UNIVERSIDAD DE ORIENTE NUCLEO DE MONAGAS ESCUELA DE

UNIVERSIDAD DE ORIENTE NUCLEO DE MONAGAS ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO PROFESOR: Ing. Henry Martínez Grupo 11 ASISTENTE Maiker Blanco PROPIEDADES DE LAS ROCAS Y FLUIDOS

REGISTROS DE POZOS Los registros de pozos representan uno de los métodos más importantes de adquisición de las medidas de las propiedades físicas del material de la roca matriz y los fluidos que ocupan los poros. Estos datos también son obtenidos por análisis de núcleos y análisis de muestra de pared. Los datos de núcleos y registros son comparados y usados en conjunto para definir las propiedades del yacimiento. Cuando no hay núcleo disponible, los datos de registros son frecuentemente usados extrapolando la información de análisis de núcleo y registros de pozos vecinos.

REGISTROS DE POZOS Las medidas de registros pueden definir o al menos inferir propiedades petrofísicas tales como porosidad, volumen de arcilla, litología, saturación de agua, gas y petróleo, estimar permeabilidad, predecir cortes de agua, determinar zonas de sobre presión y cálculos de petróleo residual. Pocos de los parámetros petrofísicos pueden ser medidos directamente. En lugar de esto, ellos pueden ser derivados o inferidos de las mediciones de otros parámetros petrofísicos de la formación. Estos incluyen, entre otros, la Resistividad, la Densidad, el Tiempo de Tránsito, el Potencial Espontáneo, la Radioactividad Natural y el contenido de Hidrógeno de la roca.

REGISTROS DE POZOS La interpretación es el proceso por el cual estos parámetros medidos son traducidos a parámetros petrofísicos necesarios para evaluar un yacimiento: Porosidad, Saturación de Hidrocarburo, Permeabilidad, Espesor, Litología, Arcillosidad, etc. Las mediciones de Registros de Pozos, a cualquier profundidad en el hoyo, corresponden a las propiedades de las rocas, fluidos o gas, y espacio poral. Las respuestas de los registros están también en función de las características de las facies de las rocas. Los parámetros petrofísicos específicos tienden a ocurrir en ambientes específicos y en variaciones de facies particulares.

REGISTROS DE POZOS La mayor ventaja de los registros con guaya es la caracterización de un registro continuo en superficie de toda la unidad estratigráfica penetrada. Las mediciones de profundidad, espesor, y comparaciones cualitativas de capas permeables e impermeables son rápidamente identificadas. El análisis de registro es primeramente usado para describir un sólo pozo. Sin embargo, cuando hay una serie de registros corridos en varios pozos representativos en un área geográfica específica, esto puede ser usado como una herramienta geológica para describir estructura local, estratigráficas, facies, ambientales de depositación y geometría de yacimiento.

EVOLUCION DE LOS REGISTROS DE POZOS 1927 Primer Registro Eléctrico Mundial 1929 Primer Registro En América Campo La Rosa Cabimas Francia (1 Curva Eléctrica) Venezuela (1 Curva Eléctrica) 1948 • Determinación “Rw” de la “SP”. 1951 • Laterolog • Microlaterolog 1945 - Neutron. 1947 - Induccion. 1948 - Microlog. 1931 • Aparece Curva “SP” • Muestras de Pared 1942 • Leyes de Archie. • Primera Interpretación Cuantitativa. 1933 Registro de Temperatura 1938 2 da Curva Normal Primeras Compañías de Perfilaje Schlumberger - 1927. Halliburton - 1938 (Welex 1957). Lane Wells - 1939 (Dresser Atlas 1968). Bird. Well - 1948. Elgen - 1953 (Lane Well 1953). * Pgac - 1954 (Dresser Atlas 1968).

PRIMER REGISTRO ELECTRICO TOMADO EN EL CONTINENTE AMERICANO. EL 6 DE MARZO DE 1929, SCHLUMBERGER REALIZÓ EL PRIMER PERFILAJE ELECTRICO EN EL CONTINENTE AMERICANO EN EL POZO R-216 EN CABIMAS. EDO. ZULIA, VENEZUELA. OCURRIÓ EN EL “CAMPO LA ROSA”, OPERADO POR SHELL PARA LA EPOCA. Maracaibo Cabimas La Rosa LAGO DE MARACAIBO

SCHLUMBERGER ELECTRIC LOG WELL N° R-216 LA ROSA DATE METERS 5 15 25 35 45 55 65 MARCH 1929 VOC LTD 200 400 600 800 1. 000 1. 200 1. 400 1. 600 1. 800 2. 000 2. 200 2. 400 2. 600 1929 — SETENTA AÑOS — 1999 el 6 de marzo de 1929, schlumberger realizó el primer perfilaje electrico del continente americano, en el pozo r-216 en cabimas, edo. zulia, venezuela.

EL CABEZAL DEL REGISTRO • Tipo de registro. – Escala – Verticalizado • Datos del Pozo. • Otros registros corridos. Elevación y Localización • Profundidades • Geometría del hoyo • Propiedades lodo Tipo de lodo Ph, Viscosidad Resistividad Temperatura del

EL CABEZAL DEL REGISTRO • Remarks • Correlación y profundidades alcanzadas • Lecturas anómalas • Cambios de escala • Otros parámetros del lodo • Modos y correcciones • Lecturas integradas • Desviación • Lecturas de termómetros • Otros. • Herramientas

• Sección Principal – Track de correlación – Track Principal • Sección repetida – Zona de interés – Utilizar misma zona para todos los perfiles – Considerar que el fondo es el punto de mayor agarre de la herramienta.

• Parámetros de corrida de registros. – Filtros – Parámetros y modos de procesamiento – Delay de puntos de medición

TEMPERATURA DE FORMACIÓN Las temperaturas en el subsuelo son importantes en la evaluación de formaciones petrolíferas debido a que las resistividades dependen de ellas. Normalmente las temperaturas se incrementan con la profundidad, y a la rata de incremento se la denomina gradiente geotérmico. Otra forma de escribir la ecuación del Gradiente Geotérmico es: Tf = TS + GG *( D/100) Lo cual permite un estimado de la temperatura de formación proveniente del gradiente geotérmico y de la temperatura media para un área dada conocida.

GRADIENTE GEOTÉRMICO La Temperatura de Formación normalmente se incrementa con la profundidad. La tasa de incremento con la profundidad es llamada Gradiente Geotérmico: GG = 100 * (Tf - TS) / D Donde: GG = gradiente geotérmico, ° F/100 ft Tf = temperatura de formación, °F F Ts = temperatura de superficie media para un área dada, D = profundidad de la formación de interés, ft

MEDIDAS DE PRESIONES Cuando comienza la operación, la primera presión que se mide es la presión hidrostática, ejercida por la columna del fluido en el pozo. Al ajustar la empacadura, se retrae el pistón del pre-ensayo y la presión cae. Luego de llenada la cámara de preensayo la presión crece y se aproxima a la presión de formación. Debería registrarse el crecimiento durante un tiempo lo suficientemente largo como para permitir una buena interpretación cuantitativa. Este tiempo de ensayo se registra junto con la columna de profundidad.

MODELO DE HERRAMIENTAS MEDICIONES DE LITOLOGÍA, RESISTIVIDAD Y POROSIDAD

EL PROCEDIMIENTO BÁSICO DE INTERPRETACIÓN En el registro las zonas A y C muestran alta resistividad, Las zonas B y D tienen bajas resistividades, lo cual establece la presencia de gran cantidad de agua salada en los poros.

INVASIÓN Para la perforación de pozos, el lodo es utilizado con el propósito de evitar derrumbes en las paredes del hoyo, evitar aportes de fluidos de la formación hacia el pozo durante la perforación, para controlar arremetidas, etc. Esto se logra preparando el lodo de manera tal, que la presión ejercida por la columna hidrostática del fluido, sea mayor que la presión de las formación. Este diferencial de presión permite que el filtrado del lodo penetre dentro de las formaciones permeables, quedando depositadas las partículas sólidas del lodo en la pared del pozo, formándose de esta manera el revoque, el cual por ser de baja permeabilidad reduce considerablemente el proceso de invasión de filtrado hacia la formación.

EL PROCESO DE INVASIÓN ZONA LAVADA ZONA DE TRANSICIÓN ZONA VIRGEN

OPERACIONES DE FORMACION Sxo Si Swi Zona Virgen Sobrebalance Zona de Transición Ph Zona Lavada Ph > Py Rxo Ri Rt Rmc Py Rm

RESISTIVIDAD La resistividad se define como la capacidad que una sustancia tiene de impedir el flujo de una corriente eléctrica. Es una propiedad física de la sustancia, independiente de su tamaño o forma. En el registro de pozo frecuentemente se utilizan los términos resistividad y conductividad, siendo uno inverso del otro; por lo tanto, a una resistividad alta corresponde una conductividad baja y viceversa. La unidad de resistividad que se usa en los registros es el ohmio-metro 2/metro, que puede abreviarse a ohmio-metro. La conductividad eléctrica se expresa en mhos por metro, con el objeto de evitar fracciones decimales.

MEDICIONES DE RESISTIVIDAD Los minerales que conforman la matriz de una roca en yacimientos no conducen corrientes eléctricas y se llaman “no conductores”; por consiguiente, el flujo de corriente en las rocas sedimentarias esta asociado con el agua contenida dentro de los poros. Casi todas las aguas en los poros contienen cloruro de sodio (Na. CI) en solución; por lo tanto, la corriente la transportan los iones (cada uno tiene una carga eléctrica) de sal disuelta en el agua. Es decir, la conductividad es proporcional a la concentración de la sal en el agua. Aunque cada uno de los iones solo puede transportar una cantidad definida de electricidad, un aumento en la temperatura de la formación produce una mayor velocidad de su movimiento, lo cual origina un incremento en la conductividad.

CURVA DE RESISTIVIDAD

PERFILES ELECTRICOS EVALUACIÓN DE FORMACIONES Línea base SSP=-70 mv de arena SP=-63 mv Delimitación de la arena Línea base de lutita Tope: -12558’ Base: -12606’ Línea base de agua Fluidos que arena Hidrocarburos ENAH: 24’ Pf: -12582’ ENA: 48’ contiene Gas Petróleo la

HERRAMIENTAS REGISTRO CORRELACION CONDICIONES PARA UN USOS O BENEFICIOS MEJOR USO Hoyo Abierto. Lodo Fresco Capas Permeables vs. Capas Arcillosas Radiactividad asociada con Arcillosidad. Capas Radioactivas. Variaciones en el tamaño del hoyo (derrumbe, hoyos no circulares). Fracturamiento Buen contraste entre Rmf y Rw. . Resistividad de formación de Baja a Moderada. Facilita la lectura de Arenas-Arcillas en el Registro. Muy utilizado para correlacionar junto con el de Resistividad. Puede ser usado también en lodos salinos. No está afectado por hoyos derrumbados ni de invasión variable o profunda. Tamaño del hoyo moderado y poco derrumbe No afectado por el fluido de perforación; este puede ser usado en petróleo -o lodos salinos-o llenos de gas. Puede también ser usado en hoyos entubados. Hoyo Abierto. Raras veces correlacionable por si mismo, pero frecuentemente ayuda a resolver ambigüedad en otros registros. Define calidad del hoyo.

HERRAMIENTAS REGISTRO CORRELACION SOBRE CONDICIONES PARA UN USOS O BENEFICIOS MEJOR USO Variaciones del contenido de Agua (y salinidad) en capas con matriz no contuctivas. Las Respuestas en zonas Porosas varían con porosidad de Formación y Conductividad en el fluido de los poros. Capas porosas Invadidas. La deflexión depende del factor de formación, resistividad del agua, y arcillosidad. Estratos densos (bajo contenido de agua y matriz no conductiva) Hoyo Abierto. Lodo Fresco. Resistividad de la Formación por debajo de 100 ohm-m. Hoyo Abierto. Lodo Fresco. Formaciones invadidas, no tan resistivas. La curva de conductividad de la Inducción es útil para correlación en Arcillas y otras secciones de bajas resistividades. Muy utilizado (usualmente con SP o GR ) para correlaciones.

HERRAMIENTAS REGISTRO CORRELACION SOBRE CONDICIONES PARA UN USOS O BENEFICIOS MEJOR USO Densidad de Formaciones (dependiendo de la Litología y la Porosidad). Hoyo Abierto, con poco Revoque y sin rugosidad en el hoyo. Util para Identificación de marcadores Litológicos y determinación de porosidad. Buena correlación de Porosidad. Formaciones contenido de Hidrógeno. Depende del tipo de Herramienta. Alta Respuesta de Arcilla. Buena en combinación con otros registros para detectar gas. Provee el parámetro medido N para identificación de marcadores litológicos. Util en hoyos entubados (frecuentemente corrido con el Gamma Ray. t (dependiente de la Litología y la Porosidad) Fuente: Schlumberger. Hoyos llenos de liquido y libres de gas. Buena correlación de Porosidad, útil en resistividades bajas. Provee medidas de t para la identificación de marcadores litológicos y calculo de porosidad.

HERRAMIENTAS REGISTRO CORRELACION SOBRE CONDICIONES PARA UN USOS O BENEFICIOS MEJOR USO Amplificado Capas porosas Invadidas. La deflexión depende del factor de formación, resistividad del agua, y arcillosidad. Estratos densos (bajo contenido de agua y matriz no conductiva) Fuente: Schlumberger Hoyo Abierto. Lodo Fresco. Formaciones invadidas, no tan resistivas. Hoyo Abierto. Lodo Fresco a Salado. Alta Relación Rt/Rw. Util para correlaciones en Arcillas u otras secciones de Resistividades bajas. Util para Lodos Salados y Formaciones Resistivas.

MEDICIONES DE LITOLOGIA

MEDICIONES DE POROSIDAD

MEDICIONES DE RESISTIVIDAD

EL CALIPER El caliper es una herramienta diseñada para medir el diámetro del hoyo construido durante la perforación de un pozo, y el registro producido (diámetro vs profundidad) nos da una clara idea acerca del estado en que se encuentra este hoyo en el momento del perfilaje.

• HDIP/6 CAL – Evaluación de buzamiento y estructura geológica. – Determinación de interlaminaciones de arcilla-areniscas – Evaluación de la geometría del hoyo a través de Cáliper de alta resolución de 6 puntos independientes. – Gran precisión en integración de volumen

– Trazar resistivas nunca deben leer cero. (ajustar ganancias). Debe existir correlación con otros registros del pozo – Trazas de resistividades deben correlacionar unas con otras con cierta similaridad y mostrar sinusoidal en alto buzamiento. – Trazas deben repetir con diferentes pasadas con cierto desfase por rotación de la herramienta y ganancia automática. – Ajustar presión en patines en caso de mucho tensionamiento o perdida de contacto

– Ganancia no debe ajustarse en periodos mas cortos de 50 ft – Disminuir velocidad en caso de rugosidad. – Verificar repetibilidad de Cáliper. – Para no comprometer data de desviación no deben existir giros a menos de 50 ft. – Verificar QA, QB y QM por buena calidad de data de desviación. – En base aceite se deben colocar centralizadores con cuchillas sobre hdip y clamp de tierra en cabezal de pozo.

• Condiciones que afectan las lecturas: – Rugosidad del hoyo puede dar lecturas erróneas, reajustar ganancias y presión en patines. – Diferentes respuestas de los patines en formaciones heterogéneas – En hoyo ovalizados y en “key seat” se pueden obtener respuestas pobres de algunos patines – Dirección del hoyo (DAZ) no trabaja en hoyos con desviaciones menores de 1 grado.

REGISTRO DE LA CURVA SP El SP es una medida de las corrientes eléctricas que se producen dentro del pozo, debido al contacto entre diversos fluidos con salinidad diferentes; Este registro se usa normalmente en pozos perforados con lodos cuya base es agua dulce. El filtrado del lodo de perforación invade aquellas zonas que exhiben alguna permeabilidad y, en consecuencia, se generan corrientes. Si la zona es impermeable, como es el caso de lutitas, no habrá invasión por los filtrados y no se generaran “corrientes SP”; por lo tanto, el trazo de la curva será relativamente recto sin caracteres distintivos.

REGISTRO DE LA CURVA SP La curva SP generalmente se registra en la columna 1 (la de la izquierda) del registro. La magnitud de la deflexión se determina mediante la relación entre la resistividad del filtrado de lodo y la resistividad del agua presente en la formación, lo que constituye una curva litológica. Debido a que la SP no es una curva que empieza con un valor de cero, la deflexión se mide a partir de una “línea base para lutita” cuya posición la determina el ingeniero que corre el registro y no afecta la interpretación de la curva SP. La polaridad de la deflexión es negativa a la izquierda de la línea base y positiva a la derecha de la misma. Ello significa que cuando el lodo de perforación es mas dulce que el agua de la formación, la curva SP se desplaza hacia la izquierda en las zonas permeables.

REGISTRO DE LA CURVA SP • SP – Potencial espontáneo entre la formación y el lodo del hoyo. – Ocurre por la migración de iones entre fluidos de perforación y la formación. – Identificar (No cuantificar). : • Zonas permeables • de zonas no permeables – Estimación de Rw. – Solo en lodos conductivos. – Correlación.

LINEA BASE DE LUTITA INTERPRETACIÓN DE LA CURVA SP RMF = RW RMF >> RW RMF < RW

EJEMPLO DE REGISTRO SP

CURVA DE SP Na+ Cl- Partícula de Arcilla Cl- Cl - Na+ Cl- Na+ Cl. Cl- Cl- Cl. Cl- Fa Na+ Na Cl Cl- il v ó m n Na+ Na+ ei s Na+ Na+ Na+

FACTORES QUE INFLUYEN EN LA CURVA SP • Espesor (h) y Resistividad (Rt) de la capa permeable • • Resistividad (Ri) y diámetro (dj) de la zona invadida • • Resistividad (Rs) de las formaciones vecinas • Resistividad (Rm) del lodo y diámetro (dh) del pozo

INDUCCIÓN ELÉCTRICA / IEL El Registro de Inducción Eléctrica (IEL), como su nombre lo indica, es una combinación de curvas eléctrica y de inducción; mide la conductividad de la formación y es muy efectivo en formaciones con porosidad intermedia. El IEL incluye una curva SP y/o curva de rayos gamma, la normal de 16 pulgadas y la curva de inducción, tanto en la columna de resistividad como en la conductividad. En aquellas áreas donde la resistividad es baja, es común registrar una curva normal de 16 pulgadas amplificada. En el registro de inducción se hace circular una corriente alterna constante por una bobina transmisora aislada. El campo magnético alterno de la bobina induce una corriente alterna en la formación, la cual origina un campo magnético secundario, que a su vez induce una corriente en una bobina receptora.

INDUCTIVOS Inducen corrientes en la formación por medio de campos magnéticos generados por el paso de corriente alterna por bobinas. Esta corriente inducida en la formación genera un voltaje que se mide en los receptores y es proporcional a la conductividad de la formación. Ven la formación como resistencias en paralelo.

• Perfil de invasión debe seguir la condición de lodo, filtrado y Salinidad y contenido del agua de formación. • En arcillas y secciones de baja permeabilidad se deben ser muy cercanos sus valores. • Si R 120 y R 90 leen iguales entonces es Rt, pero si leen diferente puede ser debido a: – Invasión profunda – Capas pequeñas – Buzamiento

• Condiciones que afectan las lecturas: – Mediana y Profunda (REIM y REID) • Materiales muy conductivos en lodo como hematita • Lodos con resistividades menores a 0. 1 ohm-m • Hoyos muy grandes o cavernas • Señal de formación muy pequeña en formaciones con resistividades mayores a 1000 ohm-m – Poco Profunda (RSFL) • Lodos con resistividad mayor a 5 ohm-m • Hoyos muy grandes y cavernas • No funciona en base aceite o aire.

MICRORESISTIVOS Los Registros de Resistividad de pared se utilizan para determinar la resistividad de la zona lavada adyacente a la pared del pozo y / o para detectar revoque y así ayudar a ubicar las zonas permeables. Todos estos sistemas tienen poca profundidad de investigación. Se los considera generalmente registros auxiliares y suman datos para la interpretación de los registros de Rt y porosidad.

MICROPERFIL El Microperfil es el sistema más viejo de las herramientas de resistividad de pared. Combina dos medidas de resistividad. La R 1” x 1” (espacio corto) que mide aproximadamente hasta 1. 5 pulgadas (4 cm) alejándose del patín y la R 2” mayor espaciado mide hasta 4 pulgadas (10 cm) desde el patín. Cuando el patín se apoya contra un revoque (que cubre una zona permeable) la curva superficial lee principalmente revoque y la curva profunda la parte de la formación. La separación entre las curvas, con la curva R 2” leyendo mas resistividad que la curva R 1” x 1”, se llama “Separación Positiva” y es indicativa de la presencia de revoque o de una zona permeable. Las arcillas normalmente no tienen separación positiva. Las zonas no porosas (sin revoque) tienen una muy alta resistividad.

MICROPERFIL Disposición de la almohadilla y patín del microperfil y detalle del arreglo de los electrodos El microperfil (ML) posee dos dispositivos de espaciamiento corto de diferente profundidad de investigación, constituidos por tres electrodos de botón, A, M 1 y M 2. Van montados en la cara de una almohadilla de goma y espaciados entre sí una pulgada, como lo ilustra la figura, con los cuales se mide la resistividad del revoque y de un volumen muy pequeño de formación inmediatamente adyacente

MICRORESISTIVOS Disposición de los patines de una herramienta de buzamiento basada en microresistividades. La figura muestra un diagrama de la herramienta de cuatro brazos, en donde los electrodos están colocados en los mismos patines, por lo tanto los mismos funcionan como patines y almohadillas.

Diseño de electrodos del microlateroperfil y comparación de líneas de corriente con el microperfil La figura muestra a la izquierda el diseño de electrodos de la herramienta. Un pequeño electrodo Ao y tres electrodos circulares concéntricos van insertados en una almohadilla o patín de goma que se pega contra la pared del pozo. En la parte derecha de la figura se muestran esquemas comparativos de líneas de corriente de los perfiles microlateroperfil y microperfil.

REGISTRO DE DENSIDAD El registro de densidad de la formación se utiliza principalmente como perfil de porosidad. La medición de la densidad de la formación tiene también aplicación en la identificación de minerales en depósitos de evaporitas, descubrimiento de gas, determinación de la densidad de hidrocarburos; evaluación de arenas arcillosas y litologías complejas y en la rendición del rendimiento de lutitas petrolíferas

DISEÑO BÁSICO DEL REGISTRO DE DENSIDAD FDC. La figura muestra el diseño básico de la herramienta moderna compensada. Una fuente y dos detectores blindados, con un espaciamiento fijo, están colocados en una almohadilla de cerca de un metro de longitud, la cual es forzada contra la formación por un brazo mecánico ubicado en la parte posterior de la herramienta.

REGISTRO TIPO DENSIDAD

• Condiciones que afectan las lecturas: • Grandes cantidades de materiales como Barita o Hematita que tiene una gran sección transversal de captura photoelectrica. • Fracturas • Espesores grandes de Mudcake (Revoque) • Cavernas y hoyos fuera del rango del Cáliper • Rugosidad • Pegas y estiramientos de la guaya

REGISTRO NEUTRÓNICO Los Registros Neutrónicos son usados principalmente para ubicar formaciones porosas y determinar su porosidad. Ellos responden, en primer lugar, a la cantidad de hidrógeno presente en la formación. Así, en formaciones limpias cuyos poros está llenos de agua o petróleo, el Registro Neutrónico nos da el valor real del espacio poral lleno de fluidos. Las zonas gasíferas pueden frecuentemente identificarse comparando el registro neutrónico con otro de porosidad o con los valores de porosidad obtenidos de testigos o núcleos. Una combinación del Registro Neutrónico con uno o dos registros de porosidad, da valores aun más exactos de porosidad y la identificación litológica, incluyendo la evaluación del contenido de lutita.

• Cuando se registre en combinación CN y ZDL, se deben plottear con escalas compatibles y dependientes de la matriz. • En zonas limpias de agua deben pegarse ambas curvas (CNCF ~ ZDEN o PORZ) y en zonas de gas o hidrocarburos livianos se debe presentar una separación negativa (CNCF<ZDEN) y debe sombrearse en impresión final. • En arcillas la separación debe ser positiva (CNCF>ZDEN) • Se deben monitorear marcadores como carbones, duros, etc. . • Calizas y Dolomitas ocasionan separaciones de las curvas cuando se registra en escala para matriz Arenisca.

• Condiciones que afectan las lecturas: – Debe ser corregido por geometría del hoyo (Cáliper), Salinidad y cementación en hueco entubado. – La descentralización y la rugosidad del hoyo son criticas debido a la falta de contacto con la formación. . – Se supone huecos no elípticos en la corrección por Cáliper.

REGISTRO ACÚSTICO El perfil sónico es una herramienta que mide la velocidad del sonido en la formación. Este tipo de registro fue derivado de los estudios de reflexión sísmica que se han llevado a cabo durante muchos años en la industria con la finalidad de mejorar la interpretación en la exploración de hidrocarburos, originalmente, y en la caracterización de formaciones en los últimos años.

REGISTRO ACÚSTICO

ESQUEMA SIMPLIFICADO DE UN REGISTRO SÓNICO

• Condiciones que afectan las lecturas • EFECTOS DEL HOYO • EFECTOS DE LA FORMACIÓN • EFECTO DE INSTRUMENTACIÓN

REGISTRO DE RAYOS GAMMA El registro de rayos gamma mide la radioactividad natural de las formaciones. Los rayos gamma son emisiones de ondas electromagnéticas de alta energía emitidas espontáneamente por elementos radioactivos naturales. Estos elementos radioactivos son residuos solubles producto de la meteorización de rocas ígneas y metamórficas que tienden a concentrarse preferencialmente en las arcillas, por lo tanto en formaciones sedimentarias este perfil nos indica el contenido relativo de arcilla de las rocas. Formaciones de areniscas y carbonatos limpios tienen normalmente un nivel bajo de radioactividad, a menos que estén contaminadas con minerales radioactivos o que las aguas de formación contengan sales disueltas de minerales radioactivos.

RESPUESTA DEL GR EN FORMACIONES TÍPICAS 50 0 100 Arenisca Arcillosa Lutitas Arenisca muy Arcillosa Caliza Limpia Dolomita Arcilla Arenisca Limpia Carbón Arena Arcillosa Anhydrita Sal Ceniza Volcánicas Yeso

– Curvas K y U no pueden leer cero por periodos largos. – Curva KTH debe correlacionar con curva de GR – Curva RTHU debe variar entre 1 a 100 con la presencia de varios tipos de arcilla. – Curva RUK debe mostrar variaciones en presencia de formaciones fracturadas – Repetibilidad • GR 3 a 5 API • SL – K = ± 10%, U = ± 7%, Th = ± 7% – No dejar Neutron estacionario por zonas a registrar con SL, en caso de ser necesario anotar en remarks profundidad. – Disminuir Velocidad en caso poca repetibilidad – Verificar match de espectro de energía y monitorear curvas QCAL~1, QPKS>2 – Monitorear picos de K— 105, TH— 188, indicativos de buena ganancia de espectro de energía.

• Condiciones que afectan las lecturas: – La posición de la herramienta permite estar mas cerca o mas lejos de la formación, en consecuencia pueden haber disminución de incidencias en diferentes corridas (Centralizada, Stand Off, etc. ) – Si se corre en pozo entubado se debe aplicar correcciones (SL_II Processing) – Lodos pesados (Barita y KCL) reducen cantidad de cuentas provenientes de la formación y afectan espectro de energía. – Contacto magnético del fotomultiplicador en lodo o en casing produce anomalías en las curvas – Incremento de cuentas de gamma ray por uranio en zonas con depósitos orgánicos o fracturas

REGISTRO DE TIEMPO DE DEGRADACIÓN (TDT) Este registra, en función a la profundidad un valor de tiempo que indica la proporción relativa de la degradación de neutrones termales en la formación. De estos elementos comunes de la tierra, el cloro es, por mucho, el más fuerte absorbedor de neutrones termales. El perfil TDT responde principalmente a la cantidad de cloro presente (Na. Cl) en el agua de la formación. Los efectos sobre el TDT de la salinidad del agua, porosidad y arcillosidad son similares a los que actúan sobre los perfiles de resistividad; consecuentemente los dos tipos de perfiles se parecen y son correlativos.

Para controlar los cambios de saturación de fluidos durante la vida de un pozo. Esta característica tan singular se ha usado con gran éxito económico de varias maneras, entre ellas: • • • Para detectar la presencia de canales detrás de la tubería de revestimiento. Para permitir el control de yacimientos mediante la detección de cambios en el nivel de aguas y las relaciones gas-petróleo. Para efectuar una evaluación mejor de la eficiencia de recuperación mediante la medición de la saturación de petróleo residual y la detección de intervalos productores que puedan haber sido pasados por alto.

REGISTRO PLT Realizan mediciones de parámetros relacionados con la entidad y la cantidad de fluidos moviéndose dentro de un pozo. Estas medidas se realizan en el fondo del pozo y en cada intervalo productor del mismo. Establecen el comportamiento o perfil de producción en un sistema pozo-yacimiento, mediante la adquisición de información que permita, entre otras cosas determinar las zonas de entrada de petróleo, gas, agua y cuantificar los caudales aportados por cada uno de estas zonas. Estos registros cobran mayor importancia en aquellos pozos que poseen completaciones múltiples ya que permiten determinar la producción por intervalo cañoneado de cada arena.

REGISTRO DE IMAGEN La herramienta FMS (Sclhumberger, 1986), y su versión moderna FMI (Schlumberger, 1992 a), fue una de las primeras herramientas en las cuales se presentaban las microresistividades en colores, para dar inicio a los registros de imágenes. Estas imágenes están orientadas, son bidimensionales y de alta resolución de las variaciones de microresistividad alrededor de la pared del pozo. También se obtiene una imagen orientada como resultado de la coloración de las microresistividades en gradación de colores de claros a oscuros. Con esta herramienta se pueden adquirir detalles sobre la formación que anteriormente sólo podían obtenerse con muestras. Entre las principales características se pueden identificar:

REGISTRO DE IMAGEN – Producir una imagen detallada de la pared del hueco con la reflexión de una onda acústica ultrasónica. – 360 deg imagen o mapa del hoyo – Proveer orientación y correlación de coring – Detectar fracturas, huecos, y cavernas – Cáliper acústico de alta resolución – Buzamiento – Geometría del hueco – Imágenes con lodo base agua fresca, salada y aceite – Localizar y evaluar corrosión, desgaste y perforaciones en revestidores.

REGISTRO DE IMAGEN Muestra el contraste de resistividades indicado en colores así como un nódulo orientado. La figura nos muestra un registro de imagen donde las coloraciones oscuras están relacionadas con formaciones de bajas resistividades y las coloraciones amarillentas están relacionadas a altas resistividades. También muestra una concreción la cual nos muestra sus características de tamaño y forma, así como su

REGISTRO DE IMAGEN Muestra una imagen tridimensional obtenida a partir de la herramienta FMI La figura muestra la imagen obtenida de un registro FMI, la cual fue enrollada simulando en tres dimensiones las paredes del pozo o una zona de núcleo. Las estaciones de trabajo modernas de trabajo permiten el que estas imágenes sean rotadas en cualquier dirección y estudiadas de

• Condiciones que afectan la lectura: – Lodos muy pesados, base aceite pueden requerir ventanas de teflón y en algunas condiciones imposible de obtener imagen de la formación. – Partículas en el lodo pueden generar efecto madera (rebote de la señal). – Hoyos muy pequeños pueden generar rebotes de la señal. – La Centra. Elización es muy critica (Descentralización genera perdida de un sector del hoyo) – Contenido de gas en el lodo ya que atenúa señal. – Formaciones con gas generan atenuaciones de la señal. – La orientación de la imagen puede ser afectada por partículas magnéticas en el lodo o revestidores magnetizados

REGISTRO DE RESONANCIA MAGNÉTICA NUCLEAR (RMN Muchos núcleos atómicos poseen un momento magnético y se comportan como imanes en rotación. Estos imanes interactúan con los campos magnéticos externos y producen señales medibles que se pueden maximizar si los campos oscilan a la frecuencia de resonancia de un núcleo en particular. Los perfiles basados en la técnica de RMN utilizan esta señal para medir la cantidad y la distribución del hidrógeno. El hidrógeno tiene un momento magnético relativamente grande y da una indicación directa de los fluidos contenidos en los poros. Las mediciones de RMN consisten en una serie de manipulaciones de los núcleos de hidrógeno (protones).

REGISTRO DE RESONANCIA MAGNÉTICA NUCLEAR (RMN

REGISTRO DE RESONANCIA MAGNÉTICA NUCLEAR (RMN Esta herramienta posee una antena principal multifrecuencia diseñada para aplicaciones de caracterizacion de fluidos y dos antenas de alta resolucion que proveen informacion sobre la calidad de las rocas y producibilidad.

REGISTRO DE RESONANCIA MAGNÉTICA NUCLEAR (RMN – Respuesta de la porosidad • En formaciones limpias debe aproximarse al crossplot de densidadneutrón. • En arenas arcillosas debe aproximarse a la densidad • En zonas limpias de gas debe aproximarse al neutrón • En arenas arcillosas con gas debe leer ligeramente por debajo del neutrón • Duros o zonas de baja porosidad debe dar porosidad menor de 1. 5 PU

REGISTRO DE RESONANCIA MAGNÉTICA NUCLEAR (RMN – En lutitas debe aproximarse a la densidad, puede mostrar ciertos valores de agua unida a la arcilla (MCBW) e irreducible (MVBI) pero los valores de porosidad efectiva (MPHE) y movible (MBVM) deben ser menores a 1. 5 PU. – En modo Doble tiempo de espera; la porosidad del tiempo corto debe ser menor o igual a la del tiempo largo. – En modo Doble tiempo entre echoes; la porosidad del tiempo larga debe ser menor o igual a la del tiempo corto.

LA DISTRIBUCIÓN T 2 La utilización de la distribución T 2 es para identificar los fluidos en el yacimiento de arenisca. En las rocas de areniscas mojadas por agua, distribución del tiempo T 2 refleja la distribución de tamaño de poros de la formación. Los fluidos que serán producidos son el agua libre (azul claro) y las acumulaciones de petróleo (verde) alojado en los poros más grandes. El agua libre y el petróleo aportan los componentes de T 2 más largos. El agua ligada a los capilares (azul oscuro) se mantiene adherida a los granos de arena por tensión superficial y no se podrá extraer. El agua adherida a las arcillas (negro) tampoco se producirá.

DISEÑO DE LA HERRAMIENTA CMR La herramienta CMR-Plus utiliza una antena similar a la herramienta CMR 200; la configuración de los imanes y los elementos electrónicos también son semejantes. Los dos imanes permanentes crean una zona sensible a un campo de resonancia en la formación. No obstante, los imanes de la herramienta CMR-Plus tienen 30 pulgadas (76 cm) de largo para permitir la prepolarización de los átomos del hidrógeno en rotación mientras se perfila en forma continua. Esta nueva característica del diseño, le permite a la herramienta CMR-Plus operar con mayor rapidez.

• Condiciones que afectan las lecturas: • Cavernas mayores a la profundidad de investigación pueden generar altas porosidades y tren de echoes no acorde a la formación. • Transmisor puede exceder su capacidad al aumentar la potencia en lodos conductivos con resistividades menores a 0. 02 Ω-m y degradando o danando la herramienta. • En lodos muy conductivos se debe colocar camisa (Fluid excluder) sobre herramienta para minimizar efecto antes expuesto. • Centralización es muy critica para eliminar efectos de hoyo. • Lecturas de MRIL muestran filtrado en zonas invadidas. • Lecturas de Permeabilidad y porosidad pueden estar afectadas por Daño Mecánico al perforar.

REGISTRO DE CEMENTACION

PRINCIPIOS DEL CBL • Cement Bond Log (CBL), mide los cambios que ocurren cuando la honda de sonido viaja a través del Casing, El Cemento y La Formación • Esos cambios (atenuación) ocurren sobre la amplitud de la honda, impactando el tiempo de viaje de la misma.

TUBO LIBRE sin atenuación de sonido MALA CEMENTACIÓN (mal retiro de lodo) atenuación de sonido parcialmente BUENA CEMENTACIÓN (buen retiro de lodo) atenuación de sonido

PRINCIPIOS DEL VDL Variable Density Log (VDL), representa la forma de la honda detectada por el receptor ubicado a cinco pies (5’).

AGUAS DE FORMACION La corteza terrestre está formada por un gran volumen de material poroso y material fracturado que constituye un enorme almacén de aguas subterráneas. Las aguas subterráneas se definen entonces, como aquellas aguas que se encuentran almacenadas en el subsuelo, pero cuando están asociadas a yacimientos de hidrocarburos reciben el nombre de aguas formacionales. En un yacimiento petrolífero, las sustancias que ocupan el espacio poroso de las rocas son crudo, gas y agua. Por esta razón, comúnmente, el crudo proveniente de un yacimiento está asociado con agua en forma libre o emulsionada en proporciones que varían de acuerdo a cuan drenado este el mismo.

CLASIFICACIÓN DE LAS AGUAS DE FORMACIÓ CLASE Na+/Cl- TIPO PARÁMETRO CLASIFICACIÓN PROPUESTA POR BOJARSKI BICARBONATO DE SODIO METEÓRICA >1 CLASIFICACIÓN PROPUESTA POR SCHOELLER SULFATO DE SODIO (Na+- Cl- ) / SO 4 >1 (Na+- Cl-) / SO 4 <1 CLASIFICACIÓN PROPUESTA POR CHEBOTAREV CLORURO DE CALCIO CONNATA <1 CLASIFICACIÓN PROPUESTA POR SULIN ü CLORURO DE MAGNESIO (Cl- - Na+) / Mg >1 (Cl- - Na+) / Mg <1 PREDICCIÓN DE LA TENDENCIA A DEPOSITAR Ca. CO 3 Método de H. Stiff y L. Davis SI=p. H-p. Ca-p. CO 3 - K Método de J. Oddo y M. Tomson ü Is= [ log(1/Na)+log(1/HCO 3)+p. H-2. 78+1. 143*10 -2*T- 4. 72*10 -6*T 2 -4. 37*10 -5*P-2. 05*(I)1/2+0. 727*I ]

CLASIFICACIÓN PROPUESTA POR BOJARSKI CLASE Na+/Cl- Meteórica >1 Connata <1 TIPO Bicarbonato-Sodio Sulfato-Sodio Cloruro-Magnesio Cloruro-Calcio (I) Na+/Cl->0. 85 Zonas hidrodinámicas Cloruro-Calcio (II) 0. 75<Na+/Cl-<0. 85 Zonas transitorias Cloruro-Calcio (III) 0. 65<Na+/Cl-<0. 75 Zonas hidrostáticas Cloruro-Calcio (IV) 0. 50<Na+/Cl-<0. 65 Zonas en completo aislamiento Cloruro-Calcio (V) Na+/Cl-<0. 50 Aguas antiguas de mar

CLASIFICACIÓN PROPUESTA POR SCHOELLER CONCENTRACIÓN DE Cl. Muy alto >700 Marino 420 -700 Alto 140 -420 Promedio 40 -140 Normal 10 -40 CONCENTRACIÓN DE Ca. SO 4 Muy alto >58 Alto 24 -58 Promedio 6 -24 Normal <6 Existe saturación critica si: Bajo <10 (SO 4 -2*Ca+2) >70 BICARBONATO Y CARBONATO Alto >7 Normal 2 -7 ÍNDICE DE BASES CAMBIABLES (IBE) Bajo <2 (HCO 3 -+CO 3 -2)2*Ca+2 Si Cl->Na+ Si Na+>Cl- IBE=(Cl--Na+)/(SO 4 -2+HCO 3 -+CO 3 -2)

CLASIFICACIÓN PROPUESTA POR CHEBOTAREV GRUPO Bicarbonatos Sulfatos Cloruros CLASE TIPO GENÉTICO I Bicarbonato II Bicarbonato-Cloruro III Cloruro-Bicarbonato IV Sulfato-Cloruro - Sulfato III Cloruro-Bicarbonato IV Cloruro-Sulfato V Cloruro CLASE I: Meteorización de rocas ígneas. CLASE II: Meteorización de rocas ígneas y acumulaciones calcáreas. CLASE III: Acumulaciones calcáreas. CLASDE IV: Meteorización de depósitos detríticos, aluviones y de siderita. CLASE V: Rocas características de depósitos marinos.

ARENAS ARCILLOSAS La Arcillosidad afecta los Registros según la proporción de arcilla y sus propiedades físicas. En el caso de diferentes herramientas de perfilaje (Resistividad, Sónico, SP y Resonancia Magnética Nuclear) depende también de la forma en que la arcilla está distribuida en la formación. Las lecturas de las herramientas Radioactivas (Gamma Ray, Neutrón, Densidad) no son afectadas por la forma de distribución. El estudio de núcleos revela que el material arcilloso se encuentra distribuido en la formación de tres maneras posibles.

ANÁLISIS QUÍMICO DE AGUA DE FORMACIÓN

REPRESENTACIÓN ESQUEMÁTICA DE LA OCURRENCIA DE ARCILLAS DIAGENÉTICAS: (A) COBERTURA DE LA PARED DEL PORO POR CLORITA; (B) KAOLINITA DISPERSA; (C) PUENTEO DEL PORO POR ILLITA, Y (D) PSEUDOMORFOS DE MINERALES ARCILLOSOS Y ALTERACIONES ARCILLOSAS EN PLANOS DE CLIVAJES DE FELDESPATOS

FORMAS ESQUEMÁTICAS DE DISTRIBUCIÓN DE LAS ARCILLAS • La arcilla en la lutita laminar es de origen detrítico, y generalmente es una mezcla de dos o más tipos de arcillas, Tiene efectos considerables sobre todos los perfiles, en especial sobre los resistivos cuando las laminaciones son numerosas en las arenas. • En las laminaciones, lutitas relativamente delgadas se intercalan con arenas limpias. La porosidad efectiva y la permeabilidad de la lutita son esencialmente cero, • La arcilla estructural se presenta en las arenas en forma de fragmentos o clastos. Forma parte de la matriz y su efecto sobre los perfiles es despreciable, aparte de que es la forma de ocurrencia menos común de las arcillas. • En la forma dispersa la arcilla, no la lutita, está diseminada en el espacio poroso de la arena reemplazando el fluido original. Este tipo de distribución es muy dañino porque una fracción relativamente pequeña puede bloquear el espacio poroso, reduciendo notablemente la porosidad efectiva y la permeabilidad.

Vsh vs. Ish

LA HERRAMIENTA PLATAFORMA EXPRESS Desde que, en 1927, los hermanos Schlumberger idearon la forma de obtener registros electricos, se han realizado enormes progresos. Sin embargo, la tecnología PLATFORM EXPRESS (PEX), introducida en Venezuela a comienzos de 1996, es una de las primeras en las que la eficiencia de adquisición, la confiabilidad de los registros y la calidad de los datos obtenidos constituyeron los puntos de mayor consideración en su diseño.

HIDROCARBUROS EN SITIO Un estimado de la cantidad total de hidrocarburos en sitio puede ser obtenida a partir de los análisis/evaluaciones de los Registros. El producto de Porosidad y Saturación de Hidrocarburos, x (1 Sw), es la fracción de la formación que contiene hidrocarburos. El espesor de la formación productora, (h) (ft), puede ser determinado a partir de los registros. PETRÓLE O Donde: N = 7, 758 * *(1 - Sw) * h * A N: Volumen de Barriles de Petróleo en Sitio : Porosidad Efectiva Sw: Saturación de Agua h: Espesor de la formación con hidrocarburo A: Area en Acres

HIDROCARBUROS EN SITIO GAS G = 43, 560 * *(1 - Sw) * h * A Donde: G: Volumen de pies cúbicos de Gas en Sitio : Porosidad Efectiva Sw: Saturación de Agua h: Espesor de las formación con hidrocarburo A: Area en Acres

CONCLUSIONES La generación actual de permite herramientas El agua de muchos formación detectar La lectura El registro de de cementación registros sonesafectadas un El La Una La micro combinación curva buena perfil deinducción SP interpretación hace en del combinación perfil una delineación neutrónico de con los de RMN, permite obtener información El El Los tipo perfil de perfiles sónico perfil a utilizar es de muy dependerá resistividad eficiente de en El perfil de puede usarse comunicación vertical entre yacimiento, por registro la arcillosidad sónico quedepermite la formación, evaluar en por muy con registros otros el precisa registros de densidad permitirá de estratos permite una permeables una detectar mejor confiable sobre la porosidad y la los casos permiten resultados donde obtener que otros se resultados deseen perfiles obtener más dan en forma más eficiente en pozos con identificar optimizar programas consiguiente forma acuíferos, continua la interpretación la calidad en formaciones del de en zonas caracterización cualquier de gas tipo con de de del mayor la formación. yacimiento formación. exactitud. yde por permeabilidad laconductores, formación, y resultados exactos de la acerca formación deficientes. de la que saturación se desee lodos moderadamente reparación de pozos y si las muestras arcillosas cemento; es es mas decir su complejas adherencia que al son en lo tanto un mejor aprovechamiento de además de la caracterización de la caracterizar. los fluidos. con lodos no conductores y en pozos recogidas cuidadosamente, ellas constituyen formaciones revestidor limpias. y a la formación. los hidrocarburos. roca y fuente los fluidos contenidosendentro vacíos. una valiosa de información un campo de las mismas. petrolero.