción de presión de

poros a partir de datos sísmicos

-Estratigrafía geoquímica (quimioestratigrafía) para la correlación pozo a pozo

-Diseños mejorados de fluidos de completación y de perforación basados en las

proporciones de arcilla versus cementación carbonática

-Delineación de capas de carbón y de metano.



Resonancia Magnética Nuclear, CMR-Plus (Schlumberger)

Esta herramienta mide la resonancia magnética nuclear de la polarización y el

decaimiento del núcleo de hidrógeno en los líquidos contenidos en el espacio

poroso de las formaciones rocosas. Una de las principales mediciones de la

herramienta CMR-Plus es la porosidad total de la formación. La medición de la

resonancia magnética no está afectada por materiales sólidos, de manera que la

medición no es sensible al tipo de matriz y por lo tanto es independiente de la

litología. La porosidad total se puede dividir en un espectro de tamaños de poros,

el cual provee información sobre la saturación de agua irreducible. La

permeabilidad se puede estimar a partir de la relación entre fluidos libres y fluidos

irreducibles y de la forma de la distribución de tamaños de poros. La medición de

resonancia magnética también es útil para la identificación de fluidos debido a

que es una medición de índice de hidrógeno, y los distintos fluidos tienen

diferentes valores de índice de hidrógeno, así como también características de

polarización diferentes. Los datos de resonancia magnética se pueden procesar

para obtener propiedades de los fluidos de la formación tales como las

saturaciones de petróleo y gas, y la viscosidad del petróleo.


Registros Especiales Resonancia Magnética Nuclear, CMR-Plus (Schlumberger)

Aplicaciones:

-Porosidad independiente de la litología para la cuantificación del almacenamiento

-Distribución de tamaño de poro para la determinación de la calidad de roca del yacimiento

-Volúmenes de fluidos libres e irreducibles como indicadores de productividad del pozo

-Identificación de capas delgadas y permeables en yacimientos laminados

-Identificación de hidrocarburos, especialmente en arenas petrolíferas de resistividades

bajas y de poco contraste

-Determinación del volumen poroso de hidrocarburos para el cálculo de reservas

-Estimaciones mejoradas de la saturación de agua irreducible para reducir o eliminar la

producción de agua

-Eficiencia mejorada en el diseño de los programas de pruebas de formaciones en

combinación con la herramienta MDT.


Registros Especiales Resonancia Magnética Nuclear, CMR-Plus (Schlumberger)

registros de porosidad

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