tema porosidad

Pet-209Registro de pozos petroleros

C1.0 MEDICIONES DE POROSIDAD

C.1.1 INTRODUCCIÓN

Porosidad total puede consistir en la porosidad primaria y secundaria. Porosidad efectiva es la porosidad total después de la corrección de arcilla es aplicada. La porosidad de la roca puede ser obtenida del registro sónico, registro densidad o registro neutrón. Para todos estos dispositivos, la respuesta de la herramienta se ve afectado por la porosidad de la formación, el fluido y la matriz. Si los efectos de fluidos son conocidos o pueden ser determinados, la respuesta de la herramienta se puede disuadir. Por lo tanto, estos dispositivos se refieren a como registros de porosidad.

Las tres técnicas de extracción responden a las características de la roca inmediatamente adyacente a la perforación. Su profundidad de investigación es poco profunda solo unos pocos centímetros o menos y por lo tanto, en general, dentro de la zona fluida.

Así como la porosidad, los registros se ven afectados por

- Volumen y la naturaleza (litología) del material del matrix.- Cantidad y naturaleza de espacios porosos (la geometría de los poros,

agua, hidrocarburos.- Volumen y naturaleza de lutitas.

Por ejemplo, la formula por una medición de registro densidad incluyendo todas las variables escritas como

Despejando la porosidad en este caso no sería fácil porque hay varias incógnitas y una sola. Sin embargo comparamos otra porosidad y mediciones de registros, podemos despejar estas incógnitas.

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C2.0 LAS MEDICIONES DE POROSIDAD DESDE LA HERRAMIENTA SÓNICO BHC O REGISTRO SÓNICO COMPENSADO

C2.1 INTRODUCCIÓN

En su forma más simple, una herramienta sónica consiste de un transmisor que emite un pulso de sonido y un receptor que capta y registra el pulso de sonido.

El sonido emitido desde el transmisor choca contra la pared del pozo. Esto establece ondas de compresión y de cizallamiento dentro la formación, ondas de superficie a lo largo de la pared del agujero y ondas dirigidas dentro de la columna de fluido.

El registro sónico es simplemente un registro en función del tiempo, tcomp, que requiere una onda de compresión de sonido para atravesar 1 m de la formación. Esto es conocido como el intervalo de tiempo de tránsito, tiempo de tránsito, t o lentitud, tcomp es el recíproco de la velocidad de la onda de sonido. (Para el resto de este documento, se conoce como tcomp t.) El tiempo de tránsito del intervalo para una formación dada depende de su litología y la porosidad. Esta dependencia de la porosidad, cuando la litología se conoce, hace que el registro sónico sea útil como un registro de porosidad. Los tiempos de tránsitos sónicos integrados también son útiles en la interpretación de los registros sísmicos. El registro sonoro se puede ejecutar simultáneamente con muchos otros servicios.

Los transmisores de la herramienta (BHC) o borehole-compensated se pulsan alternativamente, y los valores t son leídos sobre pares alternos de los receptores. Los valores t a partir de los dos conjuntos de receptores se promedian automáticamente por un ordenador en la superficie de compensación pozo.

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La computadora también integra la lectura del tiempo de tránsito para obtener tiempos de tránsito totales (ver Figuras C1 y C2).

Figura C1: Esquema de sondeo BHC, mostrandotrayectorias de los rayos de los dos conjuntos de emisor-receptor.Un promedio de las dos mediciones t cancela erroresde la inclinación de sonda y las cargas de tamaño del agujero.

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A veces, la primera llegada, aunque lo bastante fuerte como para activar el receptor más cerca del transmisor, puede ser débil por el tiempo en que alcance al receptor lejos para desencadenarla. En vez de, el receptor lejano puede ser desencadenado por un diferente, más tarde llegada en el tren de ondas sónicas, y el tiempo de transito medido en este ciclo de pulso será entonces demasiado grande. Cuando esto ocurre, la curva de sonido muestra una abrupta, gran excursión hacia un valor t superior; esto se conoce como el salto de ciclo. Tal omisión es más probable que ocurra cuando la señal está fuertemente atenuada por no consolidación de la formaciones, fracturas de formación, saturación de gas, lodos aireados o rugosidad o secciones amplias de pozo.

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El registro sónico se ejecuta con t presentado en una escala lineal en las pistas 2 y 3 con una selección de dos escalas:

500-100 y 300-100 seg / m.

Una curva calipe que representa el diámetro promedio del pozo y una curva de rayos gamma (GR) que se muestran simultáneamente en pista 1 (Ver Figura C3).

La curva de rayos gamma mide la radioactividad natural de potasio, uranio y torio en la formación y es generalmente representa la cantidad de arcilla presente. Este es porque los elementos radiactivos tienden a concentrarse en arcillas y latitas. Más después, vamos a utilizar el GR para calcular el volumen de arcillas (Vsh).

C2.2 POROSIDAD DETERMINACIÓN

a) Ecuación de tiempo promedio de Wyllie

Después de numerosas determinaciones de laboratorio, M.R.J. Wyllie propuso, para formaciones limpias y consolidadas con poros pequeños distribuidos uniformemente, un tiempo media lineal o relación promedio ponderado entre la porosidad y el tiempo de tránsito (ver Figura C4):

Donde

tLOG es la lectura en el registro sónico en seg/m.

tma es el tiempo de tránsito del material de matriz.

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tf es el tiempo de tránsito del fluido saturando (alrededor de 620 seg/m para

sistemas de lodo de agua dulce)

es la porosidad o volumen ocupado por poros

es el volumen de la matriz.

Valores típicos:

Arena tmatrix = 182 seg/m

Caliza tmatrix = 156 seg/m

Dolomita tmatrix = 143 seg/m

Anhidrita tmatrix = 164 seg/m

Cuando las formaciones no son suficientemente compactadas, los valores

observados son mayores t que los que corresponden a la porosidad de acuerdo

a la fórmula de tiempo promedio, pero la en función de t la relación sigue

siendo aproximadamente lineal. En estos casos, un factor de corrección empírica,

Cp, se aplica a la ecuación 2 para dar una porosidad corregida, SVcor

(Ecuación 3):

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El valor de Cp está dado aproximadamente dividiendo la velocidad sónica en arcillas cercanas por 328. Sin embargo, el factor de corrección de compactación se determina mejor mediante la comparación de SV, como obtenido a partir de las ecuaciones 1 y 2, con la porosidad verdadera obtenida de otra fuente

b) Raymer-Hunt

Durante los 25 años transcurridos desde la perfilage la velocidad acústica fue introducido, han sido notadas las deficiencias en la transformación de tiempo de tránsito t a la porosidad Ø.

Basado en extensas observaciones de campo de tiempos de tránsito frente a la porosidad, la nueva empírica Raymer-Hunt transformada fue derivada. La nueva ecuación transformada es demasiado complicada para ser presentada en este curso. Una aproximación de la transformación está dada en la Ecuación C4 y la transformación exacta se presenta en el gráfico de los libros como las líneas rojas en todas las cartas de sonido.

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El valor de la constante C tiene un rango de 0,625 a 0,7 dependiendo del investigador. Gráfico Por-3m (Figura C6) utiliza 0,7 para C: este era el valor propuesto originalmente. Sin embargo, los más recientes comparaciones del tiempo transcurrido a la porosidad indican que un valor de 0,67 es más adecuado.

Para el caso de un reservorio de roca saturado de gas, C se convierte en 0,6. Se debe utilizar cuando la roca investigada por la herramienta sónica contiene una cantidad apreciable de hidrocarburos en la fase gaseosa (vapor). Debido a la poca profundidad de la investigación, esta condición normalmente sólo existe en las areniscas de porosidad más altas (mayor que 30%).

Desde el registro sónico del ejemplo (Figura C3) a 593 m leemos 352 µseg / m. Dada ∆tma = 182 µseg / m podemos resolver para Ø:

Wyllie:

Ø=352−182620−182

=39%

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Raymer-Junt (aproximación):

Ø=5(352−182)8(352)

=30%

Gráfico Por-3m (Figura C6) resuelve esta ecuación gráficamente. Introduzca tlog de 352 seg/m proyecto abscisa y hacia arriba hasta la apropiada Línea tma se alcanza (VMA = 5500 m / seg). Si Se utilizan diferentes valores de Vma , obtenemos diferentes valores de Ø.

Con un tlog = 250sec/m obtenemos

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Vma(m/seg)

tma(seg/m)

Vma(m/seg)Rango de valores

AreniscaCalizaDolomitasanhidritasalCañería (hierro)

548664007010609645725334

182156143164219187

5486–59446400–70107010–7925610045665348

El tiempo de tránsito del fluido: V1 = 1615 m/segtf = 620 microseg / m para lodos agua dulce. = Microseg / m para lodos salados. Figura C5: El gráfico muestra los valores utilizado para rocas comunes del yacimiento


Vma Wyllie Raymer- Hunt F FArenisca (5500 m/seg) 16% 18.5%Caliza (6400 m/seg) 21% 24%Dolomita (7010 m/seg) 26% 28.5%

C 2.3 FACTORES QUE AFECTAN LA INTERPRETACION SONICA

Litología

La litología debe ser conocida para obtener la correcta Vma. Una incorrecta elección de Vma producirá cálculos erróneos.

Arcilla

El contenido de arcilla generalmente causa un ∆t para leer muy alto para un cálculo de porosidad por el agua ligada a la arcilla. El sónico lee porosidad primaria, la cual puede ser afectada por la arcilla.

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Evaluación de Porosidad del SónicoSvf = 1615 m/svf = 1615 m/sec

Figura C6Ejemplo: t = 76 ms/ft (249 ms/m)SVma = 19,500 ft/s (5950 m/s) - AreniscaPor tanto, = 18% (para cualquiera promedio ponderado o transformación empírica)

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Tipo de fluido

La profundidad de investigación del sónico es poco profunda; por consiguiente, la mayoría del fluido visto por el sónico será filtrado de lodo.

Petróleo

El petróleo usualmente no tiene ningún efecto.

Agua

No hay usualmente ningún efecto en agua excepto donde el fluido de perforación es saturado de sal, y luego un diferente Vf debería ser usado, usualmente 607 msec/m.

Gas

El gas residual causa un tlog para leer muy alto cuando la formación no es compacta. El gas entre los granos de arena retarda la onda compresional resultante en un largo t. En arenas compactas, la onda viajará de un grano de arena a otro y el efecto del gas se reducirá.

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SVma (pie/s)tma

(ms/pie)SVma (m/s)

tma (ms/m)

arenisca18,000 - 19,500

55.5 - 51.3

5486 - 5944 182 - 168

caliza21,000 - 23,000

47.6 - 43.5

6400 - 7010 156 - 143

dolomita23,000 - 26,000

43.5 - 38.5

7010 - 7925 143 - 126


Compactación

El valor de tlog se leerá muy alto en formaciones de arena compacta. Las correcciones de compactación pueden ser hechas si el factor de compactación (Bcp) es conocido.

Un aproximado Bcp es obtenido de arcillas circulantes (Bcp = tsh/328). Bcp puede también ser obtenido por comparación de la porosidad obtenida de otra fuente (núcleo, registro densidad, registro neutrón, porosidad de registro computarizado) eso se obtuvo del registro sónico en una zona de agua limpia. (Por ejemplo, si el registro neutrón en agua lee 20% y el registro sónico lee 25%, luego 25%/20% = 1.25.)

Porosidad Secundaria

El sónico generalmente ignora la porosidad secundaria. Por ejemplo, en porosidad vugular, el tiempo de viaje a través de la matriz de la formación es más rápido que el tiempo a través de las cavidades de la roca, porque tf es 3 a 4 veces el valor de tma.

Efecto del pozo

El compensado sónico es inafectado por cambiar el tamaño del agujero excepto en el caso de extrema desigualdad, agujeros largos donde la señal de la formación es severamente afectada por el ruido de la señal de lodo y daño de la formación.

Revoque de lodo

El revoque de lodo no tiene ningún efecto en el BHC sónico porque el tiempo de viaje a través del revoque de lodo es compensado.

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C3.0 MEDICIONES DE POROSIDAD DE HERRAMIENTA LITO-DENSIDAD.

C3.1 INTRODUCCION

Los registros lito-densidad son ante todo usados para mediciones de porosidad y litología. Otros usos incluyen la identificación de minerales en depósitos evaporiticos, detección de gas, determinación de densidad de los hidrocarburos, evaluación de arenas arcillosas y litologías complejas, determinación de del rendimiento de petróleo-arcilla y calculación de la presión de sobrecarga y propiedades mecánicas de la roca.

C3.2 PRINCIPIO

Una fuente radioactiva, aplicada a la pared del pozo en una pared blindada (Figura C7), emite rayos gamma de media energía (662 keV) dentro de la formación.

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Interacciones clásicas de GR por nivel de energía son mostradas en la Figura C8. Por la emisión media energía de emisión del GR, solo 2 y 3 puntos ocurren con respecto a la operación Lito-Densidad.

Estos rayos gamma pueden ser pensados como alta velocidad de las partículas que chocan con los electrones en la formación. En cada colisión, un rayo gamma pierde algo pero no todo, de su energía del electrón y luego continúa con energía disminuida. Este tipo de interacción es conocida como dispersión Compton. Los rayos gamma dispersos alcanzan al detector, en una distancia fija de la fuente, son contados como una indicación de densidad de la formación.

El número de colisiones de dispersiones Compton es relacionado directamente con el número de electrones en la formación. Consecuentemente, la respuesta de la herramienta de densidad es determinada esencialmente por la densidad electrón (número de electrones por centímetro cubico) de la formación. La densidad electrón está relacionada con la verdadera densidad bulk b, la cual, depende de la densidad del material de la matriz de la roca, de la porosidad de la formación y de los fluidos que están en los poros.

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Además de la medición de la densidad bulk, la herramienta también mide el índice de absorción fotoeléctrica, Pe. la absorción fotoeléctrica puede estar relacionada con la litología, mientras que la medición de la b responde en primer lugar a la porosidad y en segundo lugar a la matriz de la roca y al fluido en el poro, la medición de Pe responde en primer lugar a la matriz de la roca (litología) y en segundo lugar a la porosidad y al fluido en el poro.

En una distancia limitada de la fuente, tal como el detector lejano, la energía espectro puede verse como esta ilustrada en la Figura C9. El número de rayos gamma en la región de más alta energía (región de dispersión Compton) está inversamente relacionado solo con la densidad electrón de la formación (i.e., un aumento en la densidad de la formación disminuye el número de rayos gamma). El número de rayos gamma en la región de más baja energía (región de efecto fotoeléctrico) es inversamente relacionado con ambos el electrón densidad y la absorción fotoeléctrica. Comparando resultados en estas dos regiones, el índice de absorción fotoeléctrica puede ser determinado.

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El espectro rayo gamma en el detector cercano es usado solo para corregir la medición de densidad del detector lejano para los efectos de revoque y rugosidad del pozo.

C3,3 POROSIDAD DE UN REGISTRO DENSIDAD

Para una formación limpia de conocer la densidad del matrix ρma , con una

porosidad que contenga un fluido de densidad promedio ρ f la densidad aparente de la formación será:

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ρb=∅ ρ f+(1−∅ ) ρma (zona limpia humedesida)

Donde :

ρb es la densidad aparente medida (de la herramienta litho-densidad)

ρma es la densidad de la matrix

ρ f es la densidad del fluido

∅ es el porcentaje del volumen del espacio poral

(1−∅ ) es el porcentaje del volumen de la matrix

Esto puede ser escrito como:

∅D=ρma− ρbρma−ρ fl

Donde

ρma depende de la litología

ρb es la medida por el registro densidad

ρ fl depende del tipo de fluido en el volumen poral

La ecuación para ρb puede ser demostrado matemáticamente, a diferencia de la

ecuación sónica, la cual es una relación empírica. Los valores de ρb son comúnmente usados para rocas reservorios (cero porosidad) (figura C12)

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Para el ejemplo del registro litho-densidad (figura C13) a 593 m. leemos ρb = 2180

kg/m3 dando ρ f = 1000 kg/m3, ρma = 2650 kg/m3, podemos resolver para ∅D:

∅D=2650−21802650−1000

=28.5%

Del grafico por-5 (fig C14) resolvemos esta ecuación gráficamente. Para ρb= 2180

kg/m3 resolviendo por porosidad usando otros valores de matrix dados :

ρma = 2710 kg/m3 ∅D=31%

ρma = 2870 kg/m3 ∅D=36.9%

ρb valores comunes para rocas reservorios y fluidos

Component Formula Densidad actual ρ ρa ( como se ve en

la herramientacuarzocalcita

dolomitaanhidrita

silvitahalita

SiO2CaCO3

CaCO3MgCO3CaSO4

KCINaCl

265427102870296019842165

264827102876297718632032

componente formula Densidad actual ρ ρa ( como se ve en

la herramientaAgua frescaAgua salada

Petróleogas

H2O200,00ppm

N(CH2)C1.1H4.2

10001146850ρg

10001135850

1.325ρg-0.188

Figura C12

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Determinación de la porosidad del registro densidad de la formación

C

3,4 MEDICION DE LA FORMACION Pe

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La curva Pe es un buen indicador de matrix. Esta esta ligeramente influenciada por la porosidad de la formación y la presencia de gas, pero responde principalmente a la formación (figura C15). Por lo tanto una interpretación segura del matrix de la formación puede ser hecha por simples formaciones (matrix de un mineral). En comparación con otros datos registrados, más la combinación de minerales complejos pueden ser analizados.

La típica respuesta litho- densidad para minerales comunes son representados en la figura C16.

La medida de Pe es usado

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1. Solo como un indicador de matrix (curva litológica)2. En combinación con la densidad ρb para analizar dos minerales y

determinar la porosidad3. En combinación con la densidad y neutron para analizar formaciones

más complejas (solución para tres matrices minerales y porosidad)

Un beneficio directo de la descripción más directa de la formación es más exacto la distinción entre gas y petróleo.

En esta sección del curso, usamos la curva Pe como un indicador de matrix en

formaciones simples. Usando Pe para mas aplicaciones avanzadas (identificación de formaciones complejas y detección de minerales pesados) es cubierto en la sección H, porosidad en formaciones complejas.

Ejemplos del continuo uso de la curva Pe por la identificación de la formación que

son mostradas en lafigura C17. En el caso de una anhidrita,Pe es igual que la caliza. La anhidrita es totalmente identificada por la densidad aparente o los valores de la porosidad densidad.

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C3.5 FACTORES QUE AFECTAN AL REGISTRO DE DENSIDAD

Litología

La ma correcta debe ser conocida para conseguir correcta porosidad.

Arcilla

La densidad de la arcilla en arenas pueden ir desde 2.200 hasta 2.650, pero es por lo general cerca de 2650, el mismo que la piedra arenisca. En arenas arcillosas, la densidad por lo general da un buen valor de porosidad efectiva independientemente del contenido de esquisto. Aparece la pizarra como matriz para la herramienta de densidad.

Recoger términos:

el último término es cero.

Tipo de fluido

La profundidad de investigación es bastante poco profunda: por lo general la mayor parte del fluido de formación se vacía lejos del pozo y la herramienta de densidad ve fluido de perforación o filtrado en el espacio poroso. Por lo tanto, los valores de f a utilizar es la del filtrado de lodo de perforación en lugar de la formación la densidad del agua.

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Petróleo

El petróleo residual hará porosidades densidad ligeramente alta, porque el petróleo es más ligero que la perforación filtrado de lodo.

Agua

Densidad del agua es proporcional a la cantidad del contenido de sal. Se selecciona el valor de f en el equipo para la determinación de la porosidad.

Gas

El f de gas es 100 a 300 kg / m3. La porosidad determinación de zonas de gas puede ser alto si hay gas residual cerca del pozo de sondeo. Generalmente la mayor parte del gas se vacía y poco efecto es visto en el registro de densidad.

Compactación

La herramienta de densidad no se ve afectada por la falta de compactación.

Porosidad Secundaria

La densidad lee intercristalina, yugular y fracturado porosidad. La porosidad mide por lo tanto es la porosidad total.

Efecto de Sondeo

Densidad da buenos valores para agujeros lisos hasta 381 mm de diámetro. Los compensa herramienta de la rugosidad del pozo de menor importancia, pero una áspera agujero hace que la densidad de leer densidades demasiado bajas (altas porosidades) porque la formación skid-to- contacto es pobre.

Revoque de lodo

Para espesor normal revoque de lodo, habrá ningún efecto porque la herramienta compensa automáticamente para revoque.

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Sin embargo, para una corrección de 100 kg / m3 y una mayor (es decir, el > 100 kg / m3), la herramienta la compensación puede ser insuficiente y el b ya no es representativa de la densidad de la formación. En este caso, la densidad, obviamente, debe no se utilizarán para los cálculos de porosidad.

C4.0 POROSIDAD LAS MEDICIONES DE LA HERRAMIENTA NEUTRÓN COMPENSADO

C4.1 INTRODUCCION

Registros de neutrones se utilizan principalmente para la delineación de las formaciones porosas y determinación de su porosidad. Responden principalmente a la cantidad de hidrógeno en la formación.

Por lo tanto, en formaciones limpias que tienen poros rellenos con agua o aceite, el registro de neutrones refleja la cantidad de porosidad de líquido.

Zonas de gas a menudo pueden ser identificadas mediante la comparación del registro de neutrones con otra porosidad log o un análisis de núcleos. Una combinación de la registro neutrón con uno o más de otros registro porosidad rendimientos incluso más precisa valores de porosidad y la identificación, incluso litología una evaluación de esquisto contenido.

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C4.2 PRINCIPIO

Los neutrones son partículas eléctricamente neutras, cada uno con una masa casi idéntica a la masa de un átomo de hidrógeno. Neutrones de alta energía (FAST) se emiten continuamente desde un radiactivo fuente en la sonda. Estos neutrones chocan con los núcleos de los materiales de formación en lo que puede ser considerado como elástica bola de billar colisiones. Con cada colisión, el neutrón pierde parte de su energía.

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La cantidad de energía que se pierde por la colisión depende en la masa relativa del núcleo con que el neutrón choca. A mayor energía la pérdida se produce cuando el neutrón golpea un núcleo de prácticamente igual masa (es decir, un núcleo de hidrógeno). Las colisiones con núcleos pesados no lo hacen reducir la velocidad del neutrón mucho. Por lo tanto, la desaceleración de neutrones depende en gran medida la cantidad de hidrógeno en la formación.

Dentro de unos pocos microsegundos, los neutrones han sido ralentizado por las colisiones sucesivas a velocidades térmicas, lo que corresponde a las energías de aproximadamente 0,025 eV. A continuación, se difunden al azar, sin perder más energía, hasta que son capturados por los núcleos de los átomos, tales como cloro, hidrógeno o silicio.

El núcleo captura vuelve intensamente emocionado y emite un rayo gamma de alta energía de capturar.

Cuando la concentración de hidrógeno de la material que rodea la fuente de neutrones es grande, la mayor parte de los neutrones se retrasan y capturado a una corta distancia de la fuente. Por el contrario, si la concentración de hidrógeno es pequeño, los neutrones viajan más lejos de la fuente antes de ser capturado. Por consiguiente, la tasa a los detectores aumenta contando para disminuido concentraciones de hidrógeno y vice versa. Por lo tanto, la herramienta de neutrones responde a la índice de hidrógeno de la formación. El hidrógeno índice es una medida de la cantidad de hidrógeno por unidad de volumen de la formación (HI de agua = 1).

Herramientas de registro de neutrones son el GNT (Figura C19) herramientas de serie (ya en desuso), porosidad neutrón pared lateral (SNP) herramientas (en la limitada uso) y la serie de herramientas CNL, que incluye el neutrón compensado y DNL * Dual-Energy Neutrón Log. Las herramientas actuales utilizar el americio-berilio (AmBe) fuentes a proporcionar neutrones con energías inicial de varios millones de electronvoltios.

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1) SNP

- Detecta neutrones epitermales.

- Utiliza un solo detector Skid Mounted.

- Se puede ejecutar en el agujero abierto sólo, ya sea por líquido lleno o vacío.

- La mayoría de las correcciones se aplican automáticamente durante el registro.

- disponibilidad limitada.

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2) herramienta CNL

detecta neutrones térmicos

- La herramienta CNL utiliza un sistema de dos detectores que los partidos de profundidad y resolución cada tasa de conteo antes de la relación se calcula. El valor de la relación se convierte entonces a la porosidad en una escala lineal (Figura C20), basado en la matriz seleccionada para el cálculo (piedra caliza, arenisca o dolomita).

- Conversión de un supuesto de porosidad a otro se puede hacer usando Gráfico Por-13b (Figura C22). Conversos Por-13b curvas etiquetadas "INSP" que son no se corrige el medio ambiente y también convierte para las curvas marcadas "TNPH" y "NPOR", que son el medio ambiente corregido.

- La herramienta CNL está especialmente diseñado para utilizar en combinación con otros dispositivos.

- La herramienta CNL se puede ejecutar en lleno de líquido agujeros, ya sean abiertos o entubados, pero no agujeros vacíos (es decir, aire o lleno de gas agujeros.)

3) herramienta DNL

Detecta neutrones térmicos y epitérmicos

- La herramienta DNL incorpora dos detectores de neutrones epitermales además a los dos detectores de neutrones térmicos. Dos mediciones de porosidad separadas se obtienen, uno de cada par de detectores.

- Mejora la respuesta al gas y mejora interpretación en presencia de absorbentes de neutrones térmicos.

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- En las formaciones arcillosas que contienen una gran número de absorbentes de neutrones térmicos, la porosidad medida por el epitermal detectores lee más bajo y se compromete más estrechamente con la densidad de porosidad derivados.

- Al igual que con la herramienta de CNL, la herramienta es DNL especialmente diseñado para su uso en combinación con otros dispositivos. además, el Herramienta DNL se puede ejecutar en lleno de líquido agujeros, aire / agujeros llenos de gas (epitermal Sólo porosidad) y abrir o pozos entubados.

C4.3 FACTORES QUE AFECTAN AL REGISTROS CNL

Litología

Una sola matriz conocida debe estar presente para determinar con precisión porosidades. Errores grandes puede ocurrir si la selección matriz es incorrecta.

lutita

La presencia de hidrógeno en químicamente agua unida hace que la herramienta CNL / DNL para leer altas porosidades en pizarras o formaciones arcillosas.

Tipo de fluido

Agua: Agua dulce no tiene efectos. El agua salada tiene un contenido de hidrógeno reducida y la

Herramienta CNL / DNL leerá baja porosidad; la corrección está en el libro gráfico.

Hidrocarburos Líquidos: Si el contenido de hidrógeno es cercana a la del agua, hay poco o ningún efecto.

Gas: Si la concentración de hidrógeno es baja, la herramienta CNL / DNL lee baja porosidad.

Compactación

Todos los registros de neutrones no son afectados por la compactación.

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Porosidad secundaria

Todas las medidas de los equipos de neutrones porosidad total (incluyendo primaria y secundaria).

Efecto de sondeo

Los efectos del agujero en bruto se minimizan por una gran profundidad de investigación obtenida por el uso de una fuente de alto rendimiento y los dos detectores sistema.

Cuando se ejecuta en combinación con la densidad herramienta, un sistema de corrección automática de pinza es una precisión de [356 mm]. Normalmente no es cero Standoff corrección.

Revoque de lodo

Las correcciones para filtrado del lodo, líquido (barro y formación) salinidad, densidad del lodo, la presión y temperatura están en Gráficos Por-14 (a) y 14 (b), en el Registro de Interpretación Gráfico libro, pero son no se discute en este curso.

La corrección neta media suele estar entre uno y tres unidades de porosidad. Por lo tanto, para los cálculos a mano, la corrección no es generalmente hecho.

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C 5-0 DETERMINACIÓN TOTAL POROSIDAD

Hemos visto que las mediciones de porosidad se infieren de las mediciones de densidad aparente, índice de hidrógeno y tiempos de tránsito acústicos.

También hemos visto que cada medición proporciona la información necesaria para calcular la porosidad bajo las siguientes condiciones:

- Tipo de porosidad es intergranular, no fracturado o secundaria (vuggy, móldica, etc.).

- Tipo de Matrix es conocida y constante.

- Rock es limpio, (es decir, ninguna de LUTITA está presente).

- Porosidad está lleno de líquido.

Violaciones de cualquiera de estas condiciones hacer que las diferentes mediciones de porosidad a desacuerdo de una manera u otra. Esto puede ser utilizado para determinar la litología, primaria y secundaria porosidad y gas vs. Contenido de líquido. La pregunta por responder aquí es: ¿Qué porosidad la medición se debe utilizar?

En una secuencia de arenas y lutitas, para los cálculos iniciales,

a) if D está disponible, utilice TOTAL = D

b) if N y t están disponibles, utilice TOTAL

= S con correcciones de compactación aplicada.

En un carbonato, para los cálculos iniciales

(matriz de piedra caliza),

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a) if N y D están disponibles en piedra arenisca y las unidades de piedra caliza, a continuación, utilizar TOTAL :

∅ r=∅ N+∅ D2

b) If aunque sólo t está disponible, utilice TOTAL:

T = S + estimación VUGS.

Si el gas está presente en el depósito, correcciones adicionales N y D debe aplicarse, como se discute en la Sección F.

Cálculos de porosidad en litologías complejas deberán se discuten en la Sección H.

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C6.0 REGISTRO GAMA RAY

6.1 INTRODUCCIÓNEl registro de GR es una medida de la Radiactividad natural de las formaciones. En formaciones sedimentarias El registro normalmente refleja la arcilla Contenido de las formaciones. Esto es porque los Elementos radiactivos tienden a concentrarse en Arcillas y lutitas .en Formaciones limpias que normalmente Tienen un muy bajo nivel de radiactividad, a menos Contaminante radiactivo tal como ceniza volcánica O granito lavado está presente o la formación

Aguas contienen sales disueltas radiactivas.

Formaciones limpias Lectura GR

Arenas 15 a 30 APICalizas de 10 a 20 APIDolomitas 8-15 AP

El registro de GR se puede grabar en los pozos entubados, Lo que hace muy útil como una correlación Curva en las operaciones de terminación y reparación de pozos. Se utiliza con frecuencia para complementar el registro SP Y como un sustituto para la curva de SP en los pozos Perforados con lodos salados y, lodos base aire o aceite. En Cada caso, es útil para la ubicación de arcillas Y camas arcillosas y, sobre todo, por Correlación general.

Cada uno de estos elementos emite rayos gamma, El número y las energías de los cuales son distintivos Para cada elemento. La figura muestra el C24

Energías de los rayos gamma emitidos: potasio (K40) emite rayos gamma de una sola energía A 1,46 MeV , mientras que el uranio y Series de torio emiten rayos gamma de varios Energías.

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6.2 PROPIEDADES DE RAYOS GAMMA

Los rayos gamma son las explosiones de alta energía electromagnética Ondas que se emiten de forma espontánea Por algunos elementos radiactivos.

Casi toda la radiación gamma que se produce en la tierra es Emitida por el isótopo radiactivo de potasio Peso atómico 40 (K40) y por el radiactivo Elementos de la serie uranio y torio.

Al pasar a través de materia, los rayos gamma experimentan Sucesivas colisiones de dispersión Compton- Con los átomos del material de formación, Perdiendo energía con cada colisión. Después de la

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Gamma ray ha perdido la energía suficiente, se absorbe, Por medio del efecto fotoeléctrico, Por un átomo de la formación. Por lo tanto los Rayos gamma naturales Son absorbidos gradualmente y su Energías es degradada (reducida) a medida que pasan A través de la formación. La velocidad de absorción Varía con la densidad de la formación. Dos formaciones Con la misma cantidad de material radiactivo

Por unidad de volumen, pero con diferentes densidades, Mostrará diferentes niveles de radiactividad; menos Formaciones densas aparecerá un poco más

Radiactivo. (Figura C25).

Aplicaciones de los registros de GR:

1. Definición de camas de arcilla

2. Indicador del contenido de arcilla

3. detección de minerales radiactivos y minerales no radiactivos.

4. Identificación de las capas de la formación.

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6.3 HERRAMIENTA DE ESPECTROMETRÍA DE RAYOS GAMMA NATURALES

Al igual que el registro de GR, la espectrometría natural de rayos gama mide la radioactividad natural de las formaciones. A diferencia del registro de GR , que mide únicamente la radiactividad total , estas medidas de registro tanto el número de rayos gamma y el nivel de energía de cada uno y permite la determinación de las concentraciones de potasio radiactivo, torio y uranio en las rocas de la formación (figura C27).

Principio físico

La mayor parte de la radiación de rayos gamma en la tierra origina a partir de la decadencia de tres isótopos radiactivos: potasio (K40), el uranio 238 (U238) y el torio 232 (Th232).

El potasio-40 decae directamente a la argón-40 estable con la emisión de un rayo gamma-1,46 MeV. sin embargo, de uranio-238 y torio-232 decaimiento secuencial a través de una larga secuencia de varios isótopos hija antes de llegar a los isótopos de plomo estables. Como resultado, los rayos gamma de muchas energías diferentes se emiten y se obtienen espectros de energía bastante complejas, como muestra la Figura C26. Los picos característicos en la serie de torio en 2,62 MeV son causados por la descomposición de talio-208 y bismuto-214, respectivamente.

En general se supone que las formaciones están en equilibrio secular; es decir, la hija isótopos de decaimiento a la misma tasa a medida que se producen a partir de la isótopo padre. Esto significa que las proporciones relativas de elementos primarios y de la hija en una serie particular, siguen siendo bastante constante; así, al ver la población de rayos gamma en una parte particular del espectro es posible inferir la población en cualquier otro punto. De esta manera, la cantidad de isótopo padre presente se puede determinar.

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.

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Una vez que se conoce la población isótopo padre, la cantidad de isótopo no radiactivo también puede ser encontrado. La proporción de potasio-40 para el potasio total es estable y constante en la tierra, mientras que, al margen de torio-232, los isótopos de torio son raras y así se pueden despreciar. Las proporciones relativas de los isótopos de uranio dependen en cierta medida de su entorno, y también hay un cambio gradual debido a sus diferentes vidas medias; En la actualidad, la proporción de uranio-238 al uranio-235 es de aproximadamente 137

Aplicaciones:

- Identificación de arenas radiactivas que pueden ser mal interpretado como lutitas

- Identificación de los diferentes tipos de lutitas / arcillas (véase la figura C28)

- Correlación de profundidad (igual GR)

- Análisis de la litología compleja.

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C 7.0 GEOMETRÍA DE SONDEO POR CÁLIPER MEDIDA

C7.1 PROPIEDADES FISICAS

El diámetro del orificio que se registra en conjunto con las siguientes encuestas:

- Registros Sónicos (BHC versiones, ASI Array Seismic Imager, DSI Dipole Shear Sonic Imager)

- Registros de microrresistividad (microlog, Micro- SFL, EPT Registros de propagación electromagnética)

- Litho- Registros de densidad

- Registros del dipmeter (Dual Dipmeter Forma- tion MicroScanner, FMI Formation Micro Imager tools)

- Registro de la geometría de sondeo

Las lecturas dadas por diferentes calibres en el mismo agujero pueden ser diferentes dependiendo del diseño del calibrador y la sección transversal del agujero.

Figura C29 muestra las características de los diferentes calibres:

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1) Revoque es una buena razón para tener pinzas diferentes de lectura diferentes valores:

- Si el brazo de la pinza es el tipo de hoja, se corta en el lodo y este brazo ignorará el espesor del revoque.

- Si el brazo es del tipo de almohadilla, se patin sobre el lodo y el grosor del revoque se tendrá en cuenta.

2. Suponiendo que no hay revoque, las lecturas de diferentes calibres en un agujero perfectamente redondo serán idénticos.

Pero los agujeros no son siempre redondo.

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En agujeros claramente ovalados, dos tres y cuatro brazos las pinzas leerán diferentes valores de diámetro del agujero, en su mayoría debido a la forma en que estos brazos se acoplan To- juntos.

Si la herramienta de registro es bastante libre para girar dentro del agujero:

- Pinzas de dos brazos viajarán con el mayor diámetro del agujero.

- Pinzas de cuatro brazos viajarán con un par de brazos acoplados utilizando el mayor diámetro del agujero

3) En pozos desviados, pinzas pueden parcialmente colapsar bajo su propio peso y dar lecturas que son

Demasiados bajos.

El siguiente ejemplo (Figura C30) muestra diferentes calibres en un orificio ovalado:

- El calibrador acústico (tres brazos unidos entre sí) muestra un diámetro promedio orificio.

- La pinza densidad (un brazo) se aplican en la pared con fuerza. Su brazo de respaldo será cortado en el revoque del lodo. Si no se usa equipos eje pequeño, será orientara para

leer el diámetro más grande. Si se utiliza equipos de eje pequeño, la herramienta de Densidad rastreara el, eje corto más suave del agujero (si existe ovalidad).

- El calibrador Microlog (un brazo) probablemente orientara a leer el diámetro más grande. Su plataforma de derrape en cualquier revoque. Este es el caso en la parte superior y la parte inferior de esta sección.

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- La mayoría de los calibradores están diseñados para grabar diámetros de agujeros precisos en pozos cilíndricos. Cuando los pozos no son cilíndricos y dependiendo de las configuraciones del calibrador, una cadena de herramienta orientara en una dirección preferencial. Esto puede afectar a ambas lecturas del calibrador y registrar las respuestas.

Utilizando la figura C31, tenga en cuenta las respuestas calibrador en un pozo ovalado 200 - 400 mm para los distintos tipos calibrador, configuraciones y orientaciones herramientas preferidas. 100 m de 200 - 400 mm agujero tiene un volumen de 6.28m

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Figura C30: Comparación de diversas respuestas Caliper53


Configuración del calibrador brazo único:

• registros de un diámetro de la

perforación = 400 mm

• calculado el volumen de 100 m agujero = 12,57 m3 (+ 100% de error)

• ejemplos de herramientas:

- Registro de densidad litografica (ningún hardware eje corto)

- Herramienta MicroSFL (opción A)

- Herramienta EPT Propagación Electromagnética.

Configuraciones de caliper de dos brazos:

a. unidireccional

• registros de un diámetro de la perforación = 400 mm

• calculado el volumen de 100 m agujero = 12,57 m3 (+ 100% de error)

• ejemplo de la herramienta:

- Herramienta MicroSFL (opción B).

b. Bidireccional eje largo

• registros de un diámetro de la perforación = 195 mm

• registra un segundo diámetro = 195 mm

• calcula un volumen de 100 m

orificio = 2,9 m3 (-53%).

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c. Bidireccional eje corto

• Registros de un diámetro de la perforación = 273 mm


• Volumen agujero 100m Calculado = 5.85m3 (-7%).

Figura C31: Respuestas del calibrador Bajo Varios Condiciones del aguje

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Tres Configuraciones calibrador del brazo:

a. Centrado• Registros de un solo diámetro de la perforación = 260 mm

• calculado 100 m volumen agujero = 5.31m3 (-15%)

• Ejemplo de herramientas:

- registro sónico

b. Desplazamiento de 90 grados• Registros diámetro de un eje = 200 mm


• volumen agujero 100m calculada = 6,00 m3 (4%)

• e j e m p l o s d e h e r r a m i e n t a s :

- CNL registro de neutrón compensado

- registro de densidad litográfica (hardware eje corto aplicada).

configuración del calibre brazo corto:

• registros diámetro de un eje = 200 mm


• calcula el volumen del agujero de 100 m = 6,28 m3 (0%)

• ejemplos de herramientas:

- Registro de la geometría del pozo

- Herramienta de doble buzamiento

- La formación de micro escáner

- Formación FMI micro generador de imágenes.56


Figura C31 (Contin

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C8.0 SESIÓN DE TRABAJO

1a. Para el ejemplo de registros de las Figuras C32 - C34, calcule lo siguiente

(Formación = arenisca)

581 m 600m

a . R ILD

b . Rt

c .∆t

d .∅ s

e .∅ D

f .∅N

2. utilizando el registro sonoro de la figura C34, el cálculo de la porosidad sónica a 586 m.

∆ t t=620μsec /m

∆tma=182 μsec /m

∅ s=∆ t−∆ma∆ t f−∆ma

=¿ ∅ s=5(∆ t−∆ma)8∆ t

=¿

b. Usando Gráfico Por-3m (Figura C6)

∅ sTiempo medio de Wyllie =

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∅ scampo de observación =

3a. En el registro de densidad litográfica CNT de la figura C35, ¿qué efecto se ve en 1941-1946 m?

b. utilizando la Pe, ¿cuál es la litología en esta zona?

c. Convertir las lecturas de registro ∅N y∅D con los valores de la arenisca equivalentes

d. Explicar el efecto identificado en la pregunta 3a

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tema porosidad

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