sonico densidad completo

Seferino YesquenPropiedades de Reservorios - Capitulo 1

Mediciones de POROSIDAD

Registros de Pozos

Mediciones de POROSIDAD

Registros de Pozos


Registro de PozoSP Resistividad

Evaluación Registros a Hueco Abierto


RayosGamma

Resistividad Porosidad

RadiactividadIncremento

ResistividadIncremento

Porosidadincremento

Lutita

Lutita

Determinación de Porosidad por Logeo

Arena porosa con petróleo


Tipos de Registros de Porosidad

3 Tipos de Registros principales

• Densidad de formación

• Sonico (acústica)

• Neutrón compensado

Estos registros no miden directamente la porosidad. Para calcular exactamente la porosidad, se deberá conocer::• Litología de la formación•Tipos de fluidos en la porción logeada del reservorio


Los Rayos Gamma que la fuente emite continuamente penetran en la formación y experimentan múltiples colisiones con los electrones, perdiendo energía y dispersandose en todas direcciones (Dispersión Compton) al caer la energía por debajo de 0.1 mev, los GR mueren en un proceso llamado “absorción Fotoeléctrica, la dispersión Compton dependen de la densidad de los electrones en la formación (número de elctrones por cc) y se relaciona con la densidad total de la formación. La absorsión fotoeléctrica depende de la Densidad de los electrones y del número atómico promedio del material que componen la formación. Este mecanismo se usa para indicar el tipo de roca.


Formacion (b)

detectorEspaciamiento largo

detector Espaciamiento corto

Costra lodo(mc + hmc)

Fuente

Registros de Densidad


Mide la densidad electrones en la formación.

La densidad de electrones es igual a la densidad

bruta de la formación.

En rocas de baja densidad la porosidad es alta.

Cuando la densidad se incrementa la porosidad

disminuye.

Determinación de porosidad

Determinación del tipo de roca (combinado con

otros perfiles. Cross plots)

Identificación de gas (por mayor lectura)

Identificación de límites de capas

Perfil de Densidad



Usa una fuente radioactiva para generar rayos gamma.

Los rayos gamma colisiona con los electrones en la formación, perdiendo energía.

El detector mide la intensidad de los rayos que regresan a la herramienta, la cual esta relacionada a la densidad electrónica de la formación.

La densidad electrónica es una medida de la densidad total de la formación.


La densidad total , b, es dependiente de :

Litología

Porosidad

Densidad y saturación de fluidos en los

poros



GRAPI0 200

CALIXIN6 16

CALIYIN6 16

RHOBG/C32 3

DRHOG/C3-0.25 0.25

4100

4200

Caliper

Corrección densidad

Rayos gamma Densidad



fmab 1

Matriz Fluidos en la zona lavada

•Mide la densidad electrónica de la formación

•Fuerte función de la densidad total de la formación

•La densidad de la matriz varia con la litología

–Arenisca (Sandstone)= 2.65 g/cc

–Caliza (Limestone)= 2.71 g/cc

–Dolomita (Dolomite)= 2.87 g/cc

Densidad Total (bulk)


Porosidad de Registros de densidad

Ecuación de porosidad

xohxomff S1S

fma

bma

Ecuación de densidad de fluidos

Usualmente se asume que la densidad del fluido (f) esta entre 1.0 and 1.1. Si hay gas, la f real aera < 1.0 y la porosidad calculada sera muy alata.

mf Es la densidad del filtrado de lodo, g/cc

h Es la densidad del hidrocarburo, g/cc

Sxo Es la saturación de la zona lavada, decimal


GRC0 150

SPCMV-160 40ACAL

6 16

ILDC0.2 200

SNC0.2 200

MLLCF0.2 200

RHOC1.95 2.95

CNLLC0.45 -0.15

DTus/f150 50

001) BONANZA 1

10700

10800

10900 Bulk DensityLog

RHOC

1.95 2.95

Registros de densidad total ( bulk )


Arenas: 2.65

Calizas: 2.71

Dolomías: 2.87

Arcillas (aprox.): 2.40 - 2,45

Feldespáto Potásico: 2.56

Valores de Densidad MatrixValores de Densidad Matrix


Registro Sónico ( Acústico )


Upper transmitter

Lower transmitter

R1

R2

R3

R4

Registro Sónico ( Acústico )

Mide la velocidad del sonido a

través de las formaciones .

La herramienta consiste de un

transmisor y dos receptores.

El transmisor emite ondas de

sonido que viajan hacia la

formación y retornan a los

receptores.

La velocidad de la formación

( tiempo de transito o T ) es

determinada por la diferencia en

los tiempos de arribo a los dos

receptores. Tiempo de tránsito es

dependiente de la densidad del

medio a través del cual el sonido

viaja


Mide la velocidad del sonido en la formación.El tiempo de transito es función de la litología y de

porosidad. En formaciones mas densas o consolidadas el

tiempo de transito es menor. Un incremento en el tiempo de transito indica un

incremento en la porosidad.

Determinación de porosidad Determinación del tipo de roca (combinado con

otros perfiles. Cross plots) Determinación de porosidad secundaria Identificación de límites de capas

Perfil Sónico


Valores de tiempo de transito

Litología Tiempo transito de matriz, tma , seg/pie

Arenisca 55.5

Caliza 47.5

Dolomita 43.5

Anhidrita 50.0

Lutita 90.0


MatrixFluido

MatrixPerfilSonico tt

tt

Porosidad - Registro Sónico


La respuesta puede ser escrita como sigue

fmalog t1tt

maf

ma

tt

tt

log

tlog = log reading, sec/ft

tma = the matrix travel time, sec/ft

tf = the fluid travel time, sec/ft

= porosity



DTUSFT140 40

SPHI%30 10

4100

4200

GRAPI0 200

CALIXIN6 16

Sonic travel time

Sonic porosity

Caliper

Gamma Ray

Registro Sónico


GRC0 150

SPCMV-160 40ACAL

6 16

ILDC0.2 200

SNC0.2 200

MLLCF0.2 200

RHOC1.95 2.95

CNLLC0.45 -0.15

DTus/f150 50

001) BONANZA 1

10700

10800

10900

SonicLog

DT

150 50us/f

Registro Sónico


• Formaciones no consolidadas

• Formaciones Naturalmente

Fracturadas

• Hidrocarburos (especialmente gas)

Factores que afectan al Registro Sónico


Radiación inducida a la formación por bombardeo de neutrones. Mide el contenido de H de las formaciones.

Un alto rate de conteo de neutrones indica baja porosidad.

Un bajo rate de conteo indica una alta porosidad.

Determinación de porosidad

Determinación del tipo de roca (combinado con otros perfiles, cross plots)

Identificación de gas (por menor lectura)

Identificación de límites de capas

Registro de Neutrones


La herramienta emite neutrones de alta energía hacia la formación.

Los neutrones colisionan con los núcleos de los átomos de la formación.

Los neutrones pierden energía (velocidad) en cada colisión.

La mayor energía es perdida cuando colisionan con núcleos de átomos de Hidrogeno.

Los neutrones son desacelerados lo suficiente y son capturados por núcleos.

EL núcleo captor resulta excitado y emite un rayo gamma.



Dependiendo del tipo de herramienta, esta registra

los rayos gamma ó los neutrones no capturados.

EL perfil registra la porosidad basada en los

neutrones capturados por la formación.

Si existe Hidrogeno en el espacio poroso, la porosidad

esta relacionada a la relación de neutrones emitidos

con los contados como capturados.

El registro de Neutrón reporta la porosidad, calibrada

asumiendo cierta matriz y agua fresca en los poros, si

estas asunciones son invalidas se deberán corregir los

valores de porosidad obtenidos.



Ecuación teórica

Nmashshsh

NhcxoNmfxoN

VV

SS

1

1

N = Parametro registrado

Sxo Nmf = Porción del filtrado del lodo

(1 - Sxo) Nhc = Porción de HC´s

Vsh Nsh = Porción de arcillas

(1 - - Vsh) Nhc = Porción de matriz, donde = Porosidad verdadera de la roca

N = Porosidad medida por la herramienta

Nma = Porosity of matrix fraction

Nhc = Porosity of formation saturated with

hydrocarbon fluid, fraction

Nmf = Porosity saturated with mud filtrate, fraction

Vsh = Volume of shale, fraction

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



GRC0 150

SPCMV-160 40ACAL

6 16

ILDC0.2 200

SNC0.2 200

MLLCF0.2 200

RHOC1.95 2.95

CNLLC0.45 -0.15

DTus/f150 50

001) BONANZA 1

10700

10800

10900Neutron

Log

CNLLC0.45 -0.15

Porosidad de Perfil de Neutrones


Risked Reserves @1/1/2003

Perfil de Neutrones

Los neutrones son partículas eléctricamente neutras que tienen casi la misma masa que los núcleos de los átomos de hidrógeno.

Durante la vida de un neutrón, pueden ocurrir tres tipos de interacciones:

• Choque inelástico: ocurre únicamente cuando un neutrón tiene mucha energía y choca contra un núcleo de la formación, dejándolo en estado de excitación del cual decae mediante la emisión de rayos gamma. El estado de excitación para los elementos de la formación, tiene rangos de energía variables entre 1 a 7 mev (mega electrón volt), pérdida de la energía por debajo del nivel necesario para excitar otros núcleos, no ocurren más choques inelásticos, éstos son importantes durante el primer microsegundo de vida del neutrón.



Perfil de Neutrones

• Choque elástico: principal mecanismo de pérdida de energía del neutrón, en este mecanismo, el neutrón choca contra el núcleo de la formación, pero no le transfiere energía potencial a ese núcleo, la única energía transmitida durante el choque es energía cinética (de movimiento), la que es entregada al núcleo golpeado.

• Absorción: es la última interacción con la cual termina la vida del neutrón, como consecuencia de los choques elásticos e inelásticos, los neutrones quedan con algo de energía en la que coexisten con los núcleos de la formación en equilibrio termal. Los neutrones termales continúan chocando elásticamente con los núcleos de la formación y difundiéndose, finalmente son capturados.



Interacciones del neutrón


PERFILES NEUTRÓNICOSPERFILES NEUTRÓNICOS

• Registran la cantidad de hidrógeno presente en las formaciones, reflejando la porosidad y el contenido de fluidos en ellas.

• Las primeras herramientas tenían un solo detector, pero la mayoría de herramientas modernas tienen dos detectores - Short-Spaced (SS) y Long-Spaced (LS) – lo cual reduce los efectos ambientales en el pozo.

• Los neutrones son producidos por fuentes químicas o fuentes de pulsos. Las fuentes químicas usan una mezcla de Americio y Berilio (AmBe), emitiendo una señal constante de neutrones y rayos gamma.


• Las curvas Near y Far son generadas a partir de cuentas de neutrones no absorbidos o de rayos gamma de captura que son registrados por los detectores SS y LS, respectivamente. La porosidad calculada con los registros de neutrones se obtiene de la relación Near/Far.

• Altas cuentas API en los detectores cercano y lejano indican baja porosidad (baja concentración de hidrógeno en la formación); inversamente, bajas cuentas en los detectores indican formaciones con alta porosidad.

• En la mayoría de registros neutrónicos antiguos, las cuentas por segundo o unidades API tienen una relación lineal inversa con el logaritmo de la porosidad.


• Es necesario realizar una normalización del registro neutrónico, la cual se denomina índice de neutrones (IN).

• El IN se obtiene generando una escala lineal del registro neutrónico (en API o cuentas por segundo) entre las lecturas mínima y máxima, de la siguiente forma:

IN =Neutrón(LOG) – Neutrón(MIN)

Neutrón(MAX) – Neutrón(MIN)

CÁLCULO DE POROSIDADCÁLCULO DE POROSIDAD


• Para obtener valores cuantitativos de porosidad, se debe construir una correlación usando IN=0 para la máxima porosidad en arcillas e IN=1 para la mínima porosidad en arenas limpias y apretadas, según los registros de pozos vecinos o según los valores conocidos del yacimiento. La práctica demuestra que éstos valores están en el rango de 3% para areniscas duras y 26% para arcillas.

• La correlación se realiza en un ploteo semilogarítmico de Porosidad vs. IN. Los porcentajes de porosidad asignados al índice de neutrones máximo y mínimo pueden ser variados hasta encontrar la mejor correlación con la información de porosidad existente.


• Luego, se obtiene una relación a través de regresión exponencial, la cual se usa para calcular la porosidad a partir del IN. Esta relación es la siguiente:

Porosidad = (PHImax)e-2.16(IN)

• El valor de (PHImax) es el máximo valor de porosidad para los intervalos arcillosos en los pozos vecinos al que se encuentra en evaluación.


Los tres registros de porosidad:– Responden diferentemente a diferentes

composiciones de matriz.– Responden diferentemente a la presencia de gas

ó petróleo ligero

La combinación de los registros pueden: – Deducir la composición de la matriz– Indicar el tipo de hidrocarburos en los poros

Respuesta de los registros de Porosidad


• Densidad - es muy alta

• Neutron - es muy baja

• Sonico - no es muy afectada por el gas.

Efecto del GAS


FINFIN

Porosidad de Registros

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