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todo relacionado sobre porocidades de las rocas, su conformacion y caracteristicas que pueden tener en diferentes estratos.

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C1.0 MEDICIONES DE POROSIDADC.1.1 INTRODUCCIN Porosidad total puede consistir en la porosidad primaria y secundaria. Porosidad efectiva es la porosidad total despus de la correccin de arcilla es aplicada. La porosidad de la roca puede ser obtenida del registro snico, registro densidad o registro neutrn. Para todos estos dispositivos, la respuesta de la herramienta se ve afectado por la porosidad de la formacin, 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 tcnicas de extraccin responden a las caractersticas de la roca inmediatamente adyacente a la perforacin. Su profundidad de investigacin es poco profunda solo unos pocos centmetros o menos y por lo tanto, en general, dentro de la zona fluida.As como la porosidad, los registros se ven afectados por Volumen y la naturaleza (litologa) del material del matrix. Cantidad y naturaleza de espacios porosos (la geometra de los poros, agua, hidrocarburos. Volumen y naturaleza de lutitas.Por ejemplo, la formula por una medicin de registro densidad incluyendo todas las variables escritas como

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

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

C2.1 INTRODUCCIN

En su forma ms simple, una herramienta snica 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 compresin y de cizallamiento dentro la formacin, ondas de superficie a lo largo de la pared del agujero y ondas dirigidas dentro de la columna de fluido.

El registro snico es simplemente un registro en funcin del tiempo, tcomp, que requiere una onda de compresin de sonido para atravesar 1 m de la formacin. Esto es conocido como el intervalo de tiempo de trnsito, tiempo de trnsito, t o lentitud, tcomp es el recproco de la velocidad de la onda de sonido. (Para el resto de este documento, se conoce como tcomp t.) El tiempo de trnsito del intervalo para una formacin dada depende de su litologa y la porosidad. Esta dependencia de la porosidad, cuando la litologa se conoce, hace que el registro snico sea til como un registro de porosidad. Los tiempos de trnsitos snicos integrados tambin son tiles en la interpretacin de los registros ssmicos. El registro sonoro se puede ejecutar simultneamente con muchos otros servicios.

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

La computadora tambin integra la lectura del tiempo de trnsito para obtener tiempos de trnsito 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 inclinacin de sonda y las cargas de tamao del agujero.

A veces, la primera llegada, aunque lo bastante fuerte como para activar el receptor ms cerca del transmisor, puede ser dbil por el tiempo en que alcance al receptor lejos para desencadenarla. En vez de, el receptor lejano puede ser desencadenado por un diferente, ms tarde llegada en el tren de ondas snicas, y el tiempo de transito medido en este ciclo de pulso ser entonces demasiado grande. Cuando esto ocurre, la curva de sonido muestra una abrupta, gran excursin hacia un valor t superior; esto se conoce como el salto de ciclo. Tal omisin es ms probable que ocurra cuando la seal est fuertemente atenuada por no consolidacin de la formaciones, fracturas de formacin, saturacin de gas, lodos aireados o rugosidad o secciones amplias de pozo.

El registro snico se ejecuta con t presentado en una escala lineal en las pistas 2 y 3 con una seleccin de dos escalas:500-100 y 300-100 seg / m.Una curva calipe que representa el dimetro promedio del pozo y una curva de rayos gamma (GR) que se muestran simultneamente en pista 1 (Ver Figura C3).La curva de rayos gamma mide la radioactividad natural de potasio, uranio y torio en la formacin y es generalmente representa la cantidad de arcilla presente. Este es porque los elementos radiactivos tienden a concentrarse en arcillas y latitas. Ms despus, vamos a utilizar el GR para calcular el volumen de arcillas (Vsh).

C2.2 POROSIDAD DETERMINACINa) Ecuacin de tiempo promedio de WyllieDespus de numerosas determinaciones de laboratorio, M.R.J. Wyllie propuso, para formaciones limpias y consolidadas con poros pequeos distribuidos uniformemente, un tiempo media lineal o relacin promedio ponderado entre la porosidad y el tiempo de trnsito (ver Figura C4):

Donde tLOG es la lectura en el registro snico en seg/m. tma es el tiempo de trnsito del material de matriz.

tf es el tiempo de trnsito 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 tpicos: Arena tmatrix = 182 seg/m Caliza tmatrix = 156 seg/m Dolomita tmatrix = 143 seg/m Anhidrita tmatrix = 164 seg/mCuando las formaciones no son suficientemente compactadas, los valores observados son mayores t que los que corresponden a la porosidad de acuerdo a la frmula de tiempo promedio, pero la en funcin de t la relacin sigue siendo aproximadamente lineal. En estos casos, un factor de correccin emprica, Cp, se aplica a la ecuacin 2 para dar una porosidad corregida, SVcor (Ecuacin 3):

El valor de Cp est dado aproximadamente dividiendo la velocidad snica en arcillas cercanas por 328. Sin embargo, el factor de correccin de compactacin se determina mejor mediante la comparacin de SV, como obtenido a partir de las ecuaciones 1 y 2, con la porosidad verdadera obtenida de otra fuenteb) Raymer-HuntDurante los 25 aos transcurridos desde la perfilage la velocidad acstica fue introducido, han sido notadas las deficiencias en la transformacin de tiempo de trnsito t a la porosidad .Basado en extensas observaciones de campo de tiempos de trnsito frente a la porosidad, la nueva emprica Raymer-Hunt transformada fue derivada. La nueva ecuacin transformada es demasiado complicada para ser presentada en este curso. Una aproximacin de la transformacin est dada en la Ecuacin C4 y la transformacin exacta se presenta en el grfico de los libros como las lneas rojas en todas las cartas de sonido.

El valor de la constante C tiene un rango de 0,625 a 0,7 dependiendo del investigador. Grfico Por-3m (Figura C6) utiliza 0,7 para C: este era el valor propuesto originalmente. Sin embargo, los ms recientes comparaciones del tiempo transcurrido a la porosidad indican que un valor de 0,67 es ms 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 snica contiene una cantidad apreciable de hidrocarburos en la fase gaseosa (vapor). Debido a la poca profundidad de la investigacin, esta condicin normalmente slo existe en las areniscas de porosidad ms altas (mayor que 30%). Desde el registro snico del ejemplo (Figura C3) a 593 m leemos 352 seg / m. Dada tma = 182 seg / m podemos resolver para :

Wyllie:

Vma(m/seg)tma(seg/m)Vma(m/seg)Rango de valores

AreniscaCalizaDolomitasanhidritasalCaera (hierro)

548664007010609645725334182156143164219187548659446400701070107925610045665348

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

Raymer-Junt (aproximacin):

Grfico Por-3m (Figura C6) resuelve esta ecuacin grficamente. Introduzca tlog de 352 seg/m proyecto abscisa y hacia arriba hasta la apropiada Lnea tma se alcanza (VMA = 5500 m / seg). Si Se utilizan diferentes valores de Vma , obtenemos diferentes valores de .Con un tlog = 250sec/m obtenemos

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 SONICALitologaLa litologa debe ser conocida para obtener la correcta Vma. Una incorrecta eleccin de Vma producir clculos errneos.

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

Evaluacin de Porosidad del SnicoSvf = 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 transformacin emprica)

SVma (pie/s)tma (ms/pie)SVma (m/s)tma (ms/m)

arenisca18,000 - 19,50055.5 - 51.35486 - 5944182 - 168

caliza21,000 - 23,00047.6 - 43.56400 - 7010156 - 143

dolomita23,000 - 26,00043.5 - 38.57010 - 7925143 - 126

Tipo de fluidoLa profundidad de investigacin del snico es poco profunda; por consiguiente, la mayo