Registros Geofísicos by Marytrini Flores

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La preparación de este Documento fue coordinada por Heberto Ramos Rodríguez, Daniel Zinat Conte y Tomás Ramírez Maldonado, se hace de manifiesto nuestro agradecimiento a los Autores de los temas que integran esta Obra: Honorio Ramírez Jiménez, Lauro González Flores, Rubén Rodríguez González, Arturo Guevara Castro, Javier Sartori, Javier Gutiérrez Gutiérrez.

Primera Edición 2008

© Schlumberger Offshore Services Km. 7 Carretera Villahermosa-Cárdenas C.P. 86280; Villahermosa, Tabasco. Queda prohibida la reproducción total o parcial del contenido de la presente obra, sin contar previamente con la autorización expresa y por escrito del titular, en términos de la Ley Federal de Derechos de Autor. Diseño Editorial y Formación: D.G. Santiago H. Sánchez Cervantes ISBN: en trámite. Impreso y hecho en México.

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Prefacio

Los registros son una forma indirecta de obtener mediciones de una o más variables físicas en un pozo. Estas mediciones se registran con respecto a la profundidad o el tiempo en diferentes medios, y por lo general, se agrega información relevante del pozo o de las formaciones que atraviesa. La importancia que tiene la interpretación

de la información que proporcionan los registros es tal, que ésta se utiliza para la toma de decisiones en prácticamente todas las operaciones relacionadas con la exploración y explotación de hidrocarburos. En el mundo del petróleo no pareciera que la importancia de los registros es de esa magnitud, pero así es. En México, la especialidad de registros, que en su momento estaba perfectamente ubicada en la estructura de PEMEX y de algunas instituciones, ahora se ha diluido, y en la actualidad pareciera que forma parte del perfil de todos los especialistas relacionados con ciencias de la tierra, sin embargo no es así. Conforme ha pasado el tiempo y por diferentes causas, los conocimientos, habilidades y experiencias en la especialidad de Registros de Pozo, han menguado de manera notable, no sólo en PEMEX Exploración y Producción, sino también en las compañías que le proporcionan algún servicio.

están a punto de retirarse, o bien, se dedican a otras actividades. La consecuencia notable, es el incremento importante en problemas relacionados con la toma e interpretación de los registros, causados muchas veces por la limitada preparación de quienes participan tanto en los procesos operativos como en los de toma de decisiones. Desde que se publicó en 1975 el libro “Registros de Pozos. Primera parte”, del Ing. Orlando Gómez Rivero, y el WEC de México, editado por la Cía. Schlumberger en 1984, no se ha publicado en México, alguno que le haya dado continuidad a estas obras. Por esta última razón y las anteriores, y con el firme propósito de contribuir con un granito de arena a mejorar las capacidades de las personas que se dedican o se van a dedicar a la especialidad de registros de pozo, es que los editores se han dedicado a conjuntar la obra de varios autores reconocidos en los diferentes temas, para cubrir, en varios tomos, desde los conceptos

Esta situación resulta crítica cuando nos

básicos de registros, hasta la aplicación de

percatamos de que el número de expertos

las últimas tecnologías de registros en México,

mexicanos en el tema ha disminuido de

tanto para pozos con agujero descubierto

manera importante, y de que muchos de ellos

como para pozos con agujero entubado.

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Si bien, en el mundo se publican muchos libros sobre el tema de Registros, esta obra en particular, difiere de ellos en cuanto a que se hace especial énfasis en dos aspectos: el primero, en las experiencias de los autores en los yacimientos mexicanos, en especial los que se localizan en Región Sur y Regiones Marinas, y el segundo, en el control de calidad, tanto en la adquisición de los registros como en la interpretación de los mismos. No hubiera sido posible realizar este trabajo, de no haber sido por la paciencia y buena disposición de los expertos en los diferentes tópicos de la obra, quienes vertieron sus amplios conocimientos y experiencias en los temas que desarrollaron, y por la participación incondicional y constante de Heberto Ramos Rodríguez, Daniel Zinat Conte 4

y Tomás Ramírez Maldonado, quienes además de participar como autores de algunos de los capítulos publicados, se encargaron de coordinar las actividades relacionadas, e integrar, ordenar y editar todo el material que conforma este primer tomo.

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Introducción

ANTECEDENTES

Conocer las características de las formaciones atravesadas por los pozos, tanto en su naturaleza litológica, como en lo relativo a su contenido, es motivo de profundo interés tanto para los geólogos como para los ingenieros petroleros y de explotación, ya que del conocimiento de los diferentes parámetros que tal información proporciona, dependerá la extracción eficiente de los hidrocarburos. Para ello se cuenta con el muestreo de

Sin embargo, el auge de la industria

los pozos o sea del registro de lo que la

petrolera que nacía arrolladora, hicieron que

barrena va perforando. Este muestreo puede

su método se enfocara casi totalmente al

ser directo, estudiando muestras de la

registro de los pozos petroleros. Así el primer

formación o bien mediante el análisis continuo

registro de resistividad de las formaciones

del fluido de perforación o por la introducción

perforadas en un pozo, fue tomado el 5 de

mediante cables con conductores eléctricos

Septiembre de 1927 en Pecheibronn, Francia.

de dispositivos medidores de los distintos

Los ingenieros franceses Henri Doll, Charles

parámetros característicos de las formaciones

Sheibli y Roger Jost participaron en esa

atravesadas y de su contenido.

primera operación. Obviamente con

De estos métodos de muestreo, el que mayores avances tecnológicos ha reportado, es el originalmente conocido como registro eléctrico, al que actualmente se le han adicionado una serie numerosa de registros para medición de otros parámetros. Esta técnica de muestreo indirecto que tanto ha avanzado en los últimos años, se debe al genio de dos hombres: Conrad y Marcel Schlumberger, ingenieros de la Escuela Politécnica y de la Escuela “Centrale” de París quienes empezaron por aplicar el método de medición de la resistividad de las rocas ideado por ellos para la localización de yacimientos minerales, lo que aconteció por el año 1912.

registradores extremadamente lentos, ya que los valores de resistividad eran leídos metro por metro y operando el cable con un malacate movido a mano. El éxito inicial ofreció posibilidades insospechadas para la aplicación del método en la industria. De 1927 a 1931 el método de registro Schlumberger llegó a Venezuela, Canadá, Rusia y Estados Unidos cuando fue agregada a la curva de resistividad la de la medición del potencial natural de las formaciones, lo que permitió diferenciar el tipo de litología. Por el éxito alcanzado, el método Schlumberger fue aplicado a pozos en Rumania, Sumatra, Trinidad y Estados Unidos.

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LOS PRIMEROS REGISTROS EN MÉXICO Los primeros registros en pozos perforados

MEXICANOS

en México fueron tomados a partir de 1936

En el año de 1947, llegaron a México los

por las Cías. Royal Duch Shell y la British

primeros equipos modernos de registro

Petroleum, usando equipos patentados por

automático que operaban cámaras de 5 (cinco)

Schlumberger, operados manualmente. Se

galvanómetros, que proporcionan el registro

registraban tres curvas, una de potencial

de las mediciones en películas transparentes.

natural y dos de resistividad, una denominada normal con espaciamiento corto de 0.4 m.y otra inversa con espaciamiento mayor a 5.70 m. que permitían diferenciar mejor las formaciones, su contenido era conocer el grado de invasión del lodo de perforación. Los geólogos de la Cia. Aguila (SHELL) entrenaban a los ingenieros mexicanos. Después de la expropiación en 1938, surge el embargo de México por los Estados Unidos e Inglaterra. Los primeros registros de pozos perforados 6

LOS PROGRESOS DE PETRÓLEOS

por personal mexicano, inmediatamente después de la expropiación de 1938 fueron tomados por los ingenieros Francisco Inguanzo Suárez, Armando Morán Juárez y Javier Luna González El primer pozo perforado después de 1938 fue el denominado “El Plan No. 55” en un lugar cercano al poblado de las Choapas, Ver., el cual llegó a una profundidad de 841 m. y los primeros registros fueron tomados con equipo que dejaron las compañías y que reacondicionado por los ingenieros mexicanos se siguió utilizando por PEMEX, hasta que la Cía. Schlumberger empezó a vender equipos

Cabe hacer notar que fue el Ing. Ignacio García de la Torre quien a la cabeza del grupo de operadores mexicanos de registros eléctricos, impulsó definitivamente la técnica de éstos en México. En 1950, Pemex adquiere de Schlumberger las primeras unidades móviles equipadas con cámaras de 9 (nueve) galvanómetros, cable de siete conductores y con todos los adelantos conocidos en estas fechas. Desde entonces se introducen nuevas mediciones. El avance tecnológico logrado había sido dado bruscamente y se iniciaba en Pemex la etapa de modernización de los registros geofísicos. Como una consecuencia de lo anterior, es en estas fechas cuando Petróleos Mexicanos inicia de manera planeada la infraestructura para la toma de registros geofísicos, con talleres adecuados para el mantenimiento eficiente de los equipos nuevos. El avance tecnológico en el área de la computación alcanzó también a la especialidad de los registros geofísicos para la obtención de datos en pozos petroleros.

y materiales que permitieron avanzar en el

Las computadoras de gran capacidad y

registro operado a mano ya que usando cable

tamaño compacto permiten su instalación

de cuatro conductores, se logró tomar

dentro de unidades móviles registradoras,

registros a una velocidad máxima de 400

convirtiéndolas en verdaderos laboratorios

metros por hora.

capaces de procesar los valores medidos, interpretando en formas diversas la información.

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Esta nueva presentación de datos in situ,

Este plan de restitución de tecnología es y

conjuntamente con su interpretación, se usan

ha sido objeto de análisis minucioso año con

como herramientas de precisión en el

año, a fin de que cada uno de los centros

desarrollo de los programas de perforación

operacionales de Petróleos Mexicanos

tanto para el Ingeniero Petrolero, el de

justifiquen sus adquisiciones de acuerdo con

Yacimientos, el de prospectos Geofísícos, como

sus volúmenes de servicios y vida útil de su

para el encargado del pozo de perforación.

equipo y herramientas asignados, de tal forma

Como una consecuencia de lo anterior, la Cía. Schlumberger puso a disposición de los usuarios sus nuevas unidades CSU (Cibernetic

que se hacen los ajustes que la Institución juzga convenientes. El cambio de tecnología, que representaba

los

la introducción de los sistemas CSU, implicó

componentes electrónicos y electromecánicos

la necesidad imperiosa de proporcionar

más avanzados. Al mismo tiempo toma la

actualización y entrenamiento a profesionales

decisión al igual que todas las compañías

de distintas especialidades.

Service

Unit),

construidas

con

similares, de descontinuar la producción del equipo convencional integrado tradicionalmente por tableros de control y sistemas de medición electrónica no compleja.

Especial atención se dio al personal de la Superintendencia General de Registros Geofísicos y Línea de Acero. Sin escatimar esfuerzos, Petróleos Mexicanos envía a un grupo

Petróleos Mexicanos en 1979, como

escogido de personal técnico a las escuelas de

usuario y comprador exclusivo de equipo

Schlumberger en el extranjero para adquirir los

Schlumberger, se ve afectado por este cambio

conocimientos necesarios en la operación y

radical de sistemas, surgiendo así la

mantenimiento de los sistemas cibernéticos.

necesidad de analizar su futuro en la especialidad de registros geofísicos. A un grupo encabezado por la nueva generación de profesionales de Geofísica y apoyado por reconocidos petroleros y geólogos, toca la responsabilidad de analizar todas las alternativas de solución y sus repercusiones, concluyendo en la recomendación para adquirir la nueva tecnología.

Son estos profesionales los iniciadores de los programas anuales de entrenamiento que se imparten a la fecha para la especialidad. Posteriormente a la etapa inicial, con el respaldo de las autoridades de Petróleos Mexicanos y el apoyo del Instituto Mexicano del Petróleo, se logra en 1982 contar con un Centro de Capacitación continua en donde con los recursos que le tienen asignados,

Con base en la experiencia adquirida,

proporciona la impartición de cursos al

Petróleos Mexicanos decide y conviene con la

profesional de nuevo ingreso y actualiza al

Cía. Schlumberger la adquisición de unidades

personal experimentado en las nuevas

CSU para mantenerse a la vanguardia de la

técnicas de la especialidad.

especialidad y garantizar la obtención de información con un alto porcentaje de recursos propios de la Institución.

A partir de 1978 a la fecha, es posible afirmar que se imparten cursos con la asistencia continua de participantes técnicos

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y obreros de la especialidad de registros. Con

tomando entre 3000 y 5000 registros por año.

bases firmes y con el asesoramiento de

En estos años, Petróleos Mexicanos, a la par

Schlumberger, inicia exitosamente Petróleos

de la adquisición de nuevas tecnologías para

Mexicanos en agosto de 1982, la operación

registros geofísicos, incrementó el número de

de sus dos primeras unidades CSU,

sus ingenieros de Geofísica por el aumento

asignándolas al Sureste de la República

en la perforación de pozos petroleros.

Mexicana, zona petrolera de vital importancia para el país. Las ventajas de los procedimientos de la patente Schlumberger y la capacidad de los profesionales operativos y la de los usuarios de la información, han logrado que Petróleos Mexicanos, con un plan mesurado de adquisiciones, cuente a la fecha con infraestructura, unidades, equipo y personal especializado en los 11 Distritos de Explotación distribuidos en el territorio mexicano. En esos años, la presencia de 8

Schlumberger Offshore Services fue primordial para la introducción de nuevos servicios, ya que toda nueva herramienta introducida al país y posteriormente adquirida por Pemex, debió probarse en los pozos mexicanos. Al mismo tiempo, Schlumberger se benefició de las condiciones de las formaciones productoras en México para probar nuevas herramientas y/o nuevas técnicas (como por ejemplo detección de fracturas etc.). Este intercambio tecnológico fué muy benéfico para ambas empresas y aún perdura. Del año 1980 hasta el día de hoy, la Superintendencia General de Registros Geofísicos y Línea de Acero ha ido modernizándose con unidades cibernéticas y equipos de fondo de la nueva generación. Ha superado condiciones adversas de los pozos para tomar registros de 6000 a 7600 metros de profundidad y ha capacitado a su personal para la máxima utilización de sus recursos,

MANEJO DE LA INFORMACIÓN PROPORCIONADA POR LOS REGISTROS A partir de los años 50’s, Geofísica inicia un proceso continuo de actualización por la adquisición de equipos modernos para el registro de numerosos parámetros de las formaciones y su contenido. Los geólogos de Exploración, los ingenieros petroleros de Explotación y los de Yacimientos, tuvieron la oportunidad de aprovechar en una forma oportuna y eficiente, la información aportada por los equipos Schlumberger adquiridos por Petróleos Mexicanos. En 1951, el Ing. Martín Nava G. publicó, un folleto relativo a la interpretación de los registros eléctricos y que fueron distribuidos entre geólogos e ingenieros de explotación. Al mismo tiempo, intenta junto con los ingenieros Ricardo Prian C. y M. Arce, hacer la interpretación in situ, o sea en el mismo camión después de terminadas las operaciones. Los ingenieros Juan Hefferan y Luis Morán, le siguen con la publicación de un libro cada uno, con los mismos propósitos, difundir los procedimientos de interpretación. A su vez la Cía. Schlumberger inicia los ciclos de conferencias y cursos intensivos sobre interpretación de registros. Instructores especializados de Schlumberger como Henry Salisch, Robert Leleu, Claude de Bailliencourt, Robert Marge, imparten en distintas y

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periódicas ocasiones lo más avanzado en

ingenieros, como el Geólogo Bernardo Martell

interpretación, lo mismo en la Ciudad de

y el petrolero Martin Nava García.

México como en los distintos centros de trabajo de Petróleos Mexicanos. Se incorpora a este grupo de instructores, algunos ingenieros y geólogos, que habiendo sido operadores destacan en la interpretación. Cabe mencionar al Ing. Orlando Gómez Rivero de Ingeniería de Yacimientos, que publica un libro más completo y actualizado de lo escrito por los ingenieros mexicanos (1975).

En 1979, se inaugura en la Ciudad de México el centro de computación de Schlumberger integrado por ingenieros mexicanos e internacionales. Desde entonces este centro fué el apoyo de Petróleos Mexicanos

introducción

procesamientos avanzados, así como el complemento necesario del IMP para el procesamiento de los registros del campo. A

También el personal especializado del

partir del año 1980 y hasta 1986, se llevaron

Instituto Mexicano del Petróleo se incorpora

a cabo cursos de interpretación de registros

al grupo, iniciando un proyecto ambicioso

de larga duración en este centro de

consistente en construir el equipo necesario

computación para capacitación del personal

para lograr la interpretación moderna

de Petróleos Mexicanos.

computarizada, siendo los ingenieros César Arjona, Roberto Torres Navarro y Jesús Nájera quienes quedaron a cargo de tal proyecto. Y así muchos ingenieros de Geofísica, de Ingeniería Petrolera, de Yacimientos, de

INQUIETUDES, ESTUDIOS Y APORTACIONES DE LOS INGENIEROS MEXICANOS

Geología de Exploración y del IMP manifiestan

La información abundante y oportuna de

sus deseos de aportar algo a la tecnología de

los registros geofísicos tomados en pozos

los registros geofísicos y lo hicieron a través

exploratorios, de desarrollo y los que se

de estudios y ponencias, que dieron a conocer

utilizaron para los proyectos de inyección de

a través de publicaciones en revistas como

agua, impulsaron a los ingenieros de

Ingenieria Petrolera, órgano de información

exploración, explotación, de yacimientos de

técnica de la Asociación de Ingenieros

Pemex y a los del IMP a utilizarla en la

Petroleros de México, la del IMP y otras que

realización de estudios y ponencias tendientes

se publican en el país.

a resolver problemas que presentaban los

De esta forma se manifestó el interés de

pozos, los yacimientos y/o proyectos afines.

los geólogos e ingenieros mexicanos en

Inclusive la subdirección de Explotación del

aprovechar la información valiosa y abundante

IMP desarrolló en 1980-1982, un programa

que ofrecen los equipos de registro

para

Schlumberger. Inclusive se integra la

computarizados, y la de Exploración impulsa

Delegación

a sus geólogos para efectuar ensayos

México

SPWLA

norteamericana (Sociedad de Interpretadores Profesionales de Registros de Pozos), lo cual se debe al entusiasmo de un grupo de

obtener

registros

compuestos

encauzados al mismo propósito.

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Contenido General PREFACIO ...................................................................................................... 3 INTRODUCCIÓN .............................................................................................. 5 Capítulo 1. GENERALIDADES .................................................................................. 11 Capítulo 2. REGISTROS DE POTENCIAL ESPONTÁNEO Y DE RAYOS GAMMA ............... 49 Capítulo 3. EL REGISTRO ELECTRICO ....................................................................... 85

Capítulo 4. EVALUACIÓN DE REGISTROS ANTIGUOS ............................................... 109 Capítulo 5. REGISTROS DE RESISTIVIDAD Y MICRORESISTIVIDAD ......................... 125 Capítulo 6. REGISTROS DE POROSIDAD ................................................................. 193 Capítulo 7. OPERACIONES DE REGISTROS ELECTRICOS ......................................... 281 Capítulo 8. CONTROL DE CALIDAD DE REGISTROS ELECTRICOS .............................. 293

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Capítulo 1. Generalidades

1.1 El Origen del Universo ....................................................................................... 13 1.2 Origen del Sistema Solar .................................................................................. 16 1.2.1 Hipótesis de la Nube de Polvo 1.2.2 Las últimas etapas 1.3 El interior de la tierra ........................................................................................ 18 1.4 Petrología ......................................................................................................... 20 1.4.1 Rocas Ígneas 1.4.2 Intemperismo 1.4.3 Erosión 1.4.4 Rocas Sedimentarias 1.4.4.1 Clasificación de las Areniscas 1.4.4.2 Clasificación de las Calizas 1.4.5 Rocas Metamórficas 1.5 Tectónica de placas y recursos minerales ......................................................... 27 1.6 Principios de la clasificación estratigráfica ...................................................... 29 1.6.1 Categorías de la clasificación estratigráfica 1.6.2 Discontinuidad del testimonio histórico de las rocas. 1.6.3 Definiciones y procedimientos 1.6.4 Unidades Litoestratigráficas 1.6.4.1 Definiciones 1.6.4.2 Tipos de unidades litoestratigráficas 1.6.5 Unidades Cronoestratigráficas 1.6.5.1 Definiciones 1.7 Geología estructural .......................................................................................... 32 1.7.1 Fuerza 1.7.2 Esfuerzo 1.7.3 Deformación 1.7.4 Pliegues 1.7.5 Fallas 1.7.6 Discontinuidades estratigráficas 1.7.7 Principios básicos y origen del petróleo. 1.8 Introducción a los Registros Geofísicos de pozo ............................................... 40 1.8.1 Adquisición de datos 1.8.2 Concepto de invasión de la formación 1.8.3 Presentación gráfica de los registros 1.8.3.1 Presentación Gráfica de un Registro SP – ES 1.9 Definiciones de parámetros petrofísicos ........................................................... 44 1.9.1 Resistividad R 1.9.2 Porosidad F 1.9.3 Saturación S 1.9.4 Factor de formación F 1.9.5 Permeabilidad K 1.10 Bibliografía ....................................................................................................... 48

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1.1 El Origen del Universo La Astronomía estudia los sistemas que se encuentran más allá de la Tierra: planetas, estrellas, galaxias, etc., y la Cosmología trata de las características generales y de las propiedades sistemáticas del Universo. La palabra Universo (o Cosmos) significa cosas distintas para personas distintas. Para los científicos, el Universo significa la totalidad de las cosas físicas: no solo toda la materia (en forma de planetas, estrellas, nebulosas, agujeros negros) y toda la radiación (como la luz, el calor, los rayos X o las ondas de gravedad) sino también todo el espacio y el tiempo, y en definitiva todo aquello físicamente relevante. Para la gente común, es decir, sin preparación científica, el Universo significa todo lo conocido. Con el fin de facilitar el manejo de las inmensas distancias que se utilizan en Astronomía, suelen emplearse unidades de longitud muy grandes, como por ejemplo la distancia recorrida por la luz durante un segundo o un año. La luz viaja muy de prisa (a unos 300,000 kilómetros por segundo), de forma que un segundo luz equivale a unos 300,000 kilómetros y un año luz son unos 9.5 billones de kilómetros. En estas unidades, el sistema solar mide unas horas-luz de diámetro y la Tierra gira alrededor del Sol a unos 8 minutos-luz (150 millones de kilómetros) de distancia. Las estrellas que son visibles en el cielo nocturno son otros soles, y la aparente debilidad de su luz es debida a su extrema lejanía. La estrella más cercana, situada en la constelación de Centaurus, está a más de cuatro años luz de distancia. A pesar de que las estrellas visibles parecen repartidas aleatoriamente por el cielo, en realidad están organizadas formando un sistema gigantesco en forma de disco. Los antiguos griegos usaban el nombre de “galaxias” (proviene de la palabra galaxia: γαλαξια, que significa lácteo) para describir

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su apariencia lechosa, y suponían que era un camino hacia el paraíso. Se inventó el término “nebulosa” (Nebulosa: materia cósmica celeste, luminosa, compuesta de polvo y gas, de contorno impreciso) para designar las manchas luminosas difuminadas, y a principios del siglo XIX el astrónomo francés Charles Messier decidió catalogarlas. Posteriormente, los astrónomos llegaron a la conclusión de que el Sol y todas las estrellas visibles por la noche a simple vista son sólo un pequeño grupo local dentro de un enorme remolino de cien mil millones de estrellas. Este gran sistema, que ahora llamamos galaxia de la Vía Láctea, es un coloso cósmico de dimensiones inmensas, que mide unos cien mil años luz (cerca de un trillón de kilómetros) de diámetro. La primera información confiable que permitió empezar a descifrar el misterio de las nebulosas se obtuvo en 1924, a consecuencia de la puesta en funcionamiento del que era entonces el mayor instrumento científico del mundo: el telescopio de 254 cm de diámetro instalado en el Monte Wilson en California. Gracias a este telescopio y al perfeccionamiento de las técnicas fotográficas, el astrónomo americano Edwin Hubble pudo observar la “nebulosa” de Andrómeda con un detalle nunca conseguido hasta entonces, y comprobó que los tenues filamentos de este objeto estaban formados por estrellas individuales. Otro descubrimiento significativo surgió de un estudio de Hubble sobre las propiedades de la luz emitida por las galaxias lejanas. La

Figura1.1.1. Componentes del espectro electromagnético.

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luz de los objetos astronómicos que llega a la tierra, contiene una mezcla de muchas frecuencias distintas. Un instrumento llamado espectroscopio permite separar las distintas frecuencias de la luz y dirigirlas sobre una placa fotográfica. La frecuencia de la luz está relacionada con la percepción del color, de forma que la luz roja tiene la frecuencia más baja (o la longitud de onda más larga) que la luz azul (Figura 1.1.1).

Con el estudio de la luz que producen algunos objetos terrestres y del cálculo matemático que se utiliza en física atómica, los astrónomos son capaces de conocer el significado de los conjuntos de rayas que los espectroscopios separan al analizar la luz de los objetos astronómicos, porque los comparan con los conjuntos de rayas que se han obtenido al analizar, con el mismo método, los átomos de los objetos terrestres. Un estudio más detallado de la posición, anchura y estructura fina de las rayas permite obtener información como la presencia de un campo magnético o la temperatura de la fuente que emite la luz. A finales de los años veinte, Hubble notó que la luz de las galaxias débiles es sistemáticamente más roja que la de las galaxias brillantes, lo que constituyó un descubrimiento cuyas implicaciones cambiaron por completo varios siglos de errores conceptuales sobre la naturaleza del Universo.

La explicación de este efecto es que el vehículo que se aproxima, comprime las ondas sonoras delante de él, lo que provoca que la longitud de onda se acorte y la frecuencia aumente. Cuando el vehículo se aleja sucede lo contrario y las ondas se alargan. Con las ondas luminosas ocurre un efecto similar, cuando una fuente de luz como una estrella se acerca, hay corrimiento hacia el extremo azul del espectro, mientras que una fuente de luz que se aleja produce un corrimiento hacia el rojo. La existencia de un corrimiento hacia el rojo en la luz de las galaxias débiles sugirió inmediatamente que se estaban alejando de nosotros a gran velocidad. En otras palabras, el Universo se está expandiendo en todos sus puntos de una manera uniforme. Como las galaxias se están alejando de nosotros, su luz queda debilitada por el corrimiento hacia el rojo. Las galaxias muy lejanas están alejándose tan rápido que incluso dejan de ser visibles, ya que su luz queda fuera de la parte visible del espectro electromagnético. La expansión cosmológica produce un efecto curioso, cuanto más alejada está de nosotros una galaxia, ésta se aleja a mayor velocidad. Cuanto más lejos observamos en el espacio, más crece el corrimiento hacia el rojo, y las galaxias parecen apagarse y volverse oscuras (Figura 1.1.2).

Se comprende fácilmente el significado del corrimiento hacia el rojo galáctico, nombre con el que se conoce el fenómeno, por analogía con las ondas sonoras. Resulta un fenómeno familiar el que el tono de un silbato o un claxon de un tren o un coche en rápido movimiento, es manifiestamente más alto cuando el vehículo se aproxima que cuando se aleja. La bajada súbita del tono cuando está pasando, puede llegar a ser claramente perceptible.

Figura 1.1.2 Movimiento relativo de las galaxias, dependiendo del punto desde el que se observen. Si el punto de observación es B, parecería que A y C se están alejando de aquél. Si se observa desde A, los que se alejan serían B y C de A, y si el punto de observación está en C, A y B serían los que se están alejando de C.

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George Gamow fue uno de los primeros que postularon que el universo, tal como lo conocemos, fue producido en una gigantesca explosión lo que resultó en una “bola de fuego primigenia”. Esta teoría, a menudo referida como “teoría del Big Bang” (“teoría de la gran explosión”), establece que, en un momento en el pasado remoto, toda la materia del universo estuvo contenida en una masa relativamente pequeña e increíblemente densa. Cuando esta masa explotó, la materia fue expulsada en todas direcciones. Una importante evidencia que soporta a esta teoría, es que el Universo parece estarse expandiendo. Indicadores de esta expansión provienen del estudio de las galaxias distantes. Las líneas del espectro electromagnético de las galaxias lejanas muestran un corrimiento sistemático hacia el rojo (Figura 1.1.4). Tal corrimiento hacia el rojo podría ser producido en el espectro luminoso por un objeto retrocediendo a gran velocidad del punto de observación. Los astrónomos han llegado a la conclusión de que las galaxias que ellos observaron han estado retrocediendo de nuestra propia galaxia. Edwin Hubble estimó la distancia entre la Vía Láctea y un número de galaxias, y encontró que el promedio aparente de separación es proporcional a su distancia. En otras palabras, las galaxias más lejanas parece que se están alejando a una velocidad mayor que las galaxias cercanas (Figura 1.1.3). La anterior relación ha sido interpretada como evidencia de que el Universo se está expandiendo. Ha ocurrido que el promedio de expansión ha disminuido, debido a la atracción gravitacional entre toda la materia en el Universo. Se ha pensado que la rápida expansión de esta materia, debió haberse producido por “la bola de fuego primigenia” que tenía temperaturas mayores de 1,000,000,000,000 °C (apróximadamente 1,800,000,000,000 °F).

Figura 1.1.3 Relación entre la distancia y la velocidad de alejamiento, en donde se aprecia que son directamente proporcionales.

Utilizando una antena de radio muy sensible, Arno Penzias y Robert Wilson descubrieron una forma de radiación de microondas, la que fue inusualmente isotrópica. La radiación isotrópica choca con la Tierra desde todas direcciones con igual intensidad. Esto ha sugerido que la radiación es un remanente de la bola de fuego primigenia que ahora se ha congelado a una temperatura cercana al cero absoluto. Es interesante notar que justamente antes de la observación de esta radiación de microondas isotrópicas, el físico Robert Dicke había pronosticado la existencia de tal radiación. Como la “bola de fuego” se expandía, se formaron los protones (de los núcleos de los átomos de Hidrógeno), electrones y neutrones. Virtualmente todo el Hidrógeno, cerca del 90% en el Universo, en forma de Helio, se cree que fue formado en este tiempo. El Helio fue producido por reacciones de fusión involucrando la combinación de núcleos de Hidrógeno. Por peso, el Hidrógeno constituye el 72% y el Helio el 27% de la materia en el Universo, así, muchos de los átomos en el Universo se originaron durante el “Big Bang”. Cálculos teóricos indican que solamente un pequeño porcentaje de elementos más pesados que

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el Helio pudieron haber sido formados durante la “Bola de fuego”. Muchos de los elementos pesados y algo de Helio, se formaron poco tiempo después. El concepto de un Universo en expansión nos permite tener alguna idea sobre la edad del Universo. La pendiente de la recta en la Figura 1.1.3, indica que la expansión del Universo empezó hace 18 mil millones de años. El tiempo exacto del inicio de la expansión es desconocido porque el promedio de expansión está diminuyendo. Sin embargo, el Universo puede ser mucho más viejo que 18 mil millones de años, ya que es posible que la expansión pueda haber sido precedida por una primera fase de contracción.

1.2 Origen del Sistema Solar 1.2.1 Hipótesis de la Nube de Polvo Lyman Spitzer Jr., de la Universidad de Princeton, ha demostrado que si existe en el espacio una nube de polvo y gas, ésta será concentrada por la luz de las estrellas cercanas. Ocasionalmente, cuando las partículas de polvo están suficientemente comprimidas, puede producirse un colapso gravitatorio de toda la masa, y la presión y la temperatura en su interior serán suficientes para empezar la reacción termonuclear de una estrella. Kuiper cree que de la masa original de polvo y gas se diferenció en una parte que forma al Sol y otras que eventualmente llegaron a ser los planetas. Los precursores de los llamados planetas terrestres – Mercurio, Venus, Tierra y Marte – que pierden sus gases. Los planetas gigantes, Júpiter y Saturno, han retenido sus cubiertas gaseosas. Incluso la mayoría de los extremadamente volátiles, como el Helio, Metano y Neón, pero han retenido agua, Amoniaco y otros materiales menos volátiles. Todo esto concuerda con las densidades actuales de los planetas. Parece razonablemente cierto que el agua, el amoniaco y los hidrocarburos, tales como el Metano, se condensen en sólidos o líquidos en ciertas zonas de estos protoplanetas (pequeños cuerpos planetarios formados por la condensación original de la nube de polvo constituidos por planetésimos). El polvo debió coagularse a manera de una gran nevada que se extendía sobre regiones tan amplias como la distancia actual entre los planetas. Después de un determinado tiempo se formaron sustancias compuestas de agua, amoniaco, hidrocarburos y hierro u óxido de hierro.

Figura 1.1.4 Relación entre la distancia de las galaxias y su corrimiento hacia el rojo.

De hecho, la Luna pudo formarse de esta manera. La acumulación de un cuerpo tan grande como la Luna originaría suficiente calor como para evaporar sus sustancias volátiles, pero un cuerpo más pequeño las

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retendría. La mayoría de estos cuerpos caerían sobre los más grandes. Fobos y Deimos, los dos satélites de Marte, pueden ser los supervivientes de tales cuerpos.

1.2.2 Las últimas etapas Una gran nube de polvo y gas, en una región vacía de nuestra galaxia, fue condensada por la presión de la luz de las estrellas. Después las fuerzas gravitacionales aceleraron el proceso de acumulación. De alguna forma, todavía no muy clara, se formó el Sol y empezó a producir luz y calor, como hoy en día. Alrededor del Sol giraba una nube de polvo y gas, que se dividió en remolinos turbulentos y formó los protoplanetas (pequeños cuerpos planetarios formados por la condensación original de la nube de polvo constituidos por planetésimos) uno para cada planeta y, muy probablemente, uno para cada uno de los asteroides más grandes existentes entre Marte y Júpiter (Figura 1.2.2.1). En este estado, el proceso de acumulación de los grandes planetésimos se efectúa por condensación de agua y amoniaco. Entre éstos, había un planetésimo más bien grande, que eventualmente formó la Luna. Uno mayor formó la Tierra. La temperatura de los planetésimos al principio era baja, pero después se elevó lo suficiente como para fundir el Hierro. En la etapa de baja temperatura hubo acumulación de agua, mientras que en la de alta temperatura, el carbón fue capturado como grafito y carburo de hierro. Posteriormente los gases se escaparon y los planetésimos se unieron por colisión, formando los protoplanetas, que son pequeños cuerpos planetarios formados por la condensación de la nube de polvo original. Así fue como quizá se formó la Tierra (Figura 1.2.2.2).

Figura 1.2.2.1 Nube de polvo a partir de la cual el sistema solar pudo desarrollarse, según este intrincado modelo de turbulencia, sugerido por el físico alemán C. F. Weizsacker. El polvo va reuniéndose paulatinamente en cada remolino.

17 Cuando la Tierra se comportó como un cuerpo sólido, muy probablemente tendría una atmósfera de vapor de agua, Nitrógeno, metano, algo de Hidrógeno y pequeñas cantidades de otros gases. J.H.J. Poole, de la Universidad de Dublín, ha sugerido que el escape del Hidrógeno de la Tierra produjo su atmósfera oxidante. El Hidrógeno del metano (CH4) y el amoniaco (NH3) pudo escapar lentamente, dejando Nitrógeno, anhídrido carbónico, agua y Oxígeno libre. Se cree que esto fue así, pero otras muchas moléculas que contenían Hidrógeno, Carbón, Nitrógeno y Oxígeno debieron aparecer antes que el oxígeno libre. Finalmente apareció la vida y la fotosíntesis, que es el mecanismo básico mediante el cual las plantas convierten el anhídrido carbónico y el agua en materias primas para su nutrición y en oxígeno. Entonces comenzó el desarrollo de la atmósfera oxidante, tal como la conocemos hoy.

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Figura 1.2.2.2 La evolución de la Tierra y los planetas Mercurio, Venus y Marte, está representada en esta serie de dibujos esquemáticos. En el primero podemos ver la nube de polvo original, condensada en protoplanetas, que están compuestos por planetésimos Los gases que van con los planetésimos son repelidos por la presión de la luz irradiada por el sol. En el tercero se observa que los planetésimos han formado los planetas.

1.3 El interior de la tierra

Hasta la aparición de la Sismología, nuestro conocimiento sobre el interior de la Tierra se basaba en hipótesis y especulaciones. Gracias a esta ciencia, hoy en día se conoce la estructura interna del planeta con rigor científico (Figura 1.3.1). El estudio de los terremotos es una ciencia relativamente reciente. La liberación de la energía elástica en el hipocentro (o foco), produce ondas que parten desde él en todas direcciones. En 1897, R. D. Oldham, de Inglaterra, identificó en los sismogramas tres tipos principales de ondas sísmicas: 1) Ondas primarias (P), que son de compresión y expansión (de estira y afloja), es decir, ondas análogas a las del sonido.

La velocidad de las ondas S es un tercio menor que la de las ondas P. La velocidad de ambas varía con la profundidad en la Tierra. Por ejemplo, las ondas P adquieren una velocidad máxima de 13.6 kilómetros/ segundo a una profundidad de 2,900 kilómetros, mientras que cerca de la superficie es tan sólo de cinco kilómetros/segundo. Con esta clase de pruebas, Oldham demostró en 1906 que la Tierra tenía un gran núcleo central, y en 1914, Beno Gutenberg, en Alemania, localizó el límite del núcleo a 2896 kilómetros bajo la superficie terrestre. Teniendo en cuenta que el radio de toda la Tierra es de unos 6370 kilómetros, el radio del Núcleo será aproximadamente de 3,474 kilómetros (Figura 1.3.3).

3) Ondas superficiales, limitadas a los últimos treinta kilómetros o menos, de la superficie terrestre.

Las tablas de velocidad son de vital importancia para cartografiar la estructura interna de la Tierra. Gracias a ellas es posible averiguar las velocidades de las ondas P y S en las diferentes zonas del interior. Estudiando las variaciones de la velocidad con la profundidad, se pueden establecer diferentes capas y localizar las superficies de separación entre las mismas.

Las ondas P viajan a través de las zonas sólidas y líquidas de la Tierra. Las ondas S solamente lo hacen a través de las sólidas (Figura 1.3.2.)

Jeffreys calculó que las medidas realizadas por Gutenberg sobre la posición del límite del Núcleo a 2,896 km de la superficie terrestre, eran exactas con un error de 5 ó 6 kilómetros.

2) Secundarias (S), que vibran en ángulo recto con la dirección de propagación, tal como la luz.

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Por lo menos, la parte más externa del Núcleo está fundida. Las ondas S no pasan a través de élla, y además el carácter fluido está corroborado por otras pruebas, tales como los datos sobre la deformación de las “mareas” de la tierra sólida. H. Takeuchi, ha calculado que esta región es, como máximo, unas 300 veces menos rígida que la situada inmediatamente encima (Figura 1.3.4). Figura 1.3.1 Las ondas sísmicas quedan curvadas y reflejadas a lo largo de su camino. Las líneas continuas representan los ondas P; las de trazos, las ondas S de reflexión.

En el caso de un fluido, la resistencia a la Cizalla es mucho menor que la resistencia a la Compresión. Esta es la razón por la que un fluido no transmite las ondas S. La parte de la Tierra que queda fuera del Núcleo se denomina Manto. El Manto íntegro se considera como esencialmente sólido, ya que las ondas P y S le atraviesan en cualquier parte. En 1909 el sismólogo croata, A. Mohorovicic, al estudiar el sismograma de un terremoto ocurrido en los Balcanes, descubrió una discontinuidad a unos 32 kilómetros debajo de la superficie terrestre. La zona comprendida entre la discontinuidad de Mohorovicic y la superficie se denomina Corteza. Pero hoy en día el término Corteza tiene solamente un significado convencional, pues de acuerdo con la sismología, la Corteza no es más rígida que el material sobre el que descansa.

Las velocidades de las ondas P y S quedan determinadas por la densidad, la compresibilidad y rigidez del material que atraviesan, pero no proporcionan suficiente información como para definir estos valores con exactitud. No obstante, hay métodos indirectos que ayudan a calcularlos (Figura 1.3.2).

Figura1.3.2 Variación de la velocidad de las ondas sísmicas con la profundidad. La línea negra indica la velocidad de las ondas P. La punteada, la de las ondas S. Ambas cambian bruscamente de velocidad en el Núcleo o capa E y las ondas S desaparecen.

litosfera

DISCONTINUIDAD DE MOHOROVICIC

-0

-50

-100

Z O N A P L ÁS T I C A

-150

-200

-250

-300

Figura 1.3.3 Zona Plástica del Manto terrestre. Ocupa una región de límites algo difusos situados entre los 60 y los 250 kilómetros de profundidad. En la Zona Plástica o de menor velocidad de las ondas sísmicas, la temperatura se aproxima al punto de fusión de las rocas. La Litosfera tiene rocas muy elásticas o frágiles; la Astenosfera, que se extiende hacia el interior de la Tierra, puede fluir y suavizar los esfuerzos. Las flechas indican el posible movimiento del material para surgir y generar cadenas de montañas ígneas.

profundidad (kilómetros)

¿Cómo podemos calcular la presión y las características físicas de la materia terrestre a grandes profundidades?

PROFUNDIDAD (Km)

astemosfera

Sismológicamente hablando, la Corteza difiere del Manto en el hecho de que las ondas P y S viajan más despacio a través de ella y con velocidad variable. Un descubrimiento importante respecto a la Corteza es el saber que ésta es mucho más delgada bajo los océanos que bajo los continentes.

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CORDILLERA MEDIA - ATLÁNTICA

FOSA LITÓSFERA

ASTENÓSFERA MANTO

siendo unas cuatro veces superior a la del acero en condiciones normales. Pero debajo de éste, es decir, en el Núcleo Externo, la rigidez adquiere un valor que es prácticamente cero, deducido por la evidencia sísmica, lo que significa que el material es esencialmente fluido.

NÚCLEO

Figura 1.3.4. La dinámica interna de la Tierra, representada en sección transversal y, según la teoría de la tectónica de placas, las placas litosféricas, formadas por la Corteza y parte del Manto Superior, se desplazan lateralmente sobre la Astenósfera, capa del Manto a mayor temperatura y quizá parcialmente fundida. El material de la Astenósfera asciende fundido por debajo de las crestas de las cordilleras oceánicas, produciendo emisiones de lava, la que al solidificar da lugar a nueva corteza oceánica.

ATMÓSFERA

1.4 Petrología

HIDRÓSFERA

CORTEZA MANTO

20 CAPA DE BAJA VELOCIDAD

NÚCLEO EXTERNO

NÚCLEO INTERNO

250 kilómetros 100 kilómetros 12-60 kilómetros

2900

De acuerdo con esto, parece muy probable que el Núcleo Interno, al contrario del Externo, es sólido en sentido estricto. La idea de un Núcleo Interno sólido, puede explicar el aumento de velocidad que experimentan las ondas P cuando penetran en él. Los cálculos indican que el Núcleo Interno es, cuando menos, dos veces más rígido que el acero a presión ordinaria (Figura 1.3.5).

4980

6370

Figura 1.3.5. Configuración de la Tierra, considerando sólo su estructura en capas, sin tener en cuenta los procesos activos que tienen lugar en su interior. Las rocas de la Corteza, delgada, están frías y rígidas. Las rocas del Manto que están a elevadas temperaturas, son capaces de moverse lentamente. Las evidencias de las ondas sísmicas indican que el Núcleo Externo está constituido por metales en estado de fusión. La Hidrósfera la componen las aguas superficiales y atmosféricas.

Se ha encontrado que la densidad de la Tierra aumenta gradualmente desde 3.3 gr/ cm3 justamente debajo de la Corteza, a 5.5 gr/cm3 en el fondo del Manto, alcanzando la densidad de 9.9 gr/cm3 en la zona superior del Núcleo Externo, para llegar progresivamente a los 11.5 gr/cm3 en el límite del Núcleo Externo con el Interno. Investigaciones posteriores han demostrado que la rigidez del material del Manto aumenta con la profundidad hasta la base del mismo,

Las rocas se subdividen primeramente en base a su origen. Los tres tipos de rocas son: ígneas, metamórficas y sedimentarias. Su origen está determinado por la combinación de ciertas características de la misma roca como son la estratificación, que indica el origen sedimentario, foliación y la orientación preferencial de los cristales, que indican un origen metamórfico, y una variedad de otras texturas y estructuras características de las rocas ígneas.

1.4.1 Rocas Ígneas Las rocas ígneas pueden ser divididas en base a los minerales que las constituyen y a su textura. Estas rocas se dividen en dos grandes grupos: Rocas Ígneas Intrusivas y Rocas Ígneas Extrusivas. En las primeras, el magma se consolida por debajo de la superficie terrestre, dando lugar a los grandes cuerpos intrusivos entre los que se puede mencionar: Batolitos, Lopolitos, Facolitos, Diques, etc., la características principal de este tipo de rocas es su Textura Fanerítica, en la que sus constituyentes mineralógicos se pueden distinguir a simple vista o con ayuda de una lupa de mano.

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La característica anterior es indicativa del lento enfriamiento que ha sufrido el magma al estar bajo la superficie, dando lugar al completo desarrollo de los minerales que la constituyen. En contraste, las Rocas Ígneas Extrusivas se forman cuando el magma o lava se enfría y/o consolida encima de la superficie. Aquí el enfriamiento es muy rápido, haciendo que los constituyentes minerales no desarrollen sus formas cristalográficas completamente, generando una masa amorfa en la que no se distingue a simple vista ni con ayuda de una lupa de mano, ningún constituyente

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mineral, generando así la Textura Afanítica, característica de este tipo de rocas. Las formas de yacimiento que presentan éstas, están representadas principalmente por los volcanes y estratovolcanes, derrames, etc. (Figuras 1.4.1.1 y 1.4.1.2)

1.4.2 Intemperismo El intemperismo se puede definir como la alteración del material rocoso expuesto a efectos de presión, temperatura, soluciones mineralizantes y seres vivientes. En base a lo anterior se distinguen tres tipos de intemperismo: a).- Físico. Éste es generado principalmente por cambios de temperatura; si en el día se presenta un aumento de la temperatura, se genera un aumento en el volumen de la roca, es decir se expande la roca y al llegar la noche, se presenta una disminución de la temperatura, resultando en una contracción del material rocoso. En un pequeño lapso de tiempo se tiene una variación de temperatura generando expansiones diurnas y contracciones nocturnas, originando un debilitamiento y fragmentación del material rocoso. Este tipo de intemperismo es mucho más efectivo en regiones áridas o semiáridas, donde las diferencias de temperatura entre el día y la noche son mayores (Figura 1.4.2.1).

Figura 1.4.1.1 Composición de las rocas ígneas, intrusivas y extrusivas. Se muestra también el tamaño de grano y el grado de coloración de las mismas.

Tabla 1.4.1.1 Clasificación de las Rocas ígneas en base a su textura y composición química.

Figura 1.4.2.1. Génesis de diferentes tipos de sedimentos.

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AI 2 Si 2 0 5 (OH) 4 +4SiO 2 +2K + + 2CI

2KAISi 3 O 8 +2(H 2 +CI)+H 2 O

Ec. 1.4.2.1

b).- Químico. Es la alteración del material rocoso debido a soluciones químicas. Este tipo de intemperismo es el responsable de la generación de las arcillas, principalmente alterando los feldespatos de las rocas preexistentes.

las rocas, hasta las insignificantes lombrices son parte del intemperismo. El mismo hombre, al realizar sus construcciones, le produce una alteración al material rocoso, ejemplo de esto pueden ser las grandes carreteras y túneles.

La ecuación 1.4.2.1 representa la alteración de los feldespatos, por medio de una solución química y la arcilla, como producto de la reacción.

1.4.3 Erosión

De importancia en la alteración de las rocas es el ácido carbónico, el cual es generado por la lluvia y el bióxido de carbono de la atmósfera (Figura 1.4.2.2. y Ec. 1.4.2.2)

H2O+CO2

H2CO3 Ec. 1.4.2.2

El material intemperizado debe ser transportado hasta las cuencas de depósito en donde se acumulará, cementará y litificará, para finalmente llegar a constituir una roca sedimentaria. Los procesos de erosión son los que llevan el material desde el área fuente hasta la cuenca de depósito, por consiguiente, la erosión se puede definir como la alteración del material rocoso y su transporte hasta la cuenca de depósito, por lo tanto, el intemperismo es una parte de la erosión. Se tienen diferentes tipos de erosión: Erosión eólica, producida por el aire y en la cual los sedimentos son trasportados en suspensión o por saltación. Los sedimentos más finos, del tamaño de la arcilla son llevados en suspensión por el viento y, los sedimentos más gruesos del tamaño de las arenas y de las gravas, son transportadas por saltación.

Figura 1.4.2.2 Alteración de los feldespatos por intemperismo.

c).- Biológico. Este tipo de intemperismo es producido por todos los seres vivientes al alterar a las rocas. Los vegetales, al profundizar sus raíces alteran la roca. Los roedores, al construir sus madrigueras, alteran

La erosión fluvial es aquella producida por el agua. Aquí el material es transportado en suspensión, solución, saltación y tracción de fondo, esto dependiendo de la energía de la corriente. La energía de una corriente se define como la capacidad de ésta para acarrear material. Si es capaz de llevar material grueso en suspensión, se dice que tiene alta energía, y si sólo es capaz de llevar material fino en suspensión, se dice que tiene baja energía. Los depósitos característicos de este tipo de erosión son los rellenos de canal, barras, barreras, Deltas de ríos, etc.

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La erosión glacial, es la producida por los glaciares, que son grandes masas de hielo que se desplazan por gravedad. Aquí el material rocoso es transportado en suspensión y por carga de fondo. La capacidad de carga de este agente erosivo es muy grande, pudiendo transportar en suspensión desde bloques de varias toneladas, hasta material muy fino del tamaño de las arenas y las arcillas. Los depósitos característicos de este tipo de erosión están constituidos por las tillitas, las morrenas, tanto terminales como de fondo, los que pueden formar los eskers, cames, etc.

1.4.4 Rocas Sedimentarias Las rocas sedimentarias están caracterizadas, primordialmente, por presentarse formando capas o estratos.

Tabla 1.4.4.1 Clasificación de las rocas sedimentarias clásticas

Existen dos grandes grupos de rocas sedimentarias: Rocas sedimentarias clásticas y rocas sedimentarias no clásticas o químicas. Las rocas sedimentarias clásticas se forman por la acumulación mecánica de restos de rocas preexistentes, y dentro de éstas se encuentran desde las de grano más fino hasta las de grano más grueso. Cada fragmento o pedazo de roca preexistente que se acumula recibe el nombre de clasto (del griego clasto que significa pedazo o fragmento), y la acumulación de estos clastos o fragmentos recibe el nombre de sedimento. Es decir, el sedimento está formado por los fragmentos “sueltos”, que posteriormente, serán “soldados ó unidos” uno con otro y formarán una roca sedimentaria clástica. Las rocas sedimentarias clásticas son las que se muestran en la Tabla 1.4.4.1. Como se puede apreciar de la tabla anterior, las principales rocas sedimentarias clásticas son: Conglomerados, Brechas, Areniscas y Lutitas.

23 Los Conglomerados son rocas sedimentarias clásticas, cuyos fragmentos constitutivos son mayores de 2 mm y están redondeados. Si los fragmentos están angulosos, a este tipo de rocas se les denomina Brechas. Si los fragmentos que constituyen a la brecha o al conglomerado son del mismo tipo de roca, a estas rocas se les designa como oligomígticas, es decir se tienen Conglomerados Oligomígticos y Brechas Oligomígticas. Cuando los fragmentos constituyentes de estas rocas son de diferente tipo, la brecha o el conglomerado reciben el nombre de polimígticos, es decir, tendremos Brecha Polimígtica y Conglomerado Polimígtico. Dentro de las rocas sedimentarias clásticas, las más importantes desde el punto de vista petrolero son las areniscas, debido a su amplia distribución y propiedades petrofísicas idóneas para el entrampamiento de hidrocarburos.

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1.4.4.1 Clasificación de las Areniscas Se definen varias clases de areniscas en términos de proporciones de cuarzo detrítico, feldespatos y partículas de roca, así como la presencia o ausencia de matriz intersticial. Aquéllas con el 15% o más de matriz constituyen las wackas; aquéllas con menos del 15% son las areniscas “ordinarias” (ortho). En esta clase -areniscas libres de matriz o muy pobres en matriz- se han definido tres familias principales: (1) Aquéllas en las cuales el cuarzo constituye el 95% o más de la roca, son las llamadas arenitas de cuarzo (ortocuarcitas). (2) Las que contienen 25% o más de feldespatos y que exceden a los fragmentos de roca, son las arcosas. (3) Aquéllas caracterizadas por tener más del 25% de fragmentos de roca, se les conoce como areniscas líticas (arenita lítica). 24

A veces es apropiado definir y nombrar subclases, o clases transicionales entre las familias mayores. Aquí se incluyen a las subarcosas y areniscas sublíticas o arenitas. La clase de arenita lítica puede ser a su vez subdividida en base a la clase de fragmentos de roca presentes. La variedad más común es aquella en la que los fragmentos son de rocas metamórficas pelíticas de bajo grado, tales como pizarras, filitas y esquistos, prevaleciendo las micas (Figura 1.4.4.2). 1) Areniscas Feldespáticas y Arcosas El término arenisca feldespática se refiere sólo a las areniscas en las cuales los feldespatos son un importante constituyente detrítico, usualmente muy abundantes y son vistos a simple vista. El término arcosa se le da a una clase especial de arenisca feldespática. Este es un término antiguo, cuya derivación es incierta y que ha sido atribuido a Brongniart (Oriel, 1949). El significado de arcosa, como originalmente se definió, ha cambiado muy

Figura 1.4.4.2 Clasificación de las areniscas. Según Folk.

poco. Esta es una arenisca, generalmente gruesa y angular, moderadamente bien seleccionada en muchos casos, compuesta principalmente de cuarzo y feldespatos, presumiblemente derivados de una roca granítica o que alguna vez fue de composición granítica. El cuarzo es generalmente, el mineral dominante, aunque en algunas arcosas, los feldespatos exceden al cuarzo. Otros constituyentes están muy subordinados. 2) Areniscas Líticas Las areniscas en las cuales los fragmentos de roca exceden a las partículas de feldespatos, son llamadas areniscas líticas (Pettijohn, 1954), arenitas líticas (Williams, Turner y Gilbert, 1954) o litarenitas (McBride, 1963) en la misma forma en la cual las cenizas con abundancia de fragmentos de roca son llamadas cenizas líticas. La proporción de partículas de roca en una arenisca varía ampliamente. Aquéllas conteniendo 25% o más de partículas, son propiamente llamadas areniscas líticas. Aquéllas con una proporción entre 10% y 25%, forman una clase transicional, la que ha sido designada como sublitarenita (McBride, 1963) o protocuarcita (término sugerido por Krynine, Payne et. al., 1952).

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1.4.4.2 Clasificación de las Calizas

Mudstone

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Wackstone

Packstone

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Grainstone

Boundstone

Cristalinos

Las Rocas Sedimentarias No Clásticas son aquellas generadas por precipitación directa a partir de una solución sobresaturada. Los principales representantes de estas rocas son: calizas, dolomías y evaporitas. Los sedimentos precipitados químicamente más abundantes son los carbonatos. La caliza (CaCO3), y la Dolomía (CaMg(CO3)2), son a menudo llamadas rocas carbonatadas o más simplemente carbonatos. El océano es el escenario para la sedimentación de una gran variedad de carbonatos (Figura 1.4.4.3), desde la formación de lodos de foraminíferos pelágicos en las grandes profundidades, hasta acumulaciones en aguas someras, así como de arena y lodo de carbonato de calcio.

soportado por granos

grano los soportado componentes Textura y originales de ausencia de se depósito lodo depositan no se al mismo reconoce tiempo

Textura Depositacional Reconocible Figura 1.4.4.4 Clasificación de las calizas, según Dunham.

La ecuación para la sedimentación del carbonato es:

por presentarse en capas muy delgadas (de uno a tres centímetros de espesor), ser de color gris, y generalmente asociadas con pedernal (ya sea en forma de nódulos o en bandas).

(Ecuación 1.4.4.1.1)

Se han utilizado diferentes clasificaciones para las calizas, pero la más usada en el ámbito petrolero es la clasificación de Dunham (Figura 1.4.4.4).

Así se distinguen calizas de plataforma de las calizas de cuenca, con sus características propias, las cuales sirven para diferenciarlas. Las calizas de plataforma son aquéllas depositadas sobre la plataforma continental, presentándose en capas muy gruesas (mayores de 30 cm) y generalmente de color crema. Las llamadas calizas de cuenca, son aquéllas depositadas a grandes profundidades en las cuencas oceánicas y se caracterizan

Otra de la rocas carbonatadas importantes es la Dolomía, siendo un carbonato doble de calcio y magnesio (CaMg(CO3)2), las que con base en su génesis son denominadas como Dolomías Primarias y Dolomías Secundarías. Las Dolomías primarias son aquellas formadas por la precipitación directa del carbonato doble de calcio y magnesio, en el área inmediatamente por encima de la zona de altas mareas, conocida como Sabkha.

Figura 1.4.4.3 Representación esquemática de una plataforma carbonatada y litologías asociadas.

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Las dolomías secundarias, son aquellas formadas por el reemplazamiento en una caliza ya existente, de un ión calcio por un ión magnesio, generando así el proceso llamado de dolomitización. Este proceso hace que exista un incremento en la porosidad primaria de la caliza, de aquí su importancia en la industria petrolera. El carbonato de calcio (CaCO3), es el constituyente dominante en los carbonatos modernos y en las calizas antiguas. Se presenta como Aragonita y Calcita. La Aragonita cristaliza en el sistema cristalográfico ortorrómbico, mientras que la calcita en el rombohedral. El proceso de dolomitización puede ocurrir cuando se dan las condiciones para la siguiente reacción:

CaCO3 + MgCO3 26

Figura 1.4.4.5. Clasificación General de las Rocas Sedimentarias.

CaMg(CO3)2

1.4.5 Rocas Metamórficas

Ec. 1.4.4.1.2

Las rocas metamórficas se forman por la alteración mineralógica y estructural, debido a efectos de presión, temperatura y/o soluciones mineralizantes. Éstas se forman a partir de rocas sedimentarias, rocas ígneas y hasta de otras rocas metamórficas (Figura 1.4.4.6).

Las evaporitas se precipitan directamente a partir de una solución sobresaturada en condiciones de cuenca cerrada, en las que la evaporación es mayor que la precipitación, aunque actualmente se conocen evaporitas provenientes de la precipitación de sales en el Mar Mediterráneo. Las principales evaporitas son: Evaporita

Fórmula Química

a.- Yeso

CaSO4 + 2H2O

b.- Anhidrita

CaSO4

c.- Silvita

KCl

d.- Polihalita

2CaSO4.MgSO4.K2SO4+2H2O

e.- Halita

NaCl.

f.- Cainita

KMg(Cl(SO4) + 3H2O

g.- Carnalita

KMgCl3 + 6H2O

Figura 1.4.4.6. Clasificación de las rocas metamórficas.

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1.5 Tectónica de placas y recursos minerales

cada una de las cuales puede abarcar un continente y parte de su cuenca oceánica.

Las implicaciones de la nueva tectónica global con respecto a los recursos minerales, particularmente los recursos minerales del suelo del océano, están empezando ahora a ser considerados.

Los límites de las placas litosféricas se encuentran delineados por las estrechas áreas sísmicas en donde las placas se mueven una con respecto a la otra. Se han reconocido tres tipos de límites entre las placas. Un tipo, denominado límite de placas convergentes, es aquél en el que dos placas adyacentes se mueven una contra otra y chocan, o también puede suceder que una de ellas se sumerja bajo la otra, siendo absorbida en el interior de la Tierra.

En la actualidad, los únicos recursos minerales del fondo del mar que tienen un valor económico, son las grandes reservas de petróleo y gas que se encuentran bajo algunas plataformas continentales. En años recientes se ha incrementado el número de descubrimientos de recursos minerales ocultos, motivada por una visión teórica del tema. El concepto de considerar a la Tierra como un planeta estático, sostiene que los continentes y las cuencas oceánicas son rasgos permanentes que han existido hasta la actualidad desde hace 4.5 mil millones de años, que es el tiempo histórico de la creación de la Tierra. Por otra parte sólo han sido descubiertos los depósitos minerales más accesibles situados sobre los continentes, y la mayor parte de ellos ocurrió por prueba y error, teniendo sólo un pequeño conocimiento del porqué y en dónde pueden existir. Sin embargo, esto ha cambiado debido a la incorporación del concepto de considerar a la Tierra como un conjunto dinámico, en el cual los continentes se están moviendo constantemente y las cuencas oceánicas se estan abriendo y cerrando. Tectónica es un término geológico que se refiere a los movimientos de la Tierra. Los movimientos en cuestión afectan a la litósfera, que es la capa rígida más externa de la Tierra, la cual tiene un espesor del orden de 100 kilómetros. La litósfera, que se comporta como si estuviera flotando sobre una capa inferior de características plásticas, correspondiente a la astenósfera, que está segmentada en seis grandes láminas o placas,

El segundo tipo de límite, denominado límite de placas divergentes, es aquél en el que dos placas adyacentes se mueven de tal modo que se separan una de la otra, puesto que nueva masa litosférica está siendo adicionada a cada placa por el proceso de expansión del suelo del océano. El tercer tipo de límite de placas tectónicas es un límite paralelo al borde de las placas y está definido allí donde dos placas adyacentes se mueven, borde junto a borde, a lo largo de su lado común. Los bordes de placas convergentes son las porciones oceánicas de las placas litosféricas que se sumergen bajo los márgenes de un continente y se caracterizan por la presencia de una profunda fosa que se extiende a todo lo largo de su longitud. Así, un sistema de fosas profundas corre a lo largo de todo el margen occidental de América del Norte y Sudamérica, donde la litósfera del pacífico se mete bajo los respectivos continentes. Tanto las fosas marginales como las cadenas de islas volcánicas dan lugar a un hábitat que es favorable a la acumulación de petróleo si se cumplen ciertas condiciones. Primero: que las fosas y las cadenas de islas actúen como barreras que atrapen a los sedimentos y la materia orgánica procedente del continente o del océano. Segundo: que la forma de las fosas y de las pequeñas cuencas haga que se comporten como áreas

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que impidan la circulación de aguas del océano, por lo que el oxígeno será muy poco en el agua de esta área y se preservará la materia orgánica. Tercero: que la acumulación de sedimentos y las estructuras geológicas que se desarrollen como resultado de la deformación de los mismos por fuerzas tectónicas, generen rocas almacenadoras y trampas en donde pueda acumularse el petróleo. Estas cuencas marginales semicerradas, constituyen algunas de las áreas prometedoras para la acumulación de petróleo.

El proceso de un borde de placas divergentes puede también dar lugar a un hábitat favorable para la acumulación de petróleo. Este hallazgo puede abrir inmensas posibilidades acerca de los yacimientos de petróleo en el fondo de las cuencas oceánicas. Cuando un límite de placas divergentes se desarrolla bajo un continente, el continente se rompe en dos y los fragmentos continentales son transportados alejándose uno del otro, sobre una masa de nueva litósfera que ha sido generada precisamente en las líneas de divergencia de estas placas. Puesto que los dos fragmentos continentales se separan, entre los dos se origina un mar. Los continentes circundantes actúan como barreras que restringen la circulación de este mar. Como resultado de ello, la materia orgánica queda preservada de la destrucción, y si la evaporación del mar excede a su reemplazamiento, se depositan capas de sales interestratificadas con la materia orgánica. Ya que los fragmentos de los continentes continúan separándose a la vez que se produce la subsidencia del suelo oceánico adyacente, estas áreas, que en un principio eran limitadas, llegan a constituir más tarde un océano. Las capas de materia orgánica y de sal van a ser, a su vez, recubiertas por nuevos sedimentos.

La materia orgánica se transforma (por procesos que sólo parcialmente son conocidos) en petróleo, y las rocas evaporíticas originan estructuras en forma de domo, que actúan como trampas para el petróleo. El Mar Rojo es un ejemplo de un mar restringido formado en una primera etapa de desarrollo a partir de un límite de placas divergentes, a lo largo de la cual Arabia se está separando de África. Debajo de él han sido encontradas capas de rocas salinas y barros orgánicos con un espesor de 5,100 metros. La presencia de estos domos de sal en el fondo del Atlántico indica que en una primera etapa de deriva continental atlántica, éste que es hoy un océano era un mar con una escasa circulación de aguas, debido a la configuración que presentaban entonces los continentes que hoy mismo también lo rodean. Al igual que en actual Mar Rojo, las condiciones en aquel Mar Atlántico favorecieron la conservación de la materia orgánica y la depositación de rocas salinas. Como el Atlántico se ensanchó en respuesta a la creación simétrica de nueva litósfera, por la expansión del suelo oceánico desde la cordillera centro-atlántica, el Mar Atlántico llegó a ser un océano, y la materia orgánica, junto con los depósitos evaporíticos, quedaron enterrados bajo los sedimentos, formando los actuales márgenes del Océano Atlántico. Es razonable suponer que las acumulaciones de petróleo, pueden extenderse hacia el mar bajo la plataforma continental, el talud continental y el borde del talud hasta las profundas aguas de cerca de 5,400 metros a lo largo de las márgenes orientales y occidentales del Atlántico Norte y del Atlántico Sur.

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De manera análoga, el petróleo podemos hallarlo en otras cuencas oceánicas que se han ido formando a partir de una etapa de mares restringidos, cerrados por el mecanismo de la expansión del suelo oceánico. Con relación al petróleo, los bordes de placas convergentes, dan lugar a condiciones que originan acumulaciones en pequeñas cuencas oceánicas y fosas profundas en los márgenes de los continentes. Los bordes de placas divergentes, por otra parte crean condiciones que favorecen el desarrollo de acumulaciones de petróleo que se extienden a lo largo de la plataforma continental hasta las zonas profundas de las cuencas oceánicas bajo el borde del talud continental (Figura 1.5.1).

1.6.1 Categorías de la clasificación estratigráfica

El modelo global de la distribución de minerales que ha salido de tales ideas puede provocar una aceleración del descubrimiento de los recursos, no solamente bajo los mares y océanos, sino también sobre los continentes.

Se pueden clasificar los estratos en muchas categorías diferentes, cada una de las cuales requiere sus propias unidades distintivas. Las unidades mejor conocidas y más utilizadas corresponden a las tres categorías siguientes:

1.6 Principios de la clasificación estratigráfica

1.- Litoestratigrafía: Parte de la Estratigrafía que trata de la organización de los estratos en unidades basadas en sus caracteres litológicos.

En un sentido amplio, la Tierra puede considerarse como estratificada. Por tanto, todas las rocas y todas sus clases sedimentarias, ígneas y metamórficas, caen en el campo de la Estratigrafía y de la clasificación estratigráfica. Las rocas estratificadas o estratos poseen muchas propiedades y es posible, por tanto, clasificarlas según cualquiera de éstas: litología, contenido de fósiles, polaridad magnética, propiedades eléctricas, reacciones sísmicas, composición química o mineralógica y muchas otras. Los estratos también se pueden clasificar de acuerdo con atributos tales como su edad o el ambiente de su formación.

Figura 1.5.1. Tectónica de placas y su implicación en la generación y entrampamiento de petróleo.

2.- Bioestratigrafía: Parte de la Estratigrafía que trata de la organización de los estratos en unidades basadas en su contenido fósil. 3.- Cronoestratigrafía: Parte de la Estratigrafía que trata de la organización de los estratos en unidades basadas en sus relaciones de edad.

1.6.2 Discontinuidad del testimonio histórico de las rocas. La clasificación estratigráfica se refiere principalmente a las rocas estratificadas de la Tierra. Es preciso reconocer, no obstante, que en la mayoría de los casos la crónica de la historia de la Tierra, tal como lo atestiguan las rocas, dista mucho de ser continua o

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completa. Lo común es que esta crónica se encuentre interrumpida por innumerables discontinuidades y discordancias erosionales. La información que estos intervalos ausentes representan, podría ser una contribución importantísima a la historia de la Tierra y, por tanto, a la Estratigrafía.

1.6.3 Definiciones y procedimientos 1.- Estratigrafía, del latín stratum y del griego graphia, es etimológicamente la ciencia que trata de la descripción de las rocas estratificadas.

2.- Estrato. El estrato geológico es una capa (un cuerpo generalmente tabular) de roca que posee determinadas características, propiedades o atributos diagnósticos que la distinguen de los estratos adyacentes. Esos estratos adyacentes pueden estar separados entre sí por planos de estratificación visibles, o por cambios menos perceptibles en la litología, mineralogía, contenido fósil, constitución química, propiedades físicas, edad o cualquier otra propiedad. 3.- Clasificación Estratigráfica es la organización sistemática de los estratos de la Tierra, tal como se encuentran en su sucesión original, en unidades basadas en cualquiera de las características, propiedades o atributos que posean. 4.- Unidad estratigráfica es un estrato o conjunto de estratos adyacentes susceptibles de reconocerse en su conjunto como una unidad (o entidad característica) en la clasificación de la sucesión estratigráfica de la Tierra. 5.- Un estratotipo es un intervalo determinado en una sucesión concreta de estratos que constituye el modelo para definir y reconocer determinadas unidades o cierto límite estratigráfico. 6.- Correlación. Correlacionar en el sentido Estratigráfico, es establecer correspondencia en carácter y en posición estratigráfica. Hay

diferentes clases de correlación según el aspecto o propiedad que se intenta destacar. La correlación litológica demuestra la correspondencia en cuanto a carácter y posición estratigráfica; la correlación de dos capas fosilíferas pone de manifiesto su correspondencia respecto al contenido fósil y a su posición bioestratigráfica; la cronocorrelación demuestra correlación en cuanto a edad y posición cronoestratigráfica. 7.- Facies, en Estratigrafía, pueden indicar aspecto, naturaleza o manifestación característica de los estratos o ciertos constituyentes propios de los mismos, que generalmente refleja sus condiciones de formación.

1.6.4 Unidades Litoestratigráficas La clasificación litoestratigráfica representa la primera fase del estudio Estratigráfico de cualquier área nueva.

1.6.4.1 Definiciones 1.- Litoestratigrafía. Es la parte de la Estratigrafía que trata de la litología de los estratos y su organización en unidades, con base en su carácter litológico. 2.- Clasificación Litoestratigráfica, es la organización de los estratos en unidades basadas en su carácter litológico. 3.- Unidad litoestratigráfica. Conjunto de estratos que constituyen una unidad, por estar compuestos predominantemente de cierto tipo litológico o de una combinación de éstos o de poseer otras características litológicas importantes en común que sirvan para agrupar los estratos. Una unidad litoestratigráfica puede estar formada por rocas sedimentarias, ígneas o metamórficas o una asociación de dos o más de estos tipos de rocas; las rocas pueden ser consolidadas o no consolidadas. El requisito crítico indispensable de una unidad litoestratigráfica es que, en conjunto, presente

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un grado importante de homogeneidad. Las unidades Litoestratigráficas se reconocen y definen por sus características físicas observables.

1.6.4.2 Tipos de unidades litoestratigráficas Las unidades Litoestratigráficas formales son las que se definen y nombran de acuerdo a un esquema de clasificación y nomenclatura explícitamente establecido o acordado por convenio. La jerarquía convencional de los términos litoestratigráficos formales es la siguiente: a) Formación: Unidad fundamental de la Litoestratigrafía. b) Miembro: Unidad litológica establecida dentro de una formación. c) Capa: Estrato distintivo establecido dentro de un Miembro o Formación.

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El espesor de las unidades de rango de formación no se ajusta a norma alguna, y puede variar desde menos de un metro hasta varios miles de metros, según la magnitud de las unidades que se requieran localmente para expresar en la forma más adecuada el desarrollo litológico de una región. Una consideración importante al establecer formaciones es la facilidad con la que sea posible representarlas en mapas y cortes. Las formaciones pueden estar constituidas por rocas sedimentarias, rocas ígneas intrusivas o extrusivas o rocas metamórficas, y en determinadas circunstancias, por asociaciones de dos o más de estos tipos de rocas. b) Miembro. El miembro es la unidad litoestratigráfica formal de rango inmediatamente inferior al de la formación y siempre es parte de una formación. c) Capa.

a) Formación. La formación es la unidad fundamental de la clasificación litoestratigráfica; es un conjunto de estratos de rango intermedio en la jerarquía de las unidades litoestratigráficas. Las formaciones son las únicas unidades litoestratigráficas formales en las que debe dividirse la columna estratigráfica completa, con base en sus características litológicas (los miembros y los grupos sólo pueden existir como subdivisiones o agrupaciones, respectivamente, de formaciones). El grado de cambio litológico requerido para el establecimiento de formaciones (u otras unidades litoestratigráficas) no se rige por reglas rígidas y uniformes, ya que varía de acuerdo con la complejidad geológica de la región y con el grado de detalle necesario para representar adecuadamente su composición litológica y para deducir su historia geológica.

La capa es la unidad formal menor en la jerarquía de las unidades litoestratigráficas. Es una unidad dentro de una sucesión estratificada, que se distingue litológicamente de otras por encima y por debajo de ella. Corrientemente, el término “capa” se aplica a estratos cuyo espesor varía de un centímetro a pocos metros. Los de menos espesor se llaman “láminas”.

1.6.5 Unidades Cronoestratigráficas 1.6.5.1 Definiciones a) Cronoestratigrafía: parte de la Estratigrafía que trata de la edad de los estratos y de sus relaciones geocronológicas. b) Clasificación Cronoestratigráfica: Organización de los estratos en unidades basadas en su edad o el tiempo de su formación.

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c) Unidad Cronoestratigráfica: Conjunto de estratos que constituye una unidad que contiene a rocas formadas durante determinado intervalo de tiempo geológico. d) Jerarquía de las Unidades Cronoestratigráficas y Geocronológicas: La Guía Estratigráfica Internacional recomienda los siguientes términos cronoestratigráficos formales y sus equivalentes geocronológicos para expresar las unidades de diferente extensión o rango geocronológico (Tablas 1.6.5.1 a 1.6.5.4). Cronoestratigráfico

Geocronológico

Eonotema

Eón

Eratema

La situación especial de la Geología Estructural entre las ramas de las ciencias geológicas reside en el reconocimiento, representación e interpretación genética de las estructuras de las rocas. Es común llamar penecontemporáneos a los efectos que están relacionados con las últimas etapas de los procesos de formación de las rocas sedimentarias o ígneas, ya que están íntimamente vinculados con las condiciones existentes durante la formación de las mismas, mientras que las estructuras formadas enteramente en una etapa posterior son consideradas secundarias.

Era

Sistema Serie Piso

1.7 Geología estructural

Cronozona

Período Época Edad Cron.

Tabla 1.6.5.1. Equivalencias de unidades crono y geocronólogicas.

1.7.1 Fuerza Una fuerza es un empuje o una tracción. Por lo tanto tiene que indicarse su magnitud y la dirección para que pueda tratarse como una cantidad vectorial y como la composición de un número de fuerzas mediante las cuales se halla la resultante. La fuerza debe descomponerse en componentes que actúan en distintas direcciones, lo cual puede hacerse mediante análisis vectorial según las reglas del paralelogramo y del polígono.

1.7.2 Esfuerzo Cuando se aplican unas fuerzas en la superficie externa de un cuerpo se desarrollan otras en el interior del mismo. Se puede decir que está sometido a un esfuerzo con una acción y una reacción internas equilibradas entre partes adyacentes. Se considera como esfuerzo a la intensidad de estas fuerzas internas, es decir, la fuerza que actúa sobre el área unidad, en cualquier dirección, incluyendo esta unidad de área el punto en el cual se considera el esfuerzo.

Tabla 1.6.5.2. Tabla geológica del tiempo.

Si un cuerpo permanece en reposo bajo un sistema de fuerzas, es posible escoger en cualquier punto del mismo, tres planos

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Tabla 1.6.5.3. Tabla geológica del tiempo correspondiente al Paleozóico

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Tabla 1.6.5.4. Tabla geológica del tiempo correspondiente al Mesozóico y al Cenozóico.

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perpendiculares entre sí y orientados de tal forma que los esfuerzos resultantes sobre ellos sean solamente esfuerzos normales o tracciones. Las tres líneas formadas por la intersección de los planos son conocidas con el nombre de ejes principales de esfuerzo y los esfuerzos que actúan sobre esas direcciones, como esfuerzos principales en el punto considerado. En el caso general, los esfuerzos principales son desiguales, de tal forma que tenemos el esfuerzo principal máximo (σ 1), el esfuerzo principal intermedio (σ 2) y el esfuerzo principal mínimo (σ 3), en el punto considerado. Las superficies existentes en cualquier dirección distinta de las de los tres planos ortogonales mencionados, estarán sujetas a esfuerzos de Cizalla y a esfuerzos normales, teniendo los primeros un máximo según dos direcciones (perpendiculares) que forman un ángulo de 45° con los ejes de esfuerzo máximo y mínimo.

1.7.3 Deformación La deformación de un cuerpo implica el desplazamiento de unas partes del mismo en relación a otras y su medida nos proporciona datos sobres los cambios de forma, de volumen o de ambas cosas a la vez. Los cambios de forma se llaman distorsión y los de volumen dilatación; ésta puede ser positiva (en expansión) o negativa (en compresión). Los sólidos se clasifican en frágiles y dúctiles según el grado de deformación que presenten. En los primeros, la afluencia plástica (deformación entre el límite elástico y el punto de fractura) es cero o muy pequeña, mientras en los segundos es grande. Cuando un cuerpo sometido a una prueba de compresión finalmente se rompe, la pérdida de cohesión interna se traduce por una especie de desmoronamiento de la muestra. En las pruebas de compresión las

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roturas son principalmente de dos tipos: las más comunes son las formadas según planos inclinados, a menos de 45° respecto a la dirección de compresión y a lo largo de ellas, los trozos de muestra se deslizan por Cizalla. Estos planos son fracturas de Cizalla. En los materiales frágiles se pueden producir también fragmentos paralelos al eje de compresión separándose de acuerdo a las fracturas de extensión.

1.7.4 Pliegues En Geología, igual que en lenguaje ordinario, la palabra pliegue indica que un objeto, originalmente plano, ha sido afectado de tal forma que sobre él se ha producido una acción cuyo resultado es muy similar a un doblamiento del mismo. Los pliegues son producto de una deformación, y por tanto, de una variación del echado regional, como las representadas por las cenizas en los flancos de un cono volcánico. La definición de plegamiento adoptada, no implica que todos los pliegues estén producidos por la acción de fuerzas corticales. Se consideran cuatro categorías principales de pliegues: a) Los producidos principalmente por diastrofismo, entendiendo éste como la acción de fuerzas de origen profundo que tiene una componente horizontal fuerte o que, si actúan verticalmente, son suficientes para producir levantamientos importantes contra la fuerza de gravedad. b) Los que se producen por deslizamiento y afluencia de masas rocosas importantes bajo la acción de la gravedad. c) Los que son producidos por efectos locales más que por la acción regional de fuerzas internas. Entre ellos se incluyen los pliegues debidos a la compactación, a intrusiones ígneas o salinas y otros fenómenos parecidos.

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en los pliegues simétricos, el echado medido en donde los flancos cortan un plano horizontal dado, tiene el mismo valor, pero es de dirección opuesta en cada uno de ellos. En los pliegues asimétricos los echados correspondientes son diferentes.

Figura 1.7.4.1. Diferentes tipos de plegamientos.

Los pliegues en los que un flanco es considerablemente más largo que el otro pueden llamarse desiguales.

d) Los que se deben por completo a deslizamientos superficiales o afluencia de masas en equilibrio, que sufren un despegue formando movimientos de masa.

Si un flanco de un pliegue asimétrico sobrepasa la vertical, se dice que está invertido. En los pliegues isoclinales los flancos están muy juntos y son paralelos entre sí.

El plano horizontal tiene gran importancia en la Geología, por ello, existen varias definiciones fundamentales de pliegues, especialmente las que se refieren a los términos básicos de anticlinal y sinclinal, que relacionan la posición espacial de las capas con ese plano, como se muestra en la Figura 1.7.4.1.

Los pliegues curvilíneos presentan curvas suaves en corte pero muchos otros tienen flancos rectilíneos o cási rectilíneos, de tal forma que son angulares. La repetición de pliegues angulares da como resultado pliegues en zig-zag o en chevrón.

Idealmente, un anticlinal es un pliegue convexo hacia arriba en el que una capa dada corta el mismo plano horizontal en los dos flancos, cuyos echados van en direcciones opuestas a ambos lados de la cresta del pliegue. Un sinclinal es el inverso de un anticlinal: los echados de las capas van hacia la concavidad en ambos flancos. El punto más elevado de un pliegue anticlinal es la cresta del pliegue, y el punto más bajo de un sinclinal es la cubeta o cuenca. La simetría de los pliegues ha sido tradicionalmente descrita según los echados de ambos flancos medidos con referencia a un plano horizontal. De acuerdo con este uso

En los pliegues en cúspide, las capas están suavemente curvadas, pero cuando se juntan dan terminaciones agudas. El pliegue en abanico y el pliegue en cofre son dos tipos muy bien conocidos en Europa. Ambos tipos son generalmente rectos (Figura 1.7.4.2). Contrastando con ellos en los pliegues acostados, ambos flancos son horizontales o casi horizontales. Estos últimos estan representados a gran escala en los mantos de plegamiento muy bien desarrollados. Los anticlinorios y los sinclinorios son grandes pliegues complejos de forma general anticlinal o sinclinal con muchos pliegues menores en los flancos.

1.7.5 Fallas

Figura 1.7.4.2. Tipos de plegamientos.

Se dice que las rocas han sido falladas cuando han sufrido un desplazamiento observable según un plano de Cizalla o de fracturación macroscópico. La palabra “falla” se refiere tanto a su propio plano, que se llama plano de falla, como a los desplazamientos que se han producido a lo largo del mismo.

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1.7.5.1 Nomenclatura de las fallas La palabra falla se utilizaba originalmente en la minería de carbón cuando en determinado momento de las labores se perdía la continuidad de una capa mineral La superficie de rompimiento y sobre la que es observable el desplazamiento de un bloque respecto a otro bloque, recibe el nombre de plano de falla. Este plano puede ser desde horizontal hasta vertical, esta inclinación recibe el nombre de buzamiento. Tomando como referencia al plano de falla, el bloque que se encuentra “sensiblemente” por encima del plano de falla, recibe el nombre de “bloque del alto”. El bloque que se localiza “sensiblemente” por debajo del plano de falla, recibe el nombre de “bloque del bajo” (Figuras 1.7.5.1 y 1.7.5.2).

Figura 1. 7.5.1. Partes constitutivas de una falla.

Figura 1.7.5.3. Diferentes tipos de fallas y sus principales esfuerzos.

En cada caso, las fallas son superficies de deslizamiento o fracturas de Cizalla complementarias, de tal forma que el ángulo diedro agudo entre ellas incluye el eje de esfuerzo principal máximo, mientras que el eje intermedio es la dirección según la cual se cortan los planos (Figura 1.7.5.3). Los principales tipos de esfuerzo que actúan sobre cuerpos de roca para generar diferentes tipos de fallas son: a) Esfuerzo máximo horizontal, esfuerzo intermedio horizontal, esfuerzo mínimo vertical. Esta disposición produce las fallas inversas. b) Esfuerzo máximo horizontal, esfuerzo mínimo horizontal, esfuerzo intermedio vertical. Esta disposición produce fallas de desgarre complementarias. c) Esfuerzo máximo vertical, esfuerzo mínimo e intermedio horizontales. Esta disposición produce fallas normales que buzan más de 45°.

Figura 1.7.5.2. Desplazamientos en una falla.

Los tipos de fallas más comunes y conocidos son las fallas inversas y las fallas normales, cada una producida por un tipo de

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esfuerzo específico: los esfuerzos distensivos son los responsables de la generación de fallas normales, y los esfuerzos compresivos generan las fallas inversas. Esfuerzos que no tiene componente vertical generan las fallas de desplazamiento horizontal, en las que un bloque se desplaza horizontalmente con respecto al otro.

d) Fallas Normales. La suposición de que para la mayoría de las fallas normales, la gravedad es la fuerza compresiva máxima, se basa en parte en el hecho de que los planos de falla existentes en la mayoría de las regiones con bloques fracturados tienen buzamientos mayores de 45°. Sin embargo, el claro descenso de los bloques hundido sugiere igualmente un movimiento debido a la fuerza de gravedad, y por lo tanto, las fallas normales a las que se pueden aplicar estos puntos de vista han sido llamadas, durante mucho tiempo, fallas de gravedad. Por estudios estadísticos se conoce que el buzamiento del plano de falla en ellas, está comprendido entre 45° y 70°. En las fallas inversas el bloque del alto tiene un movimiento ascendente sobre el plano de falla en relación al bloque del bajo y la longitud de la sección de la masa afectada sufre un acortamiento. Según el análisis del esfuerzo, cabe esperar que este tipo de accidentes presenten buzamientos algo menores de 45°. De hecho muchas de las fallas inversas de gran importancia regional tienen buzamientos muy bajos, más cercanos a la horizontal que al ángulo de cizalla de 45°, mientras que otras tienen inclinaciones muy grandes cercanas a la vertical. De acuerdo con lo anterior, estos tipos de accidentes se denominan, respectivamente, fallas inversas tendidas (low angle reverse faults) y fallas inversas de gran ángulo (high angle reverse faults). La etapa inicial de una falla es la fractura, la que se puede definir como la pérdida de cohesión de la roca sin desplazamiento aparente de sus componentes.

1.7.6 Discontinuidades estratigráficas La interpretación de la historia tectónica de una región, se basa en gran parte en las relaciones mutuas de los estratos y la identificación de discontinuidades de diversos tipos en la sucesión sedimentaria. Diastemas. El techo de cualquier capa ha funcionado como parte del fondo del mar, de un lago o de un río, y sobre ella se produjo posteriormente una depositación, o bien, durante cierto tiempo se formó una superficie en tierra firme, como en el lado de depósitos eólicos. Tales superficies representan un determinado período de tiempo, del orden de horas o minutos, en el caso de la depositación torrencial de gravas y arenas, pero en otros medios, es de miles ó millones de años. El tiempo transcurrido hasta la nueva depositación es un diastema. Las diastemas son las discontinuidades más pequeñas identificables en el depósito de las series sedimentarias. En una disconformidad las capas más recientes yacen sobre otras dadas con seguridad como más antiguas. Las capas son aproximadamente paralelas pero existe un intervalo erosivo en su contacto. Una discordancia, o mejor dicho, una discordancia angular, tiene lugar cuando unas capas más recientes se encuentran sobre otras más antiguas, las cuales han sido inclinadas o plegadas y sobre las que posteriormente ha actuado la erosión antes del depósito de los estratos suprayacentes. Existen diferencias de echado o de echado y azimuth, entre los dos grupos de capas. El término disconformidad se puede utilizar en el caso de una superficie de erosión fosilizada que separa un cuerpo intrusivo de los sedimentos suprayacentes. La evaluación del tiempo transcurrido o hiato, representado por una discordancia y su significado respecto a la erosión y falta de depositación, no es tarea fácil.

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1.7.7 Principios básicos y orígen del petróleo. Los hidrocarburos se encuentran en las cavidades o poros de las rocas sedimentarias, ya sean clásticas, como areniscas y brechas, o no clásticas, representadas por las calizas y dolomías. En ellas, la porosidad, que es como se ha nombrado a aquella característica, puede ser sucrósica o de matríz para las areniscas, y denominada primaria para las calizas y dolomías. En las dos clases de rocas se puede tener porosidad secundaria, representada en ambas, por la presencia de fracturas, y en las no clásticas, esta propiedad es incrementada por la presencia de la porosidad vugular (del inglés “vugs”) o cavidades de disolución. Las rocas que presentan las características anteriores reciben el nombre de rocas almacenadoras, ya que como se observa, son las que almacenan a los fluidos. De lo que se puede derivar el cálculo de la saturación de agua (Sw) y consecuentemente del volumen de hidrocarburos (Shr). La facilidad con que los fluidos pueden desplazarse a través de las rocas es la permeabilidad, la que también es importante definir para poder calcular la productividad de un estrato. Las capas de rocas sedimentarias con impregnación forman yacimientos, los que requieren de la presencia de un tipo de roca que evite la migración de los fluidos, que se denomina roca sello, y cuya característica es que son de grano muy fino y por lo tanto impermeable. Buenos representantes de estas rocas sello son las lutitas y las anhidritas. La trampa es el elemento geológico base, indispensable para la acumulación de hidrocarburos. Ésta puede ser de tipo estructural, estratigráfica y combinada. Las del primer tipo son formadas por esfuerzos tectónicos, resultando ciertas estructuras, entre éstas la más conocida es la trampa anticlinal, y existen otras, como fallas, discordancias, etc.

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Las trampas estratigráficas están representadas por cambios de facies, generalmente laterales, pudiendo indicar transgresiones y regresiones con sus cambios litológicos asociados. Las trampas combinadas son, como su nombre lo dice, una combinación de las dos previamente descritas. Ubicar todas las características antes mencionadas en el espacio para delimitar zonas con más posibilidades petrolíferas, resulta en una zona de plataforma continental, en donde se reúnen las condiciones para la generación, acumulación y entrampamiento de hidrocarburos. Aquí se está considerando el origen orgánico del petróleo, formado a partir de la acumulación de materia orgánica, que como se ha demostrado actualmente, está mayormente constituida por plancton, (fitoplancton y zooplancton), que es una “nata” de organismos microscópicos que se encuentran “flotando” en las aguas de los océanos, son más abundantes en las desembocaduras de los grandes ríos, y consecuentemente, sobre las plataformas continentales, los que al morir son cubiertos inmediatamente por sedimento fino, evitando su descomposición, formando así las rocas generadoras. Implicando tiempo geológico, temperatura y presión, se tendrá la generación de hidrocarburos, que se acumularán en rocas almacenadoras, depositadas en la misma plataforma, y que pueden ser areniscas, calizas y hasta brechas arrecifales, si existen las condiciones ambientales para la existencia de esta estructura de orígen orgánico. La existencia de sedimentos y/o condiciones para la precipitación de evaporitas, generará la roca sello necesaria para evitar la migración. Las trampas necesarias para la acumulación económica y el medio ambiente de depósito arriba descrito, sugieren la existencia de un geosinclinal (grandes

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cuencas de depósito, de miles de kilómetros de largo y cientos de kilómetros de ancho, generalmente localizados en las márgenes de los continentes) en el que se presentan las condiciones antes descritas para el depósito, acumulación y entrampamiento de hidrocarburos, lo que ocurre en la etapa final de deformación del geosinclinal, formando tipos de pliegues como sinclinales y anticlinales con todas sus variantes, es decir, fallas mayormente inversas que resultan de la deformación final, y normales, que pueden ser atribuidas al reacomodo isostático después de que ha finalizado la deformación del geosinclinal.

Hoy en día el análisis detallado de un conjunto de registros cuidadosamente elegidos, provee un método para determinar la saturación de hidrocarburos y de agua, la porosidad, el índice de permeabilidad y la litología que constituye al yacimiento.

El reconocimiento de las características litológicas y propiedades físicas antes mencionadas, en secuencias que se localizan actualmente a miles de metros por debajo de la superficie, solamente es posible utilizando métodos indirectos, como el de los registros geofísicos de pozo, que ha demostrado ser el método más preciso y confiable.

Los registros eléctricos por cable, se adquieren desde un camión de registros, al que en ocasiones se le da el nombre de “unidad de registros” (Figura 1.8.1.1). Esta unidad transporta los instrumentos de medición de fondo, el cable eléctrico y un malacate que se necesita para bajar los instrumentos por el pozo, así como el equipo de superficie necesario para alimentar las herramientas de fondo, recibir, almacenar y procesar las señales.

1.8 Introducción a los Registros Geofísicos de pozo En el año de 1927 se realizó el primer registro eléctrico en el campo petrolero de Pechelbronn, Alsacia, en el noreste de Francia. En 1929, el registro de resistividad eléctrica se introduce comercialmente en Venezuela, Estados Unidos y Rusia, iniciando así el desarrollo de esta tecnología. El instrumento de medición de fondo, llamado sonda, se detenía en intervalos periódicos, se hacían mediciones y la resistividad calculada se trazaba manualmente en una gráfica. Este procedimiento se repetía de estación en estación hasta que se grababa todo el registro. A medida que la ciencia de los registros geofísicos de pozo avanzaba, también lo hacía el arte de la interpretación de datos.

R. Desbrandes define un registro geofísico de pozo como: “Toda aquella obtención gráfica de una característica de las formaciones atravesadas por un pozo en función de la profundidad”

1.8.1 Adquisición de datos

Los instrumentos de medición de fondo se componen de dos elementos: uno contiene los sensores que se utilizan para hacer las mediciones, que se denomina sonda. El tipo de sonda depende, desde luego, de la naturaleza de la medición. El otro elemento del instrumento de fondo es el cartucho: este contiene los elementos electrónicos que alimentan a las sondas, que procesan las señales adquiridas y transmiten las señales por el cable hacia la unidad de registro. Actualmente, la mayoría de las herramientas de registro pueden combinarse fácilmente. Las sondas y cartuchos de diversas herramientas pueden conectarse a fin de formar una sola herramienta y con ello realizar diversas adquisiciones con una sola bajada y subida en el pozo o corrida.

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Figura 1.8.1.1. Unidad de Registro CSU (Unidad de Servicio Cibernética) para la adquisición de registros geofísicos de pozo.

La transmisión de las señales se puede hacer de forma analógica o digital. El cable también se utiliza para transmitir la corriente eléctrica desde la superficie a las herramientas en el fondo del pozo. El equipo de superficie suministra la corriente eléctrica a las herramientas, pero lo más importante es que recibe, procesa y analiza las señales, las cuales se almacenan en medios digitales y se presentan, de manera analógica, impresas en papel o película.

1.8.2 Concepto de invasión de la formación

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De la pared del pozo hacia adentro de la formación, se distinguen varias zonas. Se tiene en primer término el lodo de resistividad R m, seguida por el enjarre de lodo con resistividad Rmc, luego la zona barrida o lavada de resistividad Rxo. En esta zona se tendrán, además del filtrado de lodo, hidrocarburos residuales, ya que el desplazamiento de los hidrocarburos por el agua del filtrado de lodo no es 100% efectiva. La siguiente es la zona de transición. En ocasiones se puede notar la presencia de un anillo de baja resistividad a cierta distancia de la pared del pozo dentro de la formación, que correspondería al confinamiento de agua intersticial de la formación que fue desplazada por el filtrado de lodo. Finalmente se tiene la zona no invadida o virgen, que comienza en donde termina la zona de transición. La resistividad de esta zona es la resistividad verdadera de la formación y se designa como Rt. Como se muestra en la Figura 1.8.2.1.

Durante la perforación convencional de un pozo, por el efecto de las características de los fluidos (comúnmente llamados lodos) de perforación que se utilizan, y la presión que se ejerce sobre la formación, hay un efecto de invasión. La presión hidrostática que el lodo de perforación debe ejercer en todo momento en el fondo del pozo, debe ser superior o igual a la posible presión de las formaciones que el pozo vaya atravesando. Lo anterior trae como consecuencia que en formaciones porosas y permeables se produce una filtración de la fase líquida que compone el lodo, hacia adentro de la formación, constituyendo lo que se denomina como filtrado de lodo. Como resultado de esa filtración, las partículas sólidas de lodo se adhieren a la pared del pozo, formando lo que se conoce como película de lodo, enjarre o revoque.

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Figura 1.8.2.1. Zonas de Invasión a la Formación

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1.8.3 Presentación gráfica de los registros En términos generales, en la parte media del registro se encuentra la escala de profundidades, expresada en metros. Normalmente se utilizan las escalas de 1:500 (siendo ésta la más común) y de 1:200. Tiene divisiones cada 25 metros y subdivisiones cada 5 metros. A la izquierda de las profundidades en la pista o carril número uno, se presenta la curva de potencial espontáneo, en una escala en que cada división tiene un valor de 10 ó 20 mV. Aquí también se presenta un calibrador, en una escala que depende del diámetro del pozo. En otros registros, en lugar de presentar la curva del SP en esta pista, se presenta la curva de rayos gamma, en una escala que dependerá de la radiactividad, pero que puede ser de 0 a 100, de 0 a 150, o bien de 0 a 180 unidades API. 42

Para el registro RST, en esta pista se presentan los promedios de captura inelástica para el detector lejano y para el cercano. Cuando se registra el NGT, en esta primera pista se presentan las dos curvas de rayos gamma: natural o sin corregir (SGR), y la corregida (CGR) por contenido de Uranio, Torio o Potasio.

1.8.3.1 Presentación Gráfica de un Registro SP – ES Ocasionalmente, en el espacio comprendido entre los carriles 1 y 2, además de la profundidad, se presenta una curva de tensión del cable de registro, en una escala variable que depende de la fuerza que se haya utilizado para subir la(s) herramienta(s). En el carril localizado a la derecha (conocido como carril número dos) de la correspondiente a las profundidades, se presentan diversas curvas y en diferentes escalas, dependiendo del tipo de registro de que se trate (Figura 1.8.3.1).

Figura 1.8.3.1 Presentación gráfica de un registro SP - ES

Para los registros eléctricos convencionales, en el carril número dos se presentan las curvas correspondientes a la normal corta, en una escala lineal de 0 a 20 ohm-m, en trazo continuo. La misma curva se presenta en escala lineal de 0 a 4 ohm-m, también en trazo continuo. Aquí también se presenta la curva correspondiente a la normal larga, con trazo punteado y en una escala lineal de 0 a 20 ohm-m. En las últimas divisiones de este carril dos, y en una escala lineal de 0 a 20 ohm-m, se presenta la curva inversa o lateral. En el caso del registro sónico de porosidad, en el carril uno se presenta una curva de calibrador, en una escala que depende del diámetro del pozo, y otra de rayos gamma, en las escalas que se mencionaron previamente. En el carril dos, se presenta el tiempo de tránsito en una escala que va desde 40 ms/pie, en el margen derecho de la pista, hasta 140 ms/pie en el margen izquierdo de la misma.

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Aquí también se presenta la porosidad calculada del registro BHC, en una escala que va de –15 u.p. en la margen derecha de la pista en el margen derecho, hasta 0.45 u.p. en el margen izquierdo de esta pista. Para el registro doble lateral (Figura 1.8.3.2), en la primera pista se presenta una curva de rayos gamma en escala de 0 a 100 API, conjuntamente con un calibrador, si fue registrado. En el carril dos se presentan las curvas correspondientes a las resistividades. Aquí se presentan en escala logarítmica, que va desde 0.2 Ω-m en la parte izquierda de la pista, hasta 2,000 Ω-m en la parte derecha de la misma. Esta escala se utiliza para todas las curvas de resistividad que se grafiquen, como son LLs, LLd y MSFL. Para estas curvas resistivas, cuando el valor de esta propiedad rebasa los 2,000 Ω-m, en la parte izquierda de la pista se presentan los repuestos que, para las tres curvas, van de 2,000 Ω-m en la parte izquierda hasta 200,000 Ω-m en la parte media de la pista. Para los registros de densidad y neutrón, en el primer carril se presenta una curva de rayos gamma natural, una curva de calibrador y el diámetro de barrena utilizado. En el carril dos, se presenta, en el registro de densidad, se presentan las curvas de ρb, en escala de 1.95 gr/cc en la parte izquierda, a 2.95 gr/cc en la parte derecha, que es una medida de la densidad del material de la formación, una curva de Δρ Δρ, sin unidades y en una escala de –25 a +25. Cuando se trata de un registro de neutrón, no se presenta esta corrección, porque a éste no se le realiza esa compensación. En este mismo carril se presenta la porosidad derivada del registro en cuestión (ØN o ØD). Las escalas comúnmente utilizadas para esta propiedad son: -0.10 en el margen derecho de el carril, y +0.30 en el margen izquierdo del mismo. El registro de espectrometría de rayos gamma, en la primera pista, presenta las dos curvas: rayos gamma natural (SGR), y la corregida por contenido de Uranio (CGR). El

43 Figura 1.8.3.2 Presentación del registro doble lateral micro-esférico enfocado.

carril número dos se muestra dividido en una parte logarítmica y otra lineal. En la parte logarítmica, se presentan los contenidos de Uranio en escala de 0.010 en la margen izquierda, y 100.0 en la derecha, para contrastarse contra una curva de relación de los tres elementos que se consideran (U, Th, K). Esta curva de relación se presenta en una escala de 0.10 en el margen izquierdo y 1000.0 en el margen derecho. En la zona correspondiente a la parte lineal, se presentan las tres curvas: el contenido de U se presenta en la parte derecha, en escala de 0.0 en la izquierda, y 20.0 en la derecha. Los contenidos de K y Th se presentan en escala lineal que gráficamente muestran el contraste entre estos dos elementos. El K se presenta en escalas que van de –0.050 a la izquierda, a +0.050 a la derecha. El Th, a la izquierda se presenta de +20.0, a –20.0 a la derecha.

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1.9 Definiciones de parámetros petrofísicos 1.9.1 Resistividad R La resistividad eléctrica de una sustancia es su capacidad de impedir el flujo de corriente eléctrica a través de sí misma. La unidad utilizada en los registros geofísicos de pozo es el ohm-m2/m, generalmente expresado como ohm-m. La conductividad eléctrica es el recíproco de la resistividad y se expresa en milimhos/m (mmh/m).

La mayoría de las formaciones que se registran para buscar saturaciones potenciales de petróleo y gas, se componen de rocas que, al estar secas, no conducen corriente eléctrica. Esto es, la matriz de la roca tiene una conductividad nula o resistividad infinitamente alta. Una corriente eléctrica fluirá sólo a través del agua intersticial que satura la estructura porosa de la formación. Solamente el agua intersticial contiene sales disueltas. Las sales se disocian en cationes (de carga positiva como el Na y Ca, etc.) y aniones (con carga negativa como el Cl, SO4, etc). Bajo la influencia de un campo eléctrico, esos iones se mueven transportando una corriente eléctrica a través de la solución. Si las otras condiciones permanecen estables, mientras mayor sea la concentración salina, menor será la resistividad del agua de formación, y por tanto, de la formación. Si la porosidad de la formación se incrementa, existirá mayor cantidad de agua de formación y la resistividad será menor. Las condiciones de resistividad son básicas para la obtención de la saturación, en especial las determinaciones de saturación en la parte no invadida del yacimiento. Las mediciones de resistividad, junto con las de resistividad del agua de formación y la porosidad, se utilizan para obtener los valores de saturación de agua.

1.9.2 Porosidad F La porosidad es el volumen de poros o huecos que contiene una unidad volumétrica de formación. Por ejemplo, un pedazo de vidrio tiene una porosidad de cero, pero una esponja tiene una porosidad muy alta. Las porosidades de las formaciones pueden variar en alto grado. Las calizas y las evaporitas tiene una porosidad de prácticamente cero. Las areniscas bien consolidadas presentan una porosidad de 10% a 15%. Las arenas no consolidadas llegan a tener un 30% o más de porosidad. En las lutitas o arcillas se tienen porosidades con contenido de agua de más del 40%, sin embargo, los poros individuales son generalmente tan pequeños que la roca es impermeable al flujo de los líquidos. Las porosidades se clasifican según la disposición del material que rodea a los poros, y a la distribución y a la forma de los poros. En una roca limpia, la matriz se compone de granos de arena individuales, con forma más o menos esférica y apiñados de manera que los poros se localizan entre ellos. A esta porosidad se le llama porosidad intergranular, sucrósica o de matriz. Por lo general ha existido en las formaciones desde el momento en que se depositaron, razón por la cual se le conoce como porosidad primaria. Según la forma en que fueron depositadas las calizas y las dolomías, éstas pueden mostrar porosidad intergranular, asimismo, pueden tener porosidad secundaria en forma de pequeñas cavidades y fracturas. La porosidad secundaria se debe a la acción del agua subterránea o a fuerzas tectónicas en la matriz de la roca después de su depósito. Por ejemplo, las aguas de infiltración ligeramente ácidas, agrandan los espacios porosos al desplazarse a través de los canales de interconección en las calizas. Los caparazones de pequeños crustáceos atrapados en el interior pueden disolverse y formar cavidades. Por ejemplo, las aguas de infiltración ricas en minerales, forman depósitos que sellan parcialmente varios poros o canales de una formación y alteran la geometría de los poros.

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Desde el punto de vista de los registros geofísicos, la porosidad (Figura 1.9.1) puede ser: 1.- Porosidad Efectiva, que se define como el cociente que resulta de dividir el volumen total de los poros comunicados, entre el volumen total de la roca, es decir:

Ø=

V pc

(Ecuación 1.9.1)

Donde: ·

Vpc = volumen de poros comunicados.

Vt = volumen total de roca.

Ø = porosidad efectiva de una formación limpia.

Generalmente, para cálculos, Ø está expresada en fracción. Para obtenerla en porciento, solamente se multiplica por cien. 2.- Porosidad absoluta. Se define como el cociente que resulta de dividir el volumen total de poros (comunicados + no comunicados) entre el volumen total de roca.

Øa=

Vpc

(Ecuación 1.9.2)

Donde:

Figura 1.9.1. Presentación de la vista de una lámina delgada vista al microscopio.

1.9.3 Saturación S La saturación de una formación es la fracción del volumen de ésta que es ocupada por un líquido. Con base en lo anterior, la saturación de agua (Sw) se define como la fracción o porcentaje del volumen poroso que contiene agua de formación.

Sw =

Vw (m3 de agua ) (Ecuación 1.9.3) Vp (m3 de poros)

Cuando sólo existe agua en los poros, la formación tiene una saturación de agua del 100%. El símbolo de la saturación es la letra S y para denotar la saturación de un fluido en particular, se utilizan varios subíndices, por ejemplo:

Øa = porosidad absoluta de una formación limpia.

· Sw saturación de agua.

Vp = volumen total de poros.

· Sh saturación de hidrocarburos.

Vt = volumen total de roca. De acuerdo con el origen de las rocas, la porosidad puede clasificarse como: porosidad original y porosidad inducida, que tiene correspondencia con lo que es porosidad primaria y porosidad secundaria, respectivamente.

· So saturación de petróleo. La saturación de petróleo o gas es la fracción del volumen poroso que los contiene. De este modo, la suma de todas las saturaciones de una determinada roca debe ser igual al 100%.

So =

3 Vhc =(1 Sw ) (m de hidrocarburos ) Vp (m3 de poros )

(Ecuación 1.9.4)

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Lo mismo que la porosidad, ambas saturaciones se pueden expresar en fracción o porciento.

1.9.4 Factor de formación F Se ha establecido de manera experimental, que la resistividad de una formación con contenido de agua (es decir, una que no contenga hidrocarburos ni una cantidad apreciable de arcilla), es proporcional a la resistividad del agua con la cual está completamente saturada. La constante de proporcionalidad se llama factor de resistividad de formación F. De este modo, si Ro es la resistividad de una roca no arcillosa, saturada al 100% con agua de resistividad Rw, entonces: (Ecuación 1.9.5)

En una porosidad determinada, la proporción Ro/Rw permanece casi constante para todos los valores de Rw, por debajo de aproximadamente 1 ohm-m. En el caso de aguas más dulces y con mayor resistividad, el valor de F puede disminuir a medida que aumenta la Rw. Este fenómeno se atribuye a una mayor influencia proporcional de la conductividad superficial de la roca. En el caso de agua de una salinidad dada, mientras mayor sea la porosidad de una formación, menor será la resistividad de la formación Ro. El factor de formación F, está inversamente relacionado a la porosidad y también es una función de la estructura porosa y de la distribución del tamaño de los poros. Archie determinó, de manera experimental, que la saturación de agua de una formación limpia puede expresarse en función de su resistividad real como:

(Ecuación 1.9.6)

En donde n es el exponente de saturación. Aunque las mediciones de laboratorio muestran cierta variación en el valor de n, la mayoría de las muestras de formación presentan un exponente de saturación de alrededor de 2, por lo que en la práctica n=2, a menos que se conozca otro valor: Si n = 2, la ecuación para el cálculo de Sw es igual a: (Ecuación 1.9.7)

A esta ecuación se le llama ecuación de saturación de agua de Archie. Cuando la resistividad de la formación está saturada 100% con agua de resistividad Rw, entonces, despejando Ro de la ec. 1.9.5, tenemos Ro=FRw, por lo tanto: (Ecuación 1.9.8) La proporción Rt/Ro se conoce como índice de resistividad. Un índice de resistividad de uno, supone una saturación de agua de 100%. Una relación entre el índice de resistividad y la saturación de agua, se indica en la siguiente tabla: ÍNDICE DE RESISTIVIDAD

SATURACIÓN DE AGUA (%)

100

31.6

100

Tabla 1.9.1 Relación de índice de resistividad y la saturación.

La saturación del filtrado de lodo Sxo de la zona lavada, puede expresarse también por medio de la fórmula de Archie como:

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(Ecuación 1.9.9) Donde: Rmf = Resistividad del filtrado de lodo, corresponde a la resistividad de la zona lavada. Sxo = (1 - Shr)

(Ecuación 1.9.10)

Donde: Shr = Saturación residual de hidrocarburos en la zona lavada, dependiendo en cierto grado de la viscosidad de los hidrocarburos. La comparación de las saturaciones obtenidas en la zona lavada y en la zona no invadida, determina la fracción del petróleo en el volumen total desplazado por el proceso de invasión, ya que Sh = (1 - Sw) y Shr = (1 - Sxo), el volumen total del petróleo desplazado es función de (Sxo - Sw) y la capacidad del filtrado de lodo para desplazar petróleo durante el proceso de invasión, indican que la formación muestra permeabilidad relativa del petróleo. Si se efectúa el cociente de Sw y Sxo se obtiene:

(Ecuación 1.9.11)

Observaciones empíricas sugieren que Sxo = Sw1/5. Al sustituir esta relación en la ecuación, se obtiene: (Ecuación 1.9.12)

Este método para calcular la saturación de agua, algunas veces se conoce como método de relación. No se necesita conocer el factor de formación ni la porosidad, sin embargo, implica definir estos parámetros. Dichas ecuaciones son buenas aproximaciones para formaciones limpias, con una distribución moderadamente regular de

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porosidad (intergranular o cristalina). En caso de formaciones que sufran fracturas o cavidades, todavía se aplican las ecuaciones, pero la exactitud quizá ya no sea tan buena.

1.9.5 Permeabilidad K La permeabilidad se puede definir como la facilidad con que los líquidos fluyen a través de los poros conectados o intercomunicados de una roca. En una determinada muestra de roca y con cualquier líquido homogéneo, la permeabilidad será una constante, siempre y cuando el líquido no interactúe con la roca. La unidad de permeabilidad es el “Darcy”, sin embargo por cuestiones prácticas comúnmente se utiliza la milésima parte: el milidarcy (md). El símbolo de la permeabilidad es la letra K. La roca debe tener fracturas, capilares o poros interconectados para ser permeable, de tal forma que existe cierta relación entre la porosidad y la permeabilidad. Por lo general, una permeabilidad mayor se acompaña de una porosidad mayor, sin embargo, esto no es una regla absoluta. Las lutitas y ciertas clases de arenas tienen altas porosidades, sin embargo, sus granos son tan pequeños que los caminos que permiten el paso de los líquidos son escasos y tortuosos, por ello sus permeabilidades suelen ser muy bajas. Otras rocas, como las calizas, pueden presentar pequeñas fracturas o fisuras de una gran extensión. La porosidad de estas rocas será baja, pero la permeabilidad de una fractura puede ser muy grande. En consecuencia, las calizas fracturadas pueden tener bajas porosidades, pero permeabilidades muy altas. Hasta el momento no existe una metodología que haya demostrado ser confiable para determinar esta propiedad de las rocas, a partir de registros geofísicos de pozo.

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1.10 Bibliografía 1.- The Planets. Their Origin and Development. Harold C. Urey. Yale University Press, 1952. 2.- The Sea, Vol. 4, New Concepts of the Sea-Floor Evolution, Part II. Regional Observations. General editor, Arthur E. Maxwell. Wilwy- Interscience, Inc., 1970. 3.- Inicial reports of the Deep Sea Drilling Projet, National Science Foundation, vols. 1 – 5 M. Ewing y otros. United States Government Printing Office, Washington, 1970 – 1971. 4.- North America geosynclines. Marshall Kay. Geological Society of America, 1951. 5.- The Earth’s Mantle. Editado por T. F. Gaskell. Academic Press, Inc., 1967. 6.- Physics of the Earth. F. D. Stacey. John Wiley & Sons, Inc., 1969. 7.- Our Wandering Continents: An Hypothesis of Continental Drifting. Alex L. du Toit. Hafner Publishing Company, Inc., 1937. 8.- The Origin of the Oceanic Ridges. E. Orowan, en Scientific American, vol. 221, num 5, págs. 102 – 118. 9.- Continental Drift. Editado por S. K. Runcorn. Academic Press, Inc., 1962. 10.- Spreading of the Ocean Floor: New Evidence. F. J. Vine, en Science, vol. 154, num. 3655 páginas 1405 – 1415; diciembre 1966.

11.- Continental Drift. Ursula Marvin. McGraw – Hill Book Company, Inc., 1971. 12.- The Face of the Deep. B. C. Heezen. Oxford University Press, 1971. 13.-Tectonics of Central Afar. Haround Tazieff, en Journal of Geology (en prensa). 14.- Continent and Ocean Basin Evolution by Spreading of the Sea Floor. Robert S. Dietz., en Nature, vol. |190, num. 4779, págs 854 – 857; junio 1961. 15.- Paleomagnetism. E. Irving. John Wiley & Sons, Inc., 1964. 16.- Theories of Building of Continents. J. Tuzo Wilson, en The Earth’s Mantle, Editado por T.F. Gaskell. Academic Press, 1967. 17.- Mechanism of Feldspar Weathering. Berner, R. A., and G. A. Holdren. Geology, vol. 5, No. 6, pp 369 – 372., 1977. 18.- The Surface of the Earth. Bloom, A. L., Englewood Cliffs, N.J., Prentice – Hall, 1969.

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Capítulo 2.

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Registros de Potencial Espontáneo y de Rayos Gamma

2.1 El Registro de Potencial Espontáneo (SP) ......................................................... 51 2.1.1 Origen del SP 2.1.2 Componente Electroquímico del SP 2.1.3 Componente Electrocinética del SP 2.1.4 SP en Función de Permeabilidad y Porosidad 2.1.5 SP Estático (SSP) 2.1.6 Determinación del SSP y Cálculo de la Resistividad del Agua Rw 2.1.7 Forma de la Curva del SP y Factores de Corrección 2.1.8 Tipos de Fluidos de Perforación 2.1.9 Factores que Afectan la Respuesta del Registro 2.1.10 Formaciones de muy Alta Resistividad 2.1.11 Corrimientos de la Línea Base de Lutitas 2.1.12 Anomalías en el SP Relacionadas con las Condiciones de Invasión 2.1.13 Anomalías en el SP: Ruido 2.2 El Registro de Rayos Gamma (GR) ..................................................................... 62 2.2.1 Propiedades de los Rayos Gamma 2.2.2 Equipo GR 2.2.3 Calibración y Control de Calidad 2.2.4 Gráficas de Corrección por Condiciones de Pozo 2.2.5 Aplicaciones 2.2.6 El Registro de Espectrometría de Rayos Gamma (NGS) 2.2.7 Principio Físico 2.2.8 Principio de Medición 2.2.9 Presentación del Registro 2.2.10 Curvas de Corrección por Efecto de Pozo y Control de Calidad 2.2.11 Interpretación 2.2.12 Aplicaciones 2.3 El Registro de Espectroscopía de Captura Elemental (ECS) ............................... 70 2.3.1 Introducción 2.3.2 Características de medición de la herramienta ECS 2.3.3 Interpretación Petrofísica 2.3.4 El problema de la evaluación de registros 2.3.5 Una solución alterna 2.3.6 Concentraciones elementales 2.3.7 Elementos de los minerales 2.3.8 Propiedades de la matriz y porosidad 2.3.9 Permeabilidad KL 2.3.10 Saturación de agua irreducible 2.3.11 Aplicaciones 2.3.12 Presentación del registro ECS y Tipos de Arcilla 2.4 Bibliografía ........................................................................................................ 83

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Registros de Potencial Espontáneo y de Rayos Gamma

El registro SP, permite la determinación de la resistividad del agua de formación Rw.

Los registros de potencial espontáneo (SP) y de rayos gamma naturales (GR) son mediciones de fenómenos físicos que ocurren de manera natural en las rocas. La curva SP registra el potencial eléctrico (voltaje) producido por la interacción del agua de formación, el fluido de perforación conductivo y rocas selectivas de iones (lutita). El registro de GR mide la radioactividad natural de las formaciones. Casi todas las rocas presentan cierta radioactividad natural y la cantidad depende de la concentración de Potasio, Torio y Uranio. Existen dos tipos de registros de GR. El primero, el registro GR estándar, mide sólo radioactividad total. El otro, el registro de espectrometría de rayos gamma naturales (NGS), mide la radioactividad total y la radiactividad distribuida de las concentraciones de Potasio, Torio y Uranio.

Con los registros GR y GR espectral es factible detectar y evaluar depósitos de minerales radiactivos, así como identificar el tipo de mineral arcilloso.

Con el registro de GR espectral se pueden definir las concentraciones de Potasio, Torio y Uranio.

Se pueden realizar correlaciones en profundidad en pozos entubados (GR) o en agujero descubierto (GR y SP) según el registro anexo.

Tanto la curva de SP como el registro de GR generalmente se presentan en el carril 1 que corresponde al carril izquierdo del registro (Fig. 2.1). Por lo general, estos registros se utilizan conjuntamente con algún otro, como el de resistividad o el de porosidad. En la actualidad, en prácticamente todas las operaciones de toma de registros, se incluyen los de SP y/o de GR.

Aunque en concepto son relativamente sencillos, los registros de SP y de GR son bastante útiles e informativos. Entre sus usos se encuentran los siguientes: ·

En combinación con otros registros, se pueden diferenciar rocas potencialmente productoras, permeables y porosas (arenisca, caliza, dolomía), y lutitas no permeables.

Se definen los límites de los estratos y permiten la correlación entre ellos.

Proporcionan una indicación de arcillosidad de la capa.

Ayudan en la identificación de la litología (minerales).

Fig. 2.1 Ejemplo de correlación en profundidad con información en agujero descubierto de Registro eléctrico con GR y SP, y de pozo entubado de GR y coples.

2.1 El Registro de Potencial Espontáneo (SP) El registro SP mide la diferencia entre el potencial eléctrico de un electrodo móvil en el pozo y el potencial eléctrico de un electrodo fijo en la superficie, en función de la profundidad. (Fig. 2.1.1)

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No se puede registrar una curva de SP en pozos con tubería de revestimiento (TR) o tubería de producción (TP) metálica, o cuando se utilizan fluidos de perforación (comúnmente lodo de perforación) no conductivos, ya que en estos casos no se proporciona una continuidad eléctrica entre el electrodo del SP y la formación. Adicionalmente, si las resistividades del filtrado de lodo y del agua de formación son casi iguales, las deflexiones de la curva del registro SP serán muy pequeñas y por lo tanto, no significativas.

Fig. 2.1.1. Circuito esquemático para obtener el registro SP.

En presencia de lutitas, el registro SP por lo general, define una línea más o menos recta, que se denomina línea base de lutitas. 52

En presencia de formaciones permeables, la curva muestra variaciones con respecto a la línea base de lutitas: en los estratos con espesor mayor, estas variaciones tienden a alcanzar un valor esencialmente constante, definiendo así una línea denominada de arenas. La deflexión de la curva en el registro puede ser a la izquierda (negativa) o a la derecha (positiva), dependiendo principalmente de las salinidades relativas del agua de formación y del filtrado de lodo. Si la salinidad del agua de formación es mayor que la del filtrado de lodo, la deflexión es a la izquierda. Por el contrario, si la salinidad del filtrado de lodo es mayor que la del agua de formación, la deflexión de al curva es a la derecha. La posición de la línea de referencia de lutitas en el registro no tiene un significado útil para propósitos de interpretación. El ingeniero operador que toma el registro, elige la escala de sensibilidad del SP y la posición de la línea de referencia de lutitas, de manera que las deflexiones de la curva permanezcan en el carril del SP. El registro del SP se mide en milivoltios (mV) (Figura 2.1.2)

Fig. 2.1.2 Ejemplo de un registro de SP en una Serie de lutitas y areniscas.

2.1.1 Origen del SP Las deflexiones de la curva del registro SP resultan de las corrientes eléctricas que fluyen en el lodo del pozo. Estas corrientes se deben a fuerzas eléctricas en las formaciones, las cuales tienen un origen electroquímico y electrocinético.

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2.1.2 Componente Electroquímico del SP Considérese una formación permeable con estratos gruesos de lutita arriba y abajo; supóngase también que los dos electrolitos presentes, filtrado de lodo y agua de formación intersticial, sólo contienen Cloruro de Sodio (NaCl). Debido a la estructura laminar de la arcilla y a las cargas eléctricas en las láminas, las lutitas son permeables a los cationes Na+ pero impermeables a los aniones Cl-. Solamente los cationes Na+ (cargas positivas) pueden moverse de la solución de NaCl más concentrada a la menos concentrada. Este movimiento de iones cargados constituye una corriente eléctrica, y la fuerza que causa que se muevan constituye un potencial a través de la lutita Em. En la mitad superior de la Figura 2.1.2.1 se muestra la dirección del flujo de la corriente que corresponde al paso de iones Na+ a través de la lutita adyacente, desde el agua de formación más salina en la capa, hasta el lodo de perforación menos salino.

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Debido a que las lutitas sólo dejan pasar a los cationes, éstas actúan como membranas selectivas de iones, y por esta razón, el potencial a través de la lutita se llama potencial de membrana Em. Otro componente del potencial electroquímico se produce en el límite de la zona invadida, donde el filtrado de lodo y el agua de formación están en contacto directo. Aquí, los iones Na+ y Cl- pueden moverse de cualquiera de las soluciones a la otra, dependiendo de la concentración, es decir, como los iones Cl- tienen una movilidad mayor que los de Na+, el resultado neto de esta difusión de iones es un flujo de cargas negativas (iones Cl-) de la solución más concentrada a la menos concentrada. Generalmente, la solución de mayor concentración es la del agua de formación. Esto equivale a un flujo de corriente convencional en la dirección opuesta, indicado por la flecha recta A en la mitad superior de la Figura 2.1.2.1. La corriente que fluye a través del empalme entre soluciones de salinidad diferente se produce por medio de una fuerza eletroquímica, que recibe el nombre de potencial de contacto líquido Ej. La magnitud del potencial de contacto líquido Ej, corresponde a la quinta parte del valor del potencial de membrana Em. Si la formación permeable no es arcillosa, la fuerza electroquímica total E c, que corresponde a estos dos fenómenos, es igual a Ej + Em, y se puede expresar como: Ec. 2.1.2.1

Fig. 2.1.2.1 Representación esquemática de la distribución de potencial y corriente, entre una capa permeable, lutitas y lodo de perforación adyacentes.

donde aw y amf son las actividades químicas de las dos soluciones (agua de formación y filtrado de lodo) a la temperatura de la formación. K es un coeficiente de proporcionalidad a la temperatura absoluta, que para soluciones de agua de formación y de filtrado de lodo, con NaCl es igual a 71 a

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25°C (77°F). La actividad química de una solución es aproximadamente proporcional a su contenido de sal (es decir, a su conductividad). Si las soluciones contienen cantidades sustanciales de sales diferentes al NaCl, el valor de K a 77°F puede ser distinto de 71. Si la formación permeable contiene algo de lutita o arcilla dispersa, la fuerza electroquímica total y las deflexiones del SP, serán reducidas, ya que la arcilla en una formación permeable produce una membrana electroquímica de polaridad opuesta a la de la capa de lutita adyacente.

2.1.3 Componente Electrocinética del SP

Un potencial electrocinético E k (que también se conoce como potencial de corriente o potencial de electro filtración), se produce cuando un electrolito fluye a través de un medio poroso, permeable y no metálico. La magnitud del potencial electrocinético se determina por varios factores, entre los cuales se encuentran la presión diferencial que produce el flujo y la resistividad del electrolito. En el pozo se produce una fuerza electrocinética, Ekmc, por el flujo del filtrado de lodo a través del enjarre depositado en la pared del pozo frente a las formaciones permeables. En la práctica no se genera una fuerza electrocinética a través de la formación permeable en sí. Esto es porque prácticamente toda la presión diferencial entre el pozo y la formación inalterada (virgen), se expande a través del enjarre menos permeable. Cualquier presión diferencial a través de la formación, por lo general, no es lo suficientemente grande para producir una fuerza electrocinética considerable. Sin embargo, una fuerza electrocinética, Eksh, puede producirse a través de la lutita, ya que puede tener suficiente permeabilidad para permitir una pequeña filtración de flujo desde el lodo.

Cada una de estas fuerza electrocinéticas contribuyen a una lectura más negativa del SP frente a la capa permeable y a la lutita, respectivamente. Por lo tanto, la contribución neta a la deflexión del SP (medida desde la línea base de lutitas) es la diferencia entre las contribuciones de los efectos electrocinéticos del enjarre y de la lutita. En la práctica, estas fuerzas electrocinéticas son similares en magnitud, y por lo tanto, la contribución electrocinética neta a la deflexión del SP es casi siempre muy pequeña y, por lo general, se considera insignificante. Esto es particularmente cierto si el agua de formación es más bien salina (con una resistividad menor a 0.1 ohm-m) y la presión diferencial tiene un valor normal de sólo unos cuantos cientos de libras por pulgada cuadrada (psi) o menor. Sin embargo, sí es posible que los efectos electrocinéticos se vuelvan más importantes en los casos de diferenciales de presión anormalmente altos (por ejemplo, en formaciones agotadas de baja presión o cuando se utilizan lodos de perforación muy pesados). En estos casos, las fuerzas electrocinéticas pueden ser muy significativas y es posible que los efectos electrocinéticos de la capa de lodo y de la lutita no se eliminen el uno al otro. También se pueden observar efectos electrocinéticos importantes en formaciones de muy baja permeabilidad (menos de unos cuantos milidarcy) en las que una parte apreciable del diferencial de presión se aplica a través de la formación. Si la permeabilidad de la formación es tan baja que prácticamente no se forma un enjarre, la mayor parte del diferencial de presión entre la presión de los poros de la formación y la presión hidrostática de la columna de lodo, se aplica a la formación. Si el agua de formación es de baja salinidad, si el lodo es resistivo y además la formación es limpia y tiene algo de porosidad, el efecto electrocinético puede ser bastante grande, algunas veces excede los -200mV.

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Estos efectos poco frecuentes son difíciles de detectar, sin embargo las condiciones que favorecen su existencia nos deben prevenir sobre la posibilidad de la aparición de un potencial electrocinético de valor considerable. Cuando esto ocurre, la deflexión de la curva del registro de SP no se puede utilizar para calcular un valor confiable de resistividad del agua de formación Rw. 2.1.4 SP en Función de Permeabilidad y Porosidad El movimiento de iones que causa el fenómeno de SP es posible sólo en formaciones que tengan un mínimo de permeabilidad (es suficiente una pequeña fracción de milidarcy). No hay una relación directa entre el valor de la permeabilidad y la magnitud de la deflexión de SP, tampoco existe una relación directa entre la deflexión de SP con la porosidad, sin embargo, permite diferenciar cualitativamente las capas permeables y porosas.

2.1.5 SP Estático (SSP) En la parte inferior de la Figura 2.1.2.1, se observa cómo fluyen las corrientes de SP en el pozo y en las formaciones. Las direcciones de la corriente que se muestran corresponden al caso más común, en donde la salinidad de agua de formación es mayor que la del filtrado de lodo. De ahí que, el potencial que se observa frente a la capa permeable de arenisca es negativo con respecto al potencial frente a la lulita. Esta variación negativa corresponde a una deflexión de la curva del registro SP hacia la izquierda, que también se ilustra en la Figura 2.1.2.1. Si la salinidad del filtrado de lodo es mayor que la del agua de formación, las corrientes fluyen en la dirección opuesta. En ese caso, la deflexión del SP frente a la capa permeable es positiva (deflexión a la derecha). Las deflexiones positivas, por lo general, se

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observan en formaciones saturadas de agua dulce. Si las salinidades del filtrado de lodo y del agua de formación son similares, no existe un potencial o una corriente de flujo y, por lo tanto, no hay deflexión de la curva del registro de SP frente al estrato permeable. Como se muestra en la Figura 2.1.2.1, las corrientes del SP fluyen a través de cuatro medios diferentes: el pozo, la zona invadida, la parte no invadida de la formación permeable y las arcillas que se encuentran alrededor. En cada medio, el potencial a lo largo de una línea de flujo de corriente, disminuye en proporción a la resistencia encontrada. La disminución total de potencial a lo largo de la línea de flujo de corriente es igual a la SP. Sin embargo, las deflexiones en la curva del registro SP corresponden únicamente a la medición de la disminución de potencial en el pozo, que resulta de las variaciones en el flujo de corrientes. Esta disminución de potencial representa sólo una fracción (aunque por lo general es la fracción mayor) de la SP, ya que también hay disminuciones de potencial en la formación. Si se pudiera evitar que las corrientes fluyeran, utilizando métodos como el uso de tapones aisladores, que se indican esquemáticamente en la parte superior de la Figura 2.1.2.1, las diferencias de potencial observadas en el lodo serían igual al máximo de la SP. La curva del SP registrada en una condición tan idealizada se llama curva de SP estático. El SP estático (SSP) es la deflexión de SP frente a una formación limpia y de espesor considerable. La deflexión se mide a partir de la línea base de lutitas, y su magnitud a partir de la Ec. 2.1.5.1, es: Ec. 2.1.5.1 Afortunadamente, como el pozo presenta un área transversal mucho más pequeña al flujo de corriente relativa a las formaciones, la mayor parte de la disminución de voltaje del SP ocurre en el pozo a condición de que las resistividades de la formación sean de

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bajas a moderadas y los estratos tengan un espesor moderado. Por lo tanto, la deflexión de la curva de SP se aproxima al valor del SP estático en la mayoría de los estratos de espesor mediano y permeable.

2.1.6 Determinación del SSP y Cálculo de la Resistividad del Agua Rw El valor del SSP se puede determinar directamente a partir de la curva de SP, si en un horizonte dado hay estratos gruesos, limpios y hay presencia de agua. Se traza una línea que pase por el máximo SP (negativo) frente a los estratos gruesos permeables, y se traza otra línea (línea de base de lutitas) a través del SP frente a los estratos de lutitas que intervienen (observar la Figura 2.1.2). La diferencia en milivolts entre estas dos líneas es el SSP (debe desecharse cualquier anomalía en el SP). 56

Muchas veces es difícil encontrar estratos limpios, permeables e invadidos, y de espesor grande en la zona en estudio. Cuando los estratos sean delgados, pero limpios, debe corregirse el SP para encontrar un valor de SSP. Las correcciones por el efecto de espesor de las capas o la invasión, se presentan en las Gráficas SP-3*, SP-4*, o bien en la SP-4m*. Una vez corregido el SSP a la temperatura de formación, utilizando la Gráfica Gen-6*, se obtiene la relación entre la Resistividad media de la Formación y la Resistividad del Agua (Rmfeq / Rweq), mediante la tabla SP-1* de la misma publicación. Para lodos con NaCl, se determina la Rmfeq de la siguiente manera: ·

Si Rmf a una temperatura de 24OC es mayor que 0.1 ohm-m, corregimos Rmf por la temperatura y usamos la expresión Rmfeq = 0.85 Rmf.

Si Rmf a una temperatura de 24 C es menor a 0.1 ohm-m, usamos la Gráfica SP-2* para derivar R mfeq y por lo tanto R weq .

*Log Correction Charts, Schlumberger

Posteriormente calculamos Rw utilizando el mismo procedimiento que para Rmf. También se pueden utilizar las fórmulas de la Tabla Gen-7*, utilizando el método de Lowe y Dunlap, o el de Everton y Lipson para estimar Rmf y Rmc a partir de Rm. 2.1.7 Forma de la Curva del SP y Factores de Corrección La pendiente de la curva de SP en cualquier punto, es proporcional a la intensidad de las corrientes del SP en el lodo del pozo en ese punto. Como se ilustra en la Figura 2.1.2, la intensidad de las corrientes en el lodo tienen un valor máximo en los límites de la formación permeable, y de igual forma, la pendiente de la curva tiene un valor máximo en estos límites (observar que hay un punto de inflexión). La forma de la curva del SP y la amplitud de la deflexión frente al estrato permeable, dependen de varios factores. En formaciones delgadas y limpias (e < 10 pies) el SP medido es menor que el SSP. Se puede bosquejar una regla general: siempre que el SP medido tenga forma estrecha y termine en forma aguda, debe corregirse por efecto de espesor. Los factores que afectan la distribución de las líneas de corriente del SP y las disminuciones de potencial que tienen lugar en cada uno de los medios a través de los que fluye la corriente del SP son: ·

Espesor de capa h, y resistividad verdadera Rt , de la capa permeable.

Resistividad Ri , y diámetro de invasión di , de la zona contaminada por la invasión de filtrado de lodo.

Resistividad Rs , de la formación de lutita adyacente.

Resistividad Rm , del lodo y diámetro, dh , del agujero.

Contenido de Arcilla.

Composición del lodo.

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2.1.8 Tipos de Fluidos de Perforación

2.1.8.4 Fluidos emulsionados con Aceite

Existe gran variedad de fluidos de perforación (comúnmente lodos). Su diseño se basa en consideraciones económicas y mecánicas, de perforación y de terminación de los pozos. Para propósitos prácticos, se consideran los siguientes tipos de fluidos de perforación:

Estos fluidos forman glóbulos de aceite en el enjarre, por cuyo efecto, aunado a la presencia de agentes superficiales activos en el filtrado de lodo, las variables Rmf y Rmc ya no siguen las relaciones implícitas en la Gráfica SP-2*; además la mojabilidad puede invertirse, dando lugar a muy altas resistividades.

2.1.8.1 Fluidos a base de Agua Dulce

2.1.8.5 Fluidos a base de Aceite y de Emulsión Inversa

NaCI < 1 % Ca < 50 ppm Tipos: a. PH < 8.5 (fosfatado). b. 9 < PH < 10.5 (cáustico-quebracho). c. 11.5 < PH <13 (rojo calcáreo, a menudo con fécula). Los tipos (a) y (b) producen SP normales. El tipo (c), cuando contiene fécula, reduce considerablemente el SP y no aplica la teoría electroquímica en que se basa el SP.

2.1.8.2 Fluidos a base de Agua Salada Su efecto se manifiesta en la reducción considerable del SP. Es conveniente que se utilice para el registro una escala de 5 mV por división. Sin embargo, a pesar del valor bajo del SP, la teoría electroquímica aún aplica en su interpretación.

2.1.8.3 Fluidos tratados con Calcio Su efecto también se manifiesta en una reducción del SP, por ello es necesario corregir por el concepto de concentración equivalente de NaCl, mediante la Tabla de corrección Gen-8*. Sin embargo, antes debe obtenerse Rweq con la Gráfica SP-2*.

*Log Correction Charts, Schlumberger

La fase continua de estos fluidos es aceite que no conduce la electricidad. No se genera el SP y el que se obtiene con “raspadores” de la pared del pozo produce una curva SP errática y no confiable.

2.1.8.6 Fluidos de Silicato de Sodio Son fluidos de muy bajas resistividades y generalmente dan lugar a deflexiones invertidas del SP.

2.1.9 Factores que afectan la Respuesta del Registro 2.1.9.1 Espesor del Enjarre El espesor del enjarre determina la magnitud del potencial de electro-filtración Ek, pues se aplica la diferencial de presión lodoformación a través de él. También causa anomalías en el registro SP, las cuales tienen su origen en el fenómeno de segregación entre el filtrado de los fluidos de perforación formulados con agua dulce y el agua de formación en estratos muy permeables e isotrópicos, invadidos de agua salada. Su efecto puede ser la obtención de un potencial reducido, en caso de que se tome sucesivamente un segundo registro SP.

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2.1.9.2 Temperatura de Pozo (tf) Afecta al coeficiente K de la fórmula del SP estático electroquímico, de acuerdo a la siguiente expresión: K = -70 (460 +tf) / 537

Ec. 2.1.7.1

donde tf es la temperatura de formación en grados Fahrenheit. Para una relación (Rmf / R w) dada, la deflexión de la curva del registro SP, aumenta con la temperatura. Dicho en otras palabras, aumenta con la profundidad, Gráfica SP-1*. La temperatura del pozo es también causa de las variaciones (deriva) de la línea base de lutitas. Actualmente, en los registros recientes, esta deriva se elimina mediante ajustes instrumentales.

2.1.9.3 Invasión de Filtrado de Lodo (Di ). 58

En general, a mayor profundidad de invasión, ocurre una menor deflexión de la curva del registro SP, sin embargo, en situaciones especiales, como la invasión progresiva, se incrementa la amplitud de la curva del SP. En zonas muy permeables e invadidas de agua, por su diferente densidad, el agua dulce del filtrado de lodo y el agua de formación se segregan verticalmente. Si adicionalmente hay laminaciones de lutita en la trayectoria de esta migración, se acumula el filtrado de lodo por de debajo de ellas, y se desarrollan trayectorias restringidas de flujo de corriente, las cuales dan lugar a variaciones drásticas de la curva del registro SP, con apariencia de diente de sierra. Otro efecto sobre el SP es el de la difusiónregresiva del agua salada hacia el pozo, en la base de una arena con agua. Cuando esta segregación alcanza al enjarre, por la naturaleza arcillosa de éste, se crea una fuerza electromotriz y consecuentemente un potencial de lutita que es opuesto a la polaridad del SP principal, y explica la

reducción del SP a tales niveles, en tanto que a niveles superiores, donde el filtrado permanece interpuesto entre el enjarre y el agua, se puede observar un registro SP normal.

2.1.10 Formaciones de muy Alta Resistividad En algunas formaciones, las resistividades pueden ser muy altas, excepto en las zonas permeables y en lulitas. Estas altas resistividades pueden alterar de manera significativa la distribución de las corrientes del SP y por lo tanto, la forma de la curva del registro de SP. Como se ilustra en la Figura 2.1.10.1, las corrientes que fluyen de la capa de lutitas hacia la capa permeable, están en gran parte confinadas al pozo, debido a la muy alta resistividad de la formación en este intervalo. De acuerdo con lo anterior, la intensidad de la corriente del SP en el pozo en este intervalo permanece constante. Suponiendo que el diámetro del pozo es constante, la disminución de potencial por pie será constante, y la curva del registro de SP será una línea recta inclinada.

Fig. 2.1.10.1 Representación esquemática de los fenómenos de SP en formaciones de muy alta resistividad.

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En estas formaciones, la corriente de SP sale o entra al pozo frente a las capas permeables de menor resistividad o de lutita. Por lo tanto, la curva de SP presenta una sucesión de partes rectas con un cambio de pendiente opuesta en cada intervalo permeable (con el lado cóncavo de la curva de SP hacia la línea de lutita) y opuesta en cada capa de lutita (con el lado convexo de la curva de SP hacia la línea de lutita). En estos casos, el registro de SP no es determinante para definir los límites de las capas permeables.

2.1.11 Corrimientos de la Línea Base de Lutitas La línea base de lutitas (a partir de la cual se miden las deflexiones de SP) por lo general está bastante bien definida en el registro del SP (Figura 2.1.11.1). Sin embargo, en algunos pozos se observan cambios en la línea de base. Estos cambios ocurren cuando una capa de lutitas, que no es una membrana catiónica perfecta, separa aguas de formación de diferentes salinidades. Las diferencias significativas dificultan la definición de la línea base de lutitas y la determinación del valor SSP. La Figura 2.1.11.1 muestra un caso de campo simplificado. El pozo penetra en una serie de areniscas (B, D, F, H) que están separadas por lutitas delgadas o areniscas arcillosas (C, E, G). El SSP del intervalo B, por la deflexión en el límite superior, debe ser de -42 mV. La lutita C no es una membrana catiónica perfecta y el SP frente al intervalo C no regresa a la línea de base de lutita de A. La deflexión de SP del intervalo D, medida desde la arcilla E, indica que es una mejor membrana que C. La línea base de lutitas para la arenisca D está representada por la línea punteada en el extremo izquierdo, el SSP del intervalo D es de +44 mV. De manera similar, se puede observar que la lutita G no es tan buena membrana como la arcilla E. El SSP del intervalo F es negativo e igual a -23 mV.

Fig. 2.1.11.1. Cambio en la línea de base de SP.

Cuando no exista una capa arcillosa que separe las aguas de diferentes salinidades dentro de una capa permeable, también hay un cambio en la línea base del SP. En este caso, la curva de SP muestra poca o ninguna variación en el nivel donde ocurre el cambio de salinidad, pero las deflexiones de SP en los límites superior e inferior de la capa permeable, muestran amplitudes bastante diferentes. De hecho, pueden presentar diferentes polaridades si la salinidad del filtrado de lodo está entre las salinidades de dos diferentes aguas de formación intersticiales. Si la capa permeable no contiene arcilla y si esta capa y las lutitas que la rodean son lo suficientemente gruesas, las deflexiones del SP en los dos límites son las deflexiones del SP estático correspondientes a las dos tipos de aguas. En todos los casos, la deflexión del SP en el límite de la capa permeable y de la lutita proporciona la polaridad de la deflexión del SP estático.

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2.1.12 Anomalías en el SP Relacionadas con las Condiciones de Invasión En formaciones muy permeables, si no se comprenden o reconocen las anomalías en el SP, éstas pueden causar errores en la evaluación del SSP.

Cuando un filtrado de fluido de perforación con base de agua dulce, invade una arena de alta porosidad con buena permeabilidad vertical y saturada de agua salada, el filtrado más ligero flota hacia el límite superior de la arena. Se desarrolla un perfil de invasión como el que se muestra en el lado derecho de la Figura 2.1.12.1. La invasión es muy poco profunda cerca del límite inferior de cada intervalo permeable y más profunda cerca del límite superior. El SP resulta afectado como sigue:

Fig. 2.1.12.1 SP con forma de diente de sierra

En el límite superior la curva se redondea debido a la invasión profunda.

En líneas de lutitas impermeables, el SP puede tener una forma de diente de sierra, como se ilustra en el lado izquierdo de la Figura 2.1.10.1. Justo abajo de la línea de lutitas, la deflexión de SP es menor que el SSP. Arriba de la línea de lutitas, la deflexión de SP excede al SSP. Esta anomalía es causada por la acumulación de filtrado debajo de la línea de lutitas. Rodeando al agujero, está una celda horizontal en forma de disco que consiste en una lutita encajonada entre agua salada y filtrado de lodo. El potencial de esta celda superpuesta en el SSP normal, produce un registro anormal.

La invasión puede desaparecer por completo en la parte inferior de una capa muy permeable, produciendo un perfil de invasión como el que se muestra en la Figura 2.1.12.2.

Fig. 2.1.12.2 Reducción del SP debido a la membrana de enjarre

Donde no hay invasión, se observa una deflexión reducida del SP. En este caso el filtrado y el agua intersticial ya no están en contacto directo. Como resultado, no hay un potencial de contacto líquido Ej para añadirlo al potencial de la membrana de lutitas Esh, como en el caso donde hay invasión. Además, la capa de lodo ahora actúa como una membrana catiónica para producir un potencial de membrana de enjarre Emc, que se registra en dirección contraria al potencial de membrana de lutita.

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Sin embargo, la eficacia del enjarre como membrana es generalmente mucho menor que la de una buena lutita, por lo que sólo ocurre una deflexión reducida del SP, como se muestra en la Figura 2.1.12.2. Como el diámetro de la invasión en la parte inferior de una capa permeable puede aumentar o disminuir con el tiempo, dependiendo de las condiciones del lodo y del agujero, el fenómeno de SP reducido también puede aparecer y desaparecer con el tiempo. Algunas veces el SP disminuye en la mayor parte de la capa porque la invasión sólo existe en un plano delgado en la cima del intervalo. La experiencia de campo ha demostrado que cuando hay un cambio significativo en el lodo que se usa para la perforación, toma mucho tiempo para que la curva de SP que se registra, refleje las características del lodo nuevo. Por lo tanto, cuando se requiere de la curva del SP para determinaciones de Rw, las características del lodo deben mantenerse constantes durante la perforación. De hecho, si es necesario cambiar las características del lodo, es recomendable registrar el pozo justo antes del cambio.

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bimetalismo que ocurre cuando dos piezas de diferentes metales se tocan, y al estar rodeados por lodo forman una batería débil. Estas corrientes son pequeñas y no tienden a afectar el SP, excepto en formaciones de alta resistividad. Por consiguiente, si una curva del SP en formaciones muy resistivas parece dudosa, es preferible leer las deflexiones del SP en los intervalos no arcillosos donde las resistividades sean lo más bajas posible. A veces es difícil registrar un buen SP en pozos donde hay instalaciones cercanas (Figura 2.1.13.1), en plataformas marinas o en embarcaciones. Los barcos que pasan, instrumentos de protección catódicos y fuentes de energía electromagnética que se irradia, pueden contribuir a un registro de SP ruidoso. En tierra, la proximidad a líneas de energía o a pozos de bombeo, puede tener un efecto similar al mencionado en la curva del SP. Muchas de estas alteraciones pueden minimizarse mediante una elección cuidadosa de la ubicación del electrodo de tierra.

2.1.13 Anomalías en el SP: Ruido Algunas veces una señal de baja amplitud de onda sinusoidal queda superpuesta en el SP. Esto sucede cuando una parte móvil del malacate se magnetiza accidentalmente. Un contacto intermitente entre la cubierta y la armadura del cable puede causar también picos falsos en la curva de SP. En estas situaciones, la curva de SP debe leerse de tal manera que la amplitud de la onda sinusoidal o el pico no se sume o reste a la verdadera deflexión del SP. Las corrientes directas que fluyen a través de las formaciones cerca del electrodo del SP también pueden dar como resultado valores del SP erróneos, particularmente cuando las resistividades de la formación son altas. Estas corrientes pueden deberse al

Fig. 2.1.13.1

Alteraciones superficiales de la curva del SP

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2.2 El Registro de Rayos Gamma (GR)

2.2.1 Propiedades de los Rayos Gamma

El registro de GR es una medición de la radiactividad natural de las formaciones. En las formaciones sedimentarias, el registro normalmente refleja el contenido de arcilla de las formaciones porque los elementos radiactivos tienden a concentrarse en arcillas y lutitas.

Los rayos gamma son impulsos de ondas electromagnéticas de alta energía que son emitidos espontáneamente por algunos elementos radiactivos. El isótopo de Potasio radiactivo con un peso atómico de 40 (K40), y los elementos radiactivos de las series de Uranio y Torio, emiten casi toda la radiación gamma que se encuentra en la tierra.

Las formaciones limpias generalmente tienen un nivel muy bajo de radiactividad, a menos que contaminantes radiactivos como cenizas volcánicas, sales de Uranio o residuos de granito estén presentes, o que las aguas de formación contengan sales radiactivas disueltas.

El registro de GR puede ser corrido en pozos entubados lo que lo hace muy útil como una curva de correlación en operaciones de terminación o reparación de pozo. Con frecuencia se utiliza para complementar el registro del SP, y como sustituto para la curva SP en pozos perforados con lodo salado, aire, lodos base aceite o secuencias no clásticas. En cada caso, es útil para la localización de capas con y sin arcilla y, lo más importante, para la correlación general. (Figura 2.1.1.)

Cada uno de estos elementos emite rayos gamma. La cantidad y la energía son distintivos de cada elemento. La Figura 2.2.1.1, muestra las energías de los rayos gamma emitidos: el Potasio (K40) emite rayos gamma de una sola energía a 1.46 MeV, mientras que las series del Uranio y Torio, emiten rayos gamma de diferentes energías.

Fig. 2.2.1.1 Espectros de emisión de rayos gamma de minerales radiactivos

Fig. 2.2.1 Registro de rayos gamma

Al pasar a través de la materia, los rayos gamma experimentan colisiones sucesivas (efecto Compton), con los átomos del material de la formación y pierden energía en cada colisión (Figura 2.2.1.2).

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donde:

ρ i son las densidades de los minerales radiactivos, Vi son los factores de volumen total de los minerales, A i son los factores de proporcionalidad correspondientes a la radioactividad del mineral.

ρ b es la densidad global de la formación. 2.2.2 Equipo (GR) Rayos Gamma

Fig. 2.2.1.2 Efecto Compton.

– Efecto de colisión de GR con un electrón orbital – 75keV < Rango de Energía < 10MeV – Dominan las interacciones de mediana energía

La sonda de GR contiene un detector para medir la radiación gamma que se origina en el volumen de la formación cerca de la sonda. Actualmente se emplean contadores de centelleo acoplados con un fotomultiplicador y un amplificador-discriminador para esta medición (Figura 2.2.2.1), ya que son mucho más eficaces que los contadores GeigerMuëller que se usaban en el pasado.

Después de que el rayo gamma ha perdido suficiente energía, un átomo de la formación lo absorbe por medio de un efecto fotoeléctrico. Por consiguiente, los rayos gamma naturales se absorben gradualmente y sus energías se degradan al pasar a través de la formación. La tasa de absorción varía con la densidad de la formación, es decir, dos formaciones que tengan la misma cantidad de material radiactivo por unidad de volumen, pero con diferentes densidades, mostrarán diferentes niveles de radioactividad. Las formaciones menos densas aparecerán algo más radioactivas. La respuesta del registro de GR, después de las correcciones apropiadas para el pozo, es proporcional a las concentraciones de peso del material radiactivo en la formación, es decir:

Ec. 2.2.1.1

Fig. 2.2.2.1 Detector de centelleo, interacción Cristal – Formación

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Debido a su mayor eficacia, los contadores de centelleo sólo necesitan unas cuantas pulgadas de longitud, por lo tanto, se obtiene un buen detalle de la formación. El registro de GR, por lo general, se corre en combinación con la mayoría de herramientas de registro en agujero abierto y entubado. En formaciones sedimentarias, la profundidad de investigación del registro GR es de 10 a 15 pulgadas, y su resolución vertical es de 24 pulgadas. Ésta varía dependiendo de la velocidad con la que se tome el registro.

2.2.3 Calibración y Control de Calidad La principal calibración estándar para las herramientas GR se realiza en las instalaciones de pruebas API en Houston Texas, USA. (Figura 2.2.3.1.)

El API se define como la 1/200 parte entre las lecturas alta y baja de rayos gamma frente al dispositivo de emisión-detección que se utiliza como calibrador, y que forma parte de las instalaciones de prueba del API. Se emplea una calibración de campo según el estándar API, para normalizar cada herramienta. Las radiactividades en formaciones sedimentarias generalmente fluctúan desde unas cuantas unidades API en anhidrita o sal, hasta 200 o más en arcillas. Para las herramientas SGT-E/L/N, la calibración de campo debe dar entre 150 y 180 API, y la herramienta fina SGT-G entre 120 y 150 API. Después de aplicar la ganancia y con el calibrador GSR-E/R, la lectura es de 165 API, y la variación después de registro debe ser de +/- 15 API. Antes del procedimiento de calibración API, se elaboraron escalas de los registros de GR en microgramos de equivalente de radio por tonelada de formación. La conversión de unidades antiguas en unidades API para registros de rayos gamma se hace mediante la tabla 2.2.3.1

Tabla 2.2.3.1 Tabla de conversión de ìgm Ra-eq / ton a API

Fig. 2.2.3.1. Arreglo de calibración API en Houston.

Muchos registros antiguos de GR se calibraban de manera que una sonda excéntrica de 3 5/8 de pulgada leyera directamente la radiactividad real de las formaciones en un pozo con agujero descubierto de 10 pulgadas, lleno con 10 libras / galón de lodo no radiactivo.

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2.2.4 Gráficas de Corrección por Condiciones de Pozo La deflexión del registro de GR es función no sólo de la radiactividad y densidad de las formaciones, sino también de las condiciones del agujero (diámetro, peso del lodo, tamaño y posición de la herramienta), ya que el material interpuesto entre el detector y la formación absorbe rayos gamma. Las Gráficas GR-1* ó GR-2* (en caso de lodo con barita) se utilizan para estas correcciones de agujero descubierto. Como es de suponer, las correcciones son bastante considerables en pozos grandes y en lodos pesados. La corrección en pozos entubados utiliza la Gráfica GR-3*, donde se debe calcular a T en g/cm2: T = 2.54/2 (Wm/8.345(IDtr– dsonda) +

ρtr(ODtr– dsonda) + ρcemento (dh-ODtr)) Donde: Wm es el peso del lodo en libras por galón ID tr y OD tr son los diámetros internos y externos de la TR en pulgadas dsonda es el diámetro de la sonda de GR en pulgadas dh es el diámetro del agujero en pulgadas

ρtr, ρcemento son las densidades en g/cm3 de la TR y del cemento

Fig. 2.2.5.1 El registro GR vs proporción de arcilla

*Log Correction Charts, Schlumberger

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2.2.5 Aplicaciones El registro de GR es particularmente útil para definir las capas arcillosas cuando el SP está distorsionado (en formaciones muy resistivas), o cuando el SP tiene un valor insignificante (en formaciones que llevan agua dulce o en lodo salado, es decir cuando Rmf es cercano a Rw), o cuando el SP no se puede registrar (en lodo no conductivo, pozos vacíos o perforados con aire o en pozos con agujero entubado). En todos los casos, se toma el límite de la capa en un punto intermedio entre la deflexión máxima y la mínima de la anomalía. El registro de GR refleja la proporción de arcilla y, en muchas regiones, se puede utilizar cuantitativamente como un indicador de la arcillosidad, Figura 2.2.5.1. También se emplea para la detección y evaluación de minerales radiactivos, como Potasio o Uranio. Su respuesta, corregidos los efectos de pozo, es prácticamente proporcional al contenido de K2O, aproximadamente 15 unidades API por cada 1% de K2O. El registro de GR también se puede utilizar para delinear minerales no radiactivos. El GR forma parte de la mayoría de los programas de registro tanto en agujero abierto como en agujero entubado (para correlación y disparos). Adicionalmente, gracias a su facilidad de combinación con otras herramientas de registro, el GR permite la correlación precisa de registros hechos en una corrida con los que se hicieron en otra corrida diferente.

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2.2.6 El Registro de Espectrometría de Rayos Gamma (NGS) Al igual que el registro de GR, el NGS mide la radiactividad natural de las formaciones. A diferencia del registro de GR que sólo mide la radiactividad total, este registro mide la cantidad de rayos gamma y su nivel de energía y permite determinar las concentraciones en la formación de los elementos Potasio, Torio y Uranio.

2.2.7 Principio Físico La mayor parte de la radiación por rayos gamma en la tierra, se origina por la desintegración de tres isótopos radiactivos: el Potasio 40 (K40) con una vida media de 1.3 x 109 años, el Uranio 238 (U238) con una vida media de 4.4 x 109 años, y el Torio 232 (Th232) con una vida media de 1.4 x 1010 años. 66

El Potasio 40 se desintegra directamente en Argón 40 estable con una emisión de 1.46 MeV de rayos gamma. Sin embargo, el Uranio 238 y el Torio 232, se desintegran sucesivamente a través de una larga secuencia de distintos isótopos antes de llegar a isótopos estables de Plomo. Como resultado, se emiten rayos gamma de muy diferentes energías y se obtienen espectros

de energía bastante complejos, como lo muestra la Figura 2.2.7.1. Los picos característicos en la serie del Torio a 2.62 MeV y en las series de Uranio a 1.76 MeV, se deben a la desintegración del Talio 208 y del Bismuto 214, respectivamente. Generalmente se supone que las formaciones están en equilibrio secular, es decir que los isótopos hijos se desintegran en la misma proporción en la que son producidos por los isótopos padres. Esto significa, que las proporciones relativas de elementos padres e hijos en una serie en particular, permanecen bastante constantes. Por tanto, al considerar la población de rayos gamma en una parte particular del espectro, es posible deducir la población en cualquier otro punto. De esta manera se puede determinar la cantidad de isótopos padres. Una vez que se conoce la población de isótopos padres, también se puede encontrar la cantidad de isótopos no radiactivos, La proporción entre Potasio 40 y Potasio total es muy estable y constante en la tierra, mientras que, a excepción del Torio 232, los isótopos de Torio son muy raros, por lo que se puede no tomarlos en cuenta. Las proporciones relativas de los isótopos de Uranio dependen en cierta forma del medio

Fig. 2.2.7.1 Curvas de respuesta de Potasio, Torio y Uranio (detector de cristales de Ioduro de Sodio).

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ambiente y también hay un cambio gradual debido a sus distintas vidas medias; en la actualidad la proporción de Uranio 238 a Uranio 235 es de cerca de 137.

2.2.8 Principio de Medición La herramienta NGS utiliza un detector de centelleo de Ioduro de Sodio, contenido en una caja sellada a presión que durante el registro se mantiene contra la pared del pozo por medio de un resorte inclinado. Los rayos gamma emitidos por la formación casi nunca alcanzan al detector directamente. Más bien, están dispersos y pierden energía por medio de tres interacciones posibles con la formación: efecto fotoeléctrico, dispersión de Compton, y producción de pares. Debido a estas interacciones y a la respuesta del detector de centelleo de Ioduro de Sodio, los espectros originales de la Figura 2.2.7.1 se convierten en los espectros más difusos que se observan en la misma Figura. La parte de alta energía del espectro detectado se divide en tres ventanas de energía, W3, W4 y W5. Cada una cubre un pico característico de las tres series de radioactividad (Figura 2.2.7.1). Conociendo la respuesta de la herramienta y el número de conteos en cada ventana, es posible determinar las cantidades de Torio 232, Uranio 238 y Potasio 40 en la formación. Hay relativamente pocos conteos en la gamma de alta energía donde es mejor la discriminación máxima, por lo tanto, las mediciones están sujetas a grandes variaciones estadísticas, aun con bajas velocidades de registro. Al incluir una contribución de energía con alta velocidad de conteo de la parte baja del espectro (ventanas W1 y W2), pueden reducirse estas grandes variaciones estadísticas en las ventanas de alta energía por un factor de 1.5 a 2. Las estadísticas se reducen aún más por otro factor de 1.5 a 2, *Log Correction Charts, Schlumberger

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utilizando una técnica de filtrado que compara los conteos a una profundidad particular con los valores anteriores, de tal manera que los cambios irrelevantes se eliminen y al mismo tiempo se retengan los efectos de los cambios en la formación. Normalmente, sólo se presentan en el registro final los datos finales filtrados, aunque los datos primarios sin filtrar siempre se registran en la cinta.

2.2.9 Presentación del Registro El registro NGS proporciona un registro de las cantidades (concentraciones) de Potasio, Torio y Uranio en la formación. Éstos generalmente se presentan en los carriles 2 y 3 del registro (Figura 2.2.9.1). Las concentraciones de Torio y Uranio se presentan en partes por millón (ppm) y la concentración de Potasio en porcentajes (%). Además de las concentraciones de los tres elementos radiactivos individuales, una curva de GR total (estándar) se registra y se presenta en el carril 1. La respuesta total se determina por medio de una combinación lineal de las concentraciones de Potasio, Torio y Uranio. Esta curva estándar se expresa en unidades API. Si se desea, también se puede proporcionar una medición “libre de Uranio” (CGR) que es la suma de los rayos gamma del Torio y del Potasio.

2.2.10 Curvas de Corrección por Efecto de Pozo y Control de Calidad La respuesta de la herramienta NGS no es sólo una función de la concentración de Potasio, Torio y Uranio, sino también de las condiciones del pozo (tamaño del agujero y peso del lodo) y de las interacciones de los tres elementos radiactivos entre si. Las Gráficas NGScor-1* y NGScor-2* proporcionan esas correcciones para varias situaciones específicas:

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Fig. 2.2.9.1 Registro NGS (espectrometría de rayos gamma naturales)

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La calibración maestra debe ser de menos de 3 meses.

La presencia de barita y de KCl en el lodo debe estar corregida conociendo los porcentajes respectivos de estas sustancias en el lodo de perforación.

La sección repetida debe mostrar variaciones estadísticas menores a 3.2 ppm para el Torio, 2.3 ppm para el Uranio y 0.4% para el Potasio.

2.2.11 Interpretación La concentración promedio de Potasio en la corteza terrestre es de aproximadamente 2.6% para el Uranio, cerca de 3 ppm y para el Torio, cerca de 12 ppm. Es evidente que las formaciones individuales pueden tener cantidades significativamente mayores o menores y algunos minerales específicos por lo general tienen concentraciones características de Torio, Uranio y Potasio. Por tanto, las curvas del registro NGS con frecuencia se pueden utilizar individual o colectivamente para identificar tipo de minerales. La Gráfica CP-19* presenta el contenido de Potasio comparado con el contenido de Torio para varios minerales, y se puede utilizar para la identificación de éstos al tomar valores directamente de las curvas registradas. A menudo, el resultado es ambiguo, por lo que se requieren otros datos. En particular son de utilidad el coeficiente de absorción fotoeléctrica en combinación con las relaciones de las familias radioactivas: Th/K, U/K, Th/U. Debe tenerse cuidado al trabajar con estas relaciones, ya que no son las relaciones de los elementos dentro de la formación, sino la relación de los valores obtenidos en el registro NGS, sin tomar en cuenta las unidades de medición. La Gráfica CP-18* compara el coeficiente de absorción fotoeléctrica con el contenido de Potasio o la relación de Potasio a Torio para efectos de identificación del mineral. *Log Correction Charts, Schlumberger

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2.2.12 Aplicaciones El registro NGS se puede utilizar para detectar, identificar y evaluar minerales radiactivos y también para identificar el tipo de arcilla y calcular sus volúmenes, ver Gráficas CP-18* y CP-19*. Lo anterior puede proporcionar una perspectiva de la fuente, el medio ambiente del depósito, la historia diagenética y las características petrofísicas (superficie, estructura de los poros, etc.) de la roca. La respuesta del Torio y el Potasio o únicamente la respuesta del Torio en el registro NGS, es frecuentemente mejor indicador de la presencia de arcilla que el registro de GR sencillo u otros indicadores de presencia de arcillas. Por lo tanto, los programas de identificación de arenas arcillosas utilizan CGR (GR corregido por el efecto del Uranio) en lugar de SGR (curva de GR total). Se puede calcular el volumen de arcilla Vsh, utilizando la curva que más se adecua a las condiciones locales (Figura 2.2.12.1). También es posible calcular el volumen de arcilla Vsh, utilizando la siguiente fórmula: Vsh = (CGR-CGRmin) / (CGRmax- CGRmin) Ec. 2.2.12.1 El registro de NGS también puede emplearse para correlación donde existan estratos que contengan Torio y Potasio. La combinación del registro NGS con otras mediciones sensibles a la litología (como absorción fotoeléctrica, densidad, neutrones, sónico) permite el análisis mineralógico volumétrico de mezclas litológicas muy complejas. Adicionalmente, permite que los minerales se identifiquen con mas certeza y los volúmenes se calculen con mayor precisión. La respuesta de Uranio del registro NGS en ocasiones es útil como indicador de fluidos desplazados en pozos perforados en

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resolución del espectro de energía, la calidad de los datos y el tiempo de registro dentro del pozo.

Fig. 2.2.12.1. Determinación del volumen de arcilla Vsh en función de GR.

yacimientos previamente explotados. Asimismo, las capas permeables pueden tener un mayor contenido de sal de Uranio que los intervalos menos permeables. 70

2.3 Registro de Espectroscopía de Captura Elemental (ECS) 2.3.1 Introducción La herramienta de captura elemental ECS, usa una fuente de neutrones estándar de AmBe y un detector de cristal de BGO (bismuto germanato oxisilicato) de 3 pulgadas de diámetro, lo que permite medir los elementos relativos de la formación, basados en la espectroscopía de rayos gamma basado en el bombardeo de neutrones. Las corridas generalmente se llevan a cabo con la sonda ECS y un cartucho NPLC que se coloca por arriba como soporte a la adquisición y digitización de los datos espectrales. Los elementos primarios medidos con la herramienta ECS incluyen: Si, Ca, Fe, S, Ti, Gd, Cl, e H. Debido a que el detector de cristal es sensible a las altas temperaturas, se coloca dentro de un termo protector (dewar flask). Para obtener mejores resultados, la herramienta siempre se enfría con CO2 antes de la operación de registro para maximizar la

La herramienta se corre descentralizada con un “bowspring”, en particular en pozos de diámetro grande o lodos con salinidades extremadamente altas (lodos base aceite con fase de agua de alta salinidad). Un producto de evaluación litológica conocido como Spectrolith, diferencia los resultados del ECS de herramientas previas. El SpectroLith emplea los elementos Silicio, Hierro y Calcio, para evaluar arcillas, no siendo necesario emplear el Aluminio para el mismo objetivo. Las concentraciones de carbono se determinan a partir de las concentraciones de Calcio, obteniéndose valores con una incertidumbre muy pequeña que no es posible obtener con otro tipo de mediciones. La Anhidrita se determina a partir del Calcio y del Azufre. Los elementos restantes se combinan para obtener el volumen de Cuarzo, Feldespato y minerales de Mica (QFM). Otros algoritmos permiten inferir las concentraciones de Pirita, Siderita, Carbono y Sal. Adicionalmente se pueden utilizar las propiedades de la matriz de la roca, incluyendo la densidad de la matriz para calcular las concentraciones de los elementos, tanto para agujero descubierto como para pozo entubado. Las aplicaciones de la herramienta ECS, son de utilidad para las siguientes disciplinas:

Fig. 2.3.1.1 Herramienta ECS

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Geología e Ingeniería de Yacimientos: para correlaciones pozo a pozo en proyectos de exploración y desarrollo.

Petrofísica: para evaluación cuantitativa de litología, porosidad, saturaciones de fluidos y permeabilidad.

Geofísica: para el modelado de propiedades de rocas, modelado sísmico, calibración sísmica y predicción de presión de poro a partir de datos de velocidad.

Ingeniería de Producción: para mejores estimaciones de propiedades mecánicas para diseños de fracturas y selección de fluidos de estimulación.

La fuente de Am-Be (Americio-Berilio) emite neutrones de alta energía (4 MeV en promedio). Éstos son desacelerados por medio de colisiones y dispersiones inelásticas a niveles de energía termales (<0.1 eV), y son capturados por los núcleos de varios elementos en la formación. El espectro de rayos gamma de captura que se mide con la herramienta ECS, está compuesto por las contribuciones de la herramienta, pozo y formación. Este espectro compuesto se mide a diferentes profundidades y se deconvoluciona con base en elementos individuales y el espectro de referencia de la herramienta. Este procesamiento produce valores relativos de los elementos seleccionados, la suma de esos valores se aproxima a la unidad (por esa razón se utiliza el término “relativo”). Posteriormente se utiliza un modelo de corte para transformar los valores relativos a fracciones de elementos (estas fracciones son equivalentes a las mediciones que se hacen en muestras de núcleos). Las fracciones se incorporan a un modelo de cálculo con el cual se obtienen las fracciones litológicas, que incluyen: Arcilla total, Carbonato total, Anhidrita/Yeso y QFM (Cuarzo + Feldespato + Mica).

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2.3.2 Características de medición de la herramienta ECS Debido a que las mediciones se llevan a cabo en la sección de captura de la herramienta, tanto en el pozo como en la formación, el pozo puede contribuir de manera significativa en la magnitud de la señal total en ciertas de sus configuraciones. En pozos de diámetro reducido (menor de 8") que contienen hidrocarburos o agua dulce, la señal que proviene del pozo es pequeña (< 20%) y se debe principalmente a los átomos de Hidrógeno y de Cloro. Por otra parte, en pozos de diámetros mayores (>12"), llenos con salmuera saturada, la señal del Cloro puede fácilmente ocupar mas del 60% del total del espectro de captura. Se utilizan controles de calidad de manera rigurosa para determinar estos porcentajes. Las mediciones de la herramienta ECS son insensibles al peso del lodo, a la mayoría de fluidos de perforación, diámetros de pozo y rugosidades. La precisión estadística de los resultados de la herramienta ECS depende de las condiciones ambientales, sin embargo también se afecta severamente en pozos de diámetros muy grandes y con salinidades muy elevadas.

2.3.3 Interpretación Petrofísica La interpretación petrofísica, que comprende como mínimo la determinación de la porosidad y la saturación de agua, es esencial para la toma de decisiones relacionadas con la adquisición de datos de presión, la recolección de muestras de fluidos y las operaciones de terminación de pozos. En consecuencia, las respuestas confiables en tiempo real o a las pocas horas de haber adquirido los registros resultan de suma importancia para los operadores. Si bien los estudios de caracterización de yacimientos implican más datos y más tiempo para ajustar la interpretación en relación con un yacimiento en particular, el tiempo y los datos siempre son escasos.

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Incluso para estos estudios de mayor magnitud, una evaluación rápida y confiable resulta de utilidad como punto de partida y como resumen oportuno de los registros. Los intentos realizados en el pasado para proporcionar un paquete de interpretación generalizado, fallaron porque era necesario definir en forma manual numerosos parámetros y zonas de las formaciones. En condiciones ideales, estos parámetros son seleccionados por un intérprete calificado o mediante referencia a una base de datos local establecida para el yacimiento o la formación. Lamentablemente, es probable que ninguna de estas opciones se encuentre disponible en el momento requerido. Un enfoque alternativo consiste en determinar varios de estos parámetros en forma automática.

Actualmente, los registros de concentraciones elementales y el procesamiento litológico de los datos adquiridos por las herramientas de espectroscopía de rayos gamma inducidos por neutrones, posibilitan la estimación de todos los parámetros de la matriz en forma automática, con un nivel de precisión equivalente al de las técnicas convencionales. El número de parámetros se reduce asombrosamente, limitándose en el caso óptimo a uno solo: la resistividad del agua de formación, Rw. Al mismo tiempo, los modelos de conductividad y permeabilidad científicamente más rigurosos, mejoran la confiabilidad de los resultados.

2.3.4 El problema de la evaluación de registros Gran parte de la evaluación de registros de pozos implica la realización del análisis volumétrico. Si se conocen la porosidad y la saturación de fluidos, la determinación de los volúmenes de fluidos es sencilla. La permeabilidad de la matriz no puede estimarse directamente a través de

mediciones estáticas derivadas de los registros. Sin embargo, ésta puede estimarse a partir de los volúmenes de fluidos y minerales. La dificultad con el análisis volumétrico reside en el hecho de que existen muchas más incógnitas que mediciones. Además de gas, petróleo y agua—que pueden variar significativamente en lo que respecta a composición, densidad y abundancia relativa desde el tope hasta la base de una columna de hidrocarburos— existen muchos componentes minerales posibles. El analista de registros también debe conocer la movilidad del fluido, por ejemplo, si el agua presente en la formación es agua irreducible o agua de producción libre. Los registros modernos proporcionan cientos de mediciones, pero estas mediciones no son todas independientes. Por ejemplo, muchas mediciones responden intensamente a la porosidad, pero ninguna identifica el volumen de petróleo en forma única. Frente a este desafío, el intérprete de registros está obligado a trabajar con modelos que reduzcan el número de incógnitas a una cantidad que se adecue a las mediciones disponibles. Por ejemplo, si se sabe que un yacimiento corresponde a una arenisca que contiene petróleo, el intérprete puede excluir la anhidrita y el gas del modelo. El intérprete debe elegir el modelo, de manera que la intervención humana se requiere desde el principio. Si bien esta elección puede resultar sencilla para un yacimiento correctamente desarrollado, es probable que resulte difícil en un pozo de exploración o de evaluación, o cuando el conjunto de mediciones cambia con respecto a las mediciones obtenidas en los pozos vecinos que fueron utilizados para establecer el modelo. Los modelos contienen parámetros que expresan la respuesta de las mediciones a sus componentes. Algunos parámetros están definidos con precisión, por ejemplo la densidad de la calcita. Ciertas respuestas varían considerablemente, tal es

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el caso de la respuesta del registro de rayos gamma a la lutita. En estas circunstancias, los programas de interpretación de registros adoptan diferentes enfoques. Los que hacen hincapié en la facilidad y velocidad de uso, emplean modelos simples y permiten que el intérprete establezca sólo algunos de los parámetros más variables. Aquellos que ponen énfasis en la exactitud, ofrecen modelos complejos y permiten que la mayoría de los parámetros puedan ser modificados por el usuario. Cualquiera que sea el enfoque, los parámetros más difíciles de seleccionar son invariable-mente los de los minerales de arcilla. El tipo, volumen y distribución de la arcilla afectan considerablemente la determinación de la porosidad a partir de los registros de porosidad, tales como los registros de neutrón, densidad y sónico, y la determinación de la saturación de agua a partir de los registros de resistividad. En la interpretación de registros convencionales, basada en un conjunto de registros triple combo—resistividad, porosidad–densidad, porosidad–neutrón, rayos gamma y potencial espontáneo—el volumen de la arcilla se determina básicamente a partir de la respuesta del registro de rayos gamma y de las mediciones obtenidas de los registros de densidad y de neutrón. La subjetividad de la interpretación de los registros de rayos gamma es ampliamente conocida y puede ilustrarse con cualquier ejemplo de registro. Se han utilizado varias técnicas para mejorar la estimación del volumen de arcilla. Algunos programas de interpretación utilizan el mínimo de los volúmenes de arcilla estimados por diferentes métodos, en base al razonamiento de que los errores de cada método siempre producen una sobreestimación. Este enfoque permite minimizar los errores gruesos pero no elimina la necesidad de contar con selecciones de parámetros

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exactos. En otros casos, la elección de modelos y parámetros a menudo se facilita a través de la utilización de una base de datos de conocimientos de un yacimiento, área local o tipo de ambiente geológico en particular, para reducir considerablemente las opciones y minimizar la necesidad de intervención humana. No obstante, es probable que no se disponga de este tipo de bases de datos hasta después de haber desarrollado un área.

2.3.5 Una solución alterna En los últimos 20 años, las nuevas mediciones obtenidas de los registros han mejorado la interpretación. Estas mejoras pueden dividirse en dos tipos: las que se concentran en una mejor definición de los fluidos y las enfocadas en una mejor definición de los sólidos. La definición directa de los fluidos ha mejorado sustancialmente gracias a los desarrollos logrados en las herramientas de adquisición de registros de resonancia magnética nuclear (RMN). Dado que las principales propiedades de interés— porosidad, saturación y permeabilidad —se relacionan con los fluidos, la técnica RMN parecería ser la mejor opción. Sin embargo existen limitaciones, particularmente con las interpretaciones de los valores de saturación porque las mediciones se obtienen en la zona invadida, cerca del pozo, y porque las señales indicadoras de la presencia de petróleo y agua, provenientes de la herramienta de RMN, a veces no están claramente separadas. La otra opción consiste en definir los volúmenes de sólidos y luego aplicar las ecuaciones conocidas para determinar las propiedades principales de los yacimientos a partir de otras mediciones. Por ejemplo, la porosidad puede determinarse con precisión a partir del registro de densidad si se conoce la densidad de la matriz.

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La saturación de agua puede estimarse a partir de la resistividad si se conocen la conductividad y la distribución de la arcilla. El registro mineralógico ECS responde a esta segunda opción. Su solución se basa en la medición de la concentración de algunos de los elementos presentes en las rocas y en la estimación posterior de las principales propiedades de la matriz a partir de estas concentraciones.

La medición de las concentraciones elementales no es nueva: los elementos químicos han sido detectados con herramientas de adquisición de registros de espectroscopía de neutrones pulsados desde fines de la década de 1970 y las concentraciones se obtenían específicamente para la evaluación de formaciones derivada de registros obtenidos en agujero descubierto, utilizando la herramienta de Adquisición de

Fig. 2.3.5.1 Generaciones anteriores de herramientas geoquímicas, hasta la herramienta ECS

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Registros Geoquímicos GLT a mediados de la década de 1980. Había algunos problemas para correr el registro: la sarta de la herramienta GLT era larga, las operaciones eran lentas y en consecuencia costosas, la herramienta no era combinable y la interpretación resultaba compleja. En cambio, la sonda de Espectroscopía de Captura Elemental ECS es corta, fácil de usar, rápida de operar y mide suficientes elementos como para evaluar la litología (Figura 2.3.5.1).

2.3.6 Concentraciones elementales La herramienta de espectroscopía de rayos gamma ECS, mide efectivamente un espectro de rayos gamma o la cantidad de rayos gamma recibidos por el detector para cada nivel de energía. Los rayos gamma se generan cuando los neutrones de alta energía —provenientes de una fuente minitrón o una fuente radioactiva de Americio-Berilio (AmBe)— bombardean la formación y pierden energía a través de la dispersión, debido a la acción del Hidrógeno. Cuando se frena hasta

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alcanzar el nivel de energía termal, un neutrón que colisiona con el núcleo de ciertos átomos puede ser capturado. En este proceso, el núcleo es excitado y emite rayos gamma con una distribución de energías que es característica del elemento. Estos rayos gamma pueden degradarse por dispersión en la formación y el detector, sin embargo, hay suficiente definición en el espectro final para reconocer los picos causados por los diferentes elementos (Figura 2.3.6.1) El paso siguiente consiste en calcular la proporción o rendimiento relativo de los rayos gamma de cada elemento, mediante la comparación del espectro medido contra el espectro estándar para cada elemento individual. Esto se lleva a cabo en el Centro de Calibración de Efectos Ambientales de Houston. El espectro se invierte para obtener la proporción de los principales elementos que lo generan. Estos incluyen algunos de los elementos más definidos y abundantes presentes en las rocas sedimentarias, en

Figura 2.3.6.1.- Espectro de rayos gamma, resultante de la captura de neutrones termales, a partir de la herramienta ECS.

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especial Silicio (Si), Calcio (Ca), Hierro (Fe) y Azufre (S). El Titanio (Ti) y el Gadolinio (Gd) también pueden aportar una señal significativa, y en consecuencia, deben obtenerse sus aportaciones, aunque no sean elementos abundantes. Las concentraciones de estos seis elementos, que en su totalidad resultan exclusivamente de la matriz de roca, se calculan y utilizan cuantitativamente en el procesamiento ulterior. Otros elementos, tales como el Hidrógeno (H) y el Cloro (Cl), también se miden, pero sólo se utilizan cualitativamente. Las concentraciones no son otra cosa más que mediciones relativas, ya que la señal total depende del ambiente, que puede variar a lo largo de todo el intervalo de adquisición del registro. Para obtener las concentraciones elementales absolutas, se necesita información adicional. En este caso, a partir del principio del cierre o corte de óxidos. 76

Este principio establece que una roca seca está formada por un conjunto de óxidos, la suma de cuyas concentraciones debe equivaler a la unidad. Si podemos medir la

concentración relativa de todos los óxidos, podemos calcular la concentración total y el factor necesario para convertirlo en la unidad. Este factor de normalización convertirá cada concentración relativa en una concentración elemental de peso. En la práctica, este proceso no es tan directo. En primer lugar, medimos los elementos, no los óxidos, pero la naturaleza contribuye, ya que los elementos más abundantes existen solamente en un óxido común, por ejemplo SiO2 para el Silicio. De este modo, para la mayor parte de los elementos, un factor de asociación exacto soporta la conversión de la concentración del elemento en la concentración del óxido. En segundo lugar, si bien la herramienta ECS mide la mayoría de los elementos más comunes, existen excepciones, entre las que destacan el Potasio (K) y el Aluminio (Al). Afortunadamente, la concentración de estos elementos se correlaciona fuertemente con la del hierro, de manera que pueden ser incluidos en el factor de asociación de óxidos correspondiente al hierro.

Figura 2.3.6.2.- Comparación entre los componentes elementales medidos con la herramienta ECS (curvas en negro) y datos de núcleos (puntos en rojo). El buen ajuste confirma la validez de las mediciones ECS para evaluaciones litologicas.

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Los resultados han sido validados mediante la comparación con las concentraciones químicas medidas en las muestras de núcleos (Figura 2.3.6.2)

2.3.7 Elementos de los minerales El paso siguiente consiste en convertir las concentraciones elementales en grupos de minerales. Las técnicas geoquímicas previas fueron diseñadas para determinar la mayor cantidad de minerales posibles. A través del procesamiento del registro, se obtiene un contenido de arcilla total confiable, dividiéndose los minerales restantes en Carbonatos o en Cuarzo, Feldespatos y Micas (QFM, por sus siglas en inglés). El desarrollo de esta técnica se basó en el estudio de más de 400 muestras de núcleos de diferentes ambientes arenosos y ambientes con areniscas arcillosas. Cada una de las muestras se trituró, mezcló y dividió en dos fracciones, una para determinar las concentraciones elementales a través del análisis químico y la otra para determinar la mineralogía utilizando el procedimiento FT-IR, el cual se basa en la respuesta de enlaces moleculares a luz infrarroja. Los estándares de los minerales para el procedimiento FT-IR incluyeron 26 minerales, que pueden determinarse en su totalidad con una precisión superior a +/- 2% en peso. El estudio examinó primero la correlación existente entre el contenido total de arcilla y varios elementos supuestamente medibles con registros (Figura 2.3.7.1). El contenido total de arcilla es la suma de las fracciones de Caolinita, Ilita, Esmectita, Clorita y Glauconita. En la mayor parte de los pozos, el Aluminio corresponde a la mejor correlación, lo que no es sorprendente, ya que las arcillas son Alúminosilicatos y el Aluminio forma parte integrante de su composición química.

Figura 2.3.7.1.- Comparación de concentraciones de elementos medibles con registros, con concentración de arcilla medida en un pozo.

A veces el Potasio muestra una fuerte correlación cuando la arcilla dominante es la Ilita, sin embargo, tal correlación es afectada por el contenido de Potasio en los Feldespatos, las Micas y otros minerales. El Torio (Th), el Uranio (U), el Titanio (Ti) y el Gadolinio (Gd) son elementos a menudo contenidos en las Lutitas, pero estos elementos en general no revelan una correlación suficientemente confiable para un uso cuantitativo, debido principalmente a la existencia de fuentes que no son arcillas. El silicio muestra una importante anticorrelación, que disminuye del 46.8% en peso en el Cuarzo puro a aproximadamente 21% en peso en las arcillas. El Hierro se asocia con los minerales pesados, tales como la Siderita y la Pirita y los minerales arcillosos Ilita, Clorita y Glauconita. El Calcio está presente principalmente en la calcita y en la Dolomía. El Aluminio es el mejor indicador elemental de la arcilla, pero resulta difícil de medir en el pozo. Debido al tamaño reducido de su sección transversal de captura, el

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Fig. 2.3.7.2.- La concentración de arcilla a partir de los elementos principales, muestra una tendencia que es perturbada principalmente por los minerales carbonatados (a). Sustrayendo la Calcita y la Dolomita, la dispersion restante se debe a la Siderita y Pirita (b). Luego, al substraerse los minerales ricos en hierro, la correlacion mejora aun mas y demuestra como puede obtenerse el volumen de arcilla a partir de los cuatro elementos

Aluminio no produce suficientes rayos gamma de captura como para obtener una medición estadísticamente confiable. En el pasado, el aluminio se medía induciendo la activación neutrónica, esta técnica requería un equipo complejo, tal como el de la herramienta GLT. Por este motivo, los investigadores se concentraron en la búsqueda de otros métodos con mayor precisión estadística para estimar el contenido total de arcilla. La anticorrelación del silicio es buena pero se ve perturbada por la presencia de los minerales carbonatados Siderita y Pirita (Figura 2.3.7.2).

Estos minerales actúan como la arcilla para reducir el volumen de Silicio, pero se puede determinar su presencia midiendo el Calcio, el Hierro y, cuando se encuentra disponible, el Magnesio (Mg), cuya medición se analiza más adelante. De este modo, combinando cuatro elementos —Si, Ca, Fe y Mg— es posible obtener una correlación con el contenido total de arcilla que posea casi la misma pendiente en todos los pozos, un leve grado de dispersión y una ordenada en el origen próxima a cero (Figura 2.3.7.3)

Fig. 2.3.7.3.- Comparación de la concentración de arcilla medida con las concentraciones estimadas mediante los valores de Ca, Si, Fe y Mg en 12 pozos. Excepto en los pozos 4, 11 y 12, las pendientes son idénticas y pasan por el origen.

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Fig. 2.3.7.4.- Comparación de la concentración de arcilla medida con el registro convencional de rayos gamma (Torio, Uranio y Potasio) y los mismos 12 pozos que se mencionan en la figura anterior. Se observa una pobre correlación respecto a las mediciones con ECS.

Cuando se examinan estas gráficas, es importante concentrarse en la región pobre en contenido de arcilla donde se localizan los yacimientos. En este sentido, la correlación en las lutitas es menos importante. Con excepción de los Pozos 11 y 12, que se analizan más adelante, estos resultados muestran una correlación importante y única entre las concentraciones elementales y el contenido total de arcilla en un amplio rango de yacimientos Siliciclásticos. A esta altura, vale la pena examinar la correlación existente entre el contenido total de arcilla medido y el registro tradicional de rayos gamma totales asociado con los mismos datos (Figura 2.3.7.4). El registro de rayos gamma se calcula a partir de la suma de sus elementos de aporte— K, Th y U—y es, por lo tanto, independiente de la porosidad. Como se espera, existe una correlación general. No obstante, las pendientes y los desplazamientos varían significativamente y a menudo se observa una dispersión considerable, particularmente en comparación con la estimación basada en las concentraciones elementales. Los Pozos 1 y 2 ilustran el amplio rango en la pendiente. Una extrapolación a arcilla pura arrojaría una lectura del registro de rayos

gamma de 100 API en el Pozo 1, pero de 500 API en el Pozo 2. Los Pozos 4 y 12 ilustran el rango en los desplazamientos o en las indicaciones de contenido nulo de arcilla. Una extrapolación a contenido nulo de arcilla da como resultado 30 API en el Pozo 4 y 70 API en el Pozo 12. Dichas variaciones son bien conocidas y se evitan parcialmente en la práctica utilizando el conocimiento local y calibrando los datos del registro de rayos gamma con los datos de núcleos en un yacimiento en particular. La calibración podría arrojar buenos resultados en varios de los pozos. No obstante, los resultados siguen siendo insatisfactorios en términos de dispersión y rango dinámico. En los Pozos 3, 5, 7 y 9, la dispersión correspondiente a un 20% de arcilla en peso es tal que hasta un registro de rayos gamma calibrado indicaría un porcentaje de arcilla oscilante entre 0 y 40%. Este volumen de arcilla puede significar la diferencia entre roca yacimiento y roca no yacimiento, y dificulta el uso cuantitativo. Los Pozos 11 y 12 son ejemplos de rango dinámico reducido. Los Pozos 11 y 12, y en menor medida el Pozo 4, contienen areniscas ricas en Feldespato. Los Feldespatos y las Micas son Alúminosilicatos, como las arcillas, y en

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consecuencia afectan el contenido de Silicio. Estas areniscas se analizan utilizando una pendiente diferente e introduciendo un desplazamiento en el estimador de litología que utiliza las porosidades de los registros de densidad y de neutrón. En este caso, los resultados son independientes del tipo, volumen y densidad de fluido.

normalmente las del enjarre—es sencillo calcular la porosidad total a partir del registro de densidad y del registro de neutrón.

2.3.8 Propiedades de la matriz y porosidad

Finalmente, la porosidad total, ØT, que se utilizará en cálculos posteriores, se considera como dos tercios de la porosidad derivada del registro de densidad, ØD, más un tercio de la porosidad neutrónica, ØN. Esta expresión arroja una estimación aproximada pero confiable de ØT para cualquier fluido de formación.

En el análisis convencional de registros, la densidad de la matriz se toma como una constante basada en el conocimiento local o se obtiene del modelado de minerales. El primero tiende a ser un enfoque aproximado, que conduce a errores, mientras que el segundo implica datos de entrada y el control del analista.

Un procedimiento alterno consiste en estimar la densidad de la matriz directamente a partir de los elementos que la conforman. Al igual que con el estudio litológico, las concentraciones elementales y las densidades de las matrices, se obtuvieron de un gran número de muestras de núcleos, en este caso más de 600. El objetivo era hallar la mejor correlación entre la densidad de la matriz y una combinación lineal de elementos. Si bien el algoritmo es empírico, su fundamento es lógico. La densidad de la matriz de arenisca es aproximadamente igual a la del Sílice (SiO2), pero se incrementa al aumentar las concentraciones de minerales con Calcio, Hierro y Azufre. Los minerales con Hierro tienen un efecto particularmente importante sobre la densidad, como se refleja en el alto coeficiente correspondiente al Hierro. Para las areniscas Arcósicas se utiliza un algoritmo independiente con diferentes coeficientes. Un análisis similar conduce a un algoritmo para la respuesta del registro de neutrón en lo que respecta a la matriz. Si se conocen las propiedades de la matriz de roca y del fluido—

En las zonas acuíferas, las porosidades corregidas por el efecto de la matriz deberían concordar sin importar los volúmenes de arcillas o minerales pesados. En las zonas gasíferas, debería existir un claro cruzamiento revelado por los efectos de la arcilla.

2.3.9 Permeabilidad KL La permeabilidad se calcula mediante un método desarrollado para las formaciones Siliciclásticas, en base al parámetro Lambda. El parámetro Lambda es una medida del diámetro efectivo de los poros conectados en forma dinámica. En las geometrías simples, Lamda puede encontrarse a partir de la relación volumen/superficie de poros. Además, cuando la permeabilidad es alta, la permeabilidad es proporcional a L2/F, donde F es el factor de formación de Archie y es igual a 1/Øm. La combinación de estos valores conduce a una expresión que es una forma de la relación de Kozeny-Carman, similar a muchas otras relaciones que aparecen en la literatura: KL ~ Øm / (S/Vp)2 Donde: KL

permeabilidad

porosidad

superficie de poros

volumen de poros

Ec. 2.3.9.1

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El problema radica entonces en cómo medir la relación S/Vp a partir de los registros y cómo adaptar la ecuación para casos de baja permeabilidad. En la forma mineral de la permeabilidad KL, la relación S/Vp se estima a partir de los volúmenes de minerales presentes. Esto es posible si se remueve primero el efecto de la porosidad en la relación, dejando dos términos, la densidad de la matriz y la superficie específica por unidad de masa, S0. El parámetro S0 representa una característica de los diferentes tipos de minerales. Se sabe que las arcillas poseen un valor de S0 elevado y que contribuyen mayormente en la formación de la superficie de poros en las areniscas arcillosas. También se ha observado que el valor total de S0 en una roca, puede aproximarse mediante una combinación lineal de las fracciones másicas de los minerales presentes, siempre y cuando las gargantas de poros no se obstruyan si hay condiciones de baja permeabilidad y baja porosidad. Esto funciona bien hasta que las gargantas de poros se obstruyen ante la existencia de condiciones de baja permeabilidad y baja porosidad. Empíricamente, se observa que cuando la estimación de la permeabilidad KL inicial es menor que 100 mD, debe disminuirse mediante una función adecuada. La calidad de las estimaciones de KL puede evaluarse en la Figura 2.3.9.1

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2.3.10 Saturación de agua irreducible Para juzgar si un yacimiento producirá hidrocarburos, agua o una mezcla de ambos fluidos, no es suficiente conocer la saturación de agua, Sw. Se puede formular un juicio cualitativo a través de una comparación simple de S w con la saturación del agua irreducible, Swirr. Si Sw es igual a Swirr, no hay producción de agua, o en otras palabras, no hay movilidad de agua. De un modo más cuantitativo, las permeabilidades efectivas de aceite, agua y gas, pueden estimarse utilizando relaciones conocidas que dependen de Sw y Swirr. En consecuencia, la saturación de agua irreducible es un parámetro importante. Este parámetro se obtiene a través de la ecuación de Coates-Timur, la cual se utiliza normalmente para estimar la permeabilidad, pero puede invertirse para obtener el valor de Swirr utilizando la porosidad y la estimación de la permeabilidad KL: Swirr = 100 Ø / (100 Ø + K 2

0.5 L

)

Ec. 2.3.10.1

Con la información litológica: porosidad, saturación de agua, permeabilidad y saturación de agua irreducible, el operador cuenta con la mayoría de los datos de entrada necesarios para tomar decisiones confiables.

Fig. 2.3.9.1.- Cálculo de permeabiliad a partir del parámetro Lambda. Los valores de porosidad y permeabilidad medidos se observan en azul, mientras que la estimación de la permeabilidad se presenta en rojo. El coeficiente de correlación para los logaritmos es de 0.99.

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Fig. 2.3.12.1.- Presentación del registro ECS y su combinación con NGT, con volúmenes litologicos, volúmenes de arcilla y tipos de arcilla.

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2.3.11 Aplicaciones A continuación se resumen las principales aplicaciones de la interpretación del registro ECS: -

Identificación de límites de secuencias estratigráficas

Evaluación de arenas arcillosas (volúmenes de arcilla y permeabilidad)

Selección del tipo de fluido para la terminación de pozos

Análisis de carbonatos y evaporitas

Carbono y gas en capas de carbono

Quimioestratigrafía

Estimación de permeabilidad KL

Propiedades de Matriz

Soporte en la interpretación de imágenes FMI

Evaluación en pozos entubados (litología, sigma y carbono/oxígeno)

2.3.12 Presentación del registro ECS y Tipos de Arcilla La determinación del volumen de arcilla en el yacimiento es de vital importancia para obtener parámetros petrofísicos representativos (dependiendo del tipo de arcilla), también es importante para optimizar los diseños de perforación, en particular cuando se espera atravesar intervalos con arcillas expandibles y/o poco estables (ejemplo: Montmorillonitas). La determinación del tipo de arcilla es posible mediante la combinación de los datos tomados con las herramientas ECS y NGT (para esta última, cuantificando las contribuciones de Uranio, Torio y Potasio en la formación). Luego de llevar a cabo el procesamiento ECS y las correcciones ambientales NGT y obtener la evaluación correspondiente, se desarrolla un modelo petrofísico en función

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del tipo de tipo de arcilla presente en el intervalo bajo análisis, el cual toma en cuenta toda la información de la combinación ECS/ NGT. El resultado se muestra como ejemplo en la Figura 2.3.12.1. De izquierda a derecha se observa: profundidades (carril 1). Columna litológica (carril 2). Contribuciones de Uranio, Torio y Potasio en el espectro de rayos gamma (carril 3). Proporciones de Torio y Potasio (Carril 4). Concentración de Uranio (carril 5). Columna estratigráfica construida sólo con los tipos de arcilla (carril 6). Modelo volumétrico, incorporando todas las litologías presentes y los tipos de arcilla en el yacimiento (carril 7).

2.4 Bibliografía 1.

Doll, H.G.: “The SP Log: Theoretical Analysis and Principles of Interpretation,” Trans, AIME (1948) 179.

Wyllie, M.R.J.: “A Quantitative Analysis of the Electrochemical Component of the SP Curve,” J. Pet. Tech (1949) 1.

Doll, H.G.: “The SP Log in Shaly Sands,” Trans., AIME (1950) 189.

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Segesman, F.: “New S.P. Correction Charts,” Geophys. (Dec. 1962) 27, No. 6.

Tittman, J.: “Radiation Logging,” Fundamentals of Logging, Univ. of Kansas (1956).

Baldwin, J.L., Quirein, J.A., and Serra, O.: “Theory and Practical Application of Natural Gamma Ray Spectroscopy,” Trans., 1980 SPWLA Annual Logging Symposium.

Ellis, D.V.: “Correction of NGT Logs for the Presence of KCL and Barite Muds,” Trans., 1982 SPWLA Annual Logging Symposium.

Log Interpretation Charts, Schlumberger Well Services, Houston (1986).

10. Segesman, F.: “New S.P. Correction Charts,” Geophys. (Dec. 1962) 27, No. 26. 11. Worthington, A.E. and Meldau, E.F.: “Departure Curves for the Self-Potential Log,” J. Pet. Tech. (Jan. 1958). 12. Gondouin, M., Tixier, M.P., and Simard, G.L.: “An Experimental Study of the Influence of the Chemical Composition of Electrolytes on the S.P. Curve,” J. Pet. Tech. (Feb. 1957).

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Capítulo 3. El Registro Eléctrico 3.1 Registros Eléctricos Convencionales ................................................................. 86 3.1.1 Principio 3.1.2 Dispositivos de Resistividad 3.1.3 Curvas Normal y Lateral 3.1.4 Correcciones de los Registros Eléctricos y Valor Aproximado de Rt 3.2 Gráficas de Corrección* de la Resistividad Rt en los Registros Eléctricos ........... 93 3.2.1 Gráficas de Corrección en Capas de Espesor Infinito, sin Invasión, Homogéneas e Isotrópicas 3.2.2 Características de las Gráficas de Corrección para los Dispositivos Normal y Lateral 3.2.3 Radio de Investigación (Ri) de un Dispositivo Normal o Lateral 3.2.4 Aplicación de las Gráficas de Corrección en Capas de Espesor Infinito 3.2.5 Las Gráficas de Corrección en Formaciones de Espesor Infinito pero Invadidas de Filtrado 3.2.6 Respuestas de los Dispositivos de Medida en la Determinación de Rt 3.2.7 Aplicación de las Gráficas de Corrección 3.3 Rt derivado de Curvas Normales en Capas de Espesor Finito .............................. 99 3.3.1 Descripción de las Gráficas de Corrección para Capas de Espesor Finito 3.3.2 Principios esenciales para el uso de las Gráficas de Corrección 3.3.3 Condiciones Respecto a las Formaciones Adyacentes 3.3.4 La Respuesta de las Sondas Normales para Definir Rt 3.3.5 El Dispositivo Lateral y sus Gráficas de Corrección 3.3.6 Rasgos Característicos de los Registros Tomados con Dispositivo Lateral 3.4 Bibliografía ...................................................................................................... 123

*Log Correction Charts, Schlumberger

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El Registro Eléctrico 3.1 Registros Eléctricos Convencionales En los primeros veinticinco años de vida de los registros de pozos, los únicos registros de resistividad disponibles eran los registros eléctricos convencionales. Se corrieron miles de ellos cada año por todo el mundo. Desde entonces, se han desarrollado métodos de medición de resistividad más sofisticados a fin de medir la resistividad de la zona lavada Rxo, y la resistividad real de la zona virgen, Rt. El registro eléctrico convencional (ES) consistía, por lo general, de un SP y dispositivos normales de 16", normal de 64", y lateral de 18’ 8". Ya que el registro eléctrico es el único disponible en muchos pozos antiguos, en este capítulo se muestran el principio de medición y su respuesta.

3.1.1 Principio 86

Se introducían corrientes en la formación por medio de electrodos, y se medían los voltajes entre los electrodos de medición. Estos voltajes correspondían proporcionalmente a las resistividades de la formación que la herramienta medía en su viaje a través del agujero perforado.

En una formación homogénea e isotrópica de extensión infinita, las superficies equipotenciales que rodean un solo electrodo emisor de corriente (A), son esféricas. El voltaje entre un electrodo (M) situado en una de esas superficies y uno en el infinito, es proporcional a la resistividad de la formación homogénea.

3.1.2 Dispositivos de Resistividad En el dispositivo normal (Figura 3.1.2.1), se pasa una corriente de intensidad constante entre dos electrodos, A y B. La diferencia de potencial resultante se mide en los otros dos electrodos, M y N. Los electrodos A y M se encuentran en la sonda. En teoría, B y N se localizan a una distancia infinita. En la práctica, B es el blindaje del cable, y N es un electrodo en la brida (el extremo inferior del cable que está cubierto de aislante) y están lejos de A y M. La distancia AM se conoce como el espaciamiento (16" para la normal corta y 64" para la normal larga), y el punto de la medición está en O, en la mitad de la distancia entre A y M. En el dispositivo lateral básico (Figura 3.1.2.2), se pasa una corriente constante entre A y B, se mide la diferencia de potencial entre M y N, localizados en dos superficies equipotenciales, esféricas y concéntricas, que se centran en A. De este modo, el voltaje medido es proporcional al gradiente de potencial entre M y N. El punto de medición está en O, a la mitad de la distancia entre M y N. El espaciamiento AO es de 18’ 8". En general, cuanto mayor sea el espaciamiento, mayor es el radio de investigación dentro de la formación. Así, de los registros de resistividad, el lateral de 18’ 8" tiene la mayor profundidad de investigación y el normal de 16" la más somera. Sin embargo, en la práctica, la resistividad aparente Ra que registra cada dispositivo, se ve afectada por las resistividades y dimensiones geométricas de todos los medios alrededor del dispositivo

Fig.. 3.1.2.1 Instrumento normal – arreglo básico

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Fig. 3.1.2.2 Instrumento lateral – arreglo básico

(agujero, zonas invadida y no contaminada y capas adyacentes). La sonda y los equipos que se usaron en la práctica son los que se muestran en las Figura 3.1.2.3 a, b, c, d. En las Figura 3.1.2.3 e, f, g, h, se muestran registros tomados en los campos Poza Rica y El Plan en los años 40, y registros más recientes de 1955 y 1967.

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Fig. 3.1.2.3 b. Equipo cuadricable utilizado en El Plan, en 1947

3.1.3 Curvas Normal y Lateral En los siguientes ejemplos, se describen las formas de las Curvas normal y lateral en algunos casos típicos. Todos los casos corresponden a formaciones no invadidas. Para leer de manera correcta los registros convencionales de resistividad, se requiere conocer las formas típicas de estas Curvas.

Fig. 3.1.2.3 c. Los Ing. Petroleros Alfonso Córdova Ordóñez y Martín Nava García junto a su equipo de trabajo en el pozo Belem 5, Tabasco, noviembre de 1949

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Fig. 3.1.2.3a. El Ing. Martín Nava García en El Plan, junto a uno de los primeros camiones que integraron el sistema de adquisición de registros en una cabina cerrada. Antes de la entrada de estas unidades, todos los instrumentos y sus operadores estaban expuestos a la intemperie.

Fig. 3.1.2.3e. Registro tomado el 20 de abril de 1940 en el pozo El Plan no. 66

Fig.3.1.2.3d. Operación de registros en los años 50.

Fig. 3.1.2.3f. Registro del Pozo Poza Rica no. 25, tomado en diciembre de 1943.

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La Figura 3.1.3.1 muestra la respuesta del dispositivo normal en estratos más resistivos que las capas que los rodean. La parte superior muestra la respuesta en una capa gruesa (h = 10AM). La curva es simétrica y se observa un máximo en el centro

Fig. 3.1.2.3 g. Registro Eléctrico en el pozo Champotón 2, tomado en noviembre de 1955

89 Fig. 3.1.3.1 Curvas normales – la capa es más resistiva que las formaciones adyacentes

de la capa, donde la lectura casi es igual a Rt (no hay invasión). El espesor aparente de la capa en la Curva normal es menor que el espesor real de la capa en una cantidad igual al espaciamiento. La parte inferior presenta la respuesta en una capa con un espesor menor al espaciamiento. La Curva aún es simétrica pero se ha invertido. Se observa una resistividad aparente mínima, de hecho menor que la resistividad de formación a su alrededor, enfrente de la capa, aunque la resistividad de la capa es mayor que la resistividad que la circunda. Aparecen dos picos arriba y abajo de la capa respectivamente. La distancia entre ambos picos es igual al espesor de la capa más el espaciamiento del registro normal. La Figura 3.1.3.2 muestra la respuesta del dispositivo normal en capas gruesas o delgadas que son menos resistivas que las Fig. 3.1.2.3 h. Registro tomado en el campo Mameyal, en mayo de 1967

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formaciones adyacentes. Las Curvas son simétricas y el espesor aparente de la capa es mayor que el espesor real de la capa en una medida igual al espaciamiento de AM. La Figura 3.1.3.3 muestra la respuesta del dispositivo lateral en capas más resistivas que las formaciones adyacentes. Ya que el espaciamiento lateral más común es de 18’ 8", los casos que se presentan corresponden

observarse un pico de reflexión igual al espaciamiento AO debajo de la capa. La relación (Ramax /Ramín) ≤ (Rt /Rs) de la Figura 3.1.3.3, es de interés, aún cuando no es posible obtener buena precisión en la Rt de la capa. La Figura 3.1.3.4 muestra la respuesta del dispositivo lateral en capas menos resistivas que las formaciones circundantes. De nuevo, las Curvas son asimétricas. En

Fig. 3.1.3.2 Curvas normales: la capa es menos resistiva que las formaciones laterales.

a espesores de capa aproximadamente de 190’, 28’ y 9’. Todas las Curvas son asimétricas. En el caso de las capas de 190’ y 28’, observe las lecturas comparativamente bajas en los 19’ de la parte superior de las capas resistivas y las lecturas de alta resistividad cerca del límite inferior. En la capa de 190’ la Curva muestra una meseta moderadamente grande con lecturas más o menos iguales a Rt. Se requiere un espesor de capa mínimo de 50’ para obtener las lecturas de dicha meseta sin ser modificadas por las formaciones adyacentes. En el caso de una capa delgada, se presenta una cresta de resistividad muy notoria frente a ésta, seguida de lecturas bajas en la parte baja de la capa. Puede

Fig. 3.1.3.3 Curvas laterales: la capa es más resistiva que las formaciones adyacentes

ambos casos, la anomalía se extiende por debajo de la capa a una distancia ligeramente mayor que el espaciamiento AO. Las Figura 3.1.3.1 hasta la 3.1.3.4, corresponden a formaciones con resistividades moderadas. En aquellas altamente resistivas las Curvas normales ya no son simétricas. La Figura 3.1.3.5 muestra una capa espesa de resistividad infinita. Un instrumento normal de dos electrodos todavía daría una Curva simétrica (línea punteada) pero un instrumento normal de tres electrodos como el que se emplea en realidad, da una Curva de forma triangular, (línea llena), con el pico del triángulo localizado a la distancia

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AN debajo del límite superior. También nótese que la Curva lateral muestra una lectura muy baja en los 19’ superiores de la capa. Si el fondo del agujero se localiza en una formación de resistividad infinita, la lectura de la Curva lateral es nula y el instrumento normal proporciona una lectura constante mientras el electrodo N permanezca en la capa resistiva (Figura 3.1.3.6). Las formas de las Curvas normal y lateral se complican mucho en formaciones altamente resistivas.

3.1.4 Correcciones de los Registros Eléctricos y Valor Aproximado de Rt

Fig. 3.4.3.4 Curvas laterales: la capa es menos resistiva que las formaciones adyacentes

Para corregir por efecto del agujero, se usa la Gráfica B-2* y se ingresan los siguientes datos: ·

Rm resistividad del lodo a temperatura de formación

dh diámetro del pozo

R16", R64", R18’8" lectura de los registros

Para corregir la normal corta por efecto de capas delgadas, se utiliza la Gráfica B-10*. Se ingresan los siguientes datos:

Fig. 3.1.3.5 Curvas normales y laterales de dos y tres electrodos en capa gruesa de resistividad infinita

e espesor de capa

R16" lectura del registro en el centro de la capa

Rs resistividad de capas adyacentes

Rm resistividad del lodo a temperatura de formación

Para corregir por efecto de espesor de capa y capas adyacentes, se utiliza la Gráfica B-8* y se ingresan los siguientes datos:

Fig.. 3.1.3.6 Curvas normal y lateral en una capa de alta resistividad con penetración incompleta del agujero

*Log Correction Charts, Schlumberger

e espesor de capa

R16", R64", R18’8" leídos de los registros

Rs resistividad de capas adyacentes

Rm resistividad del lodo a temperatura de formación

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Las reglas generales para obtener Rt de los registros eléctricos se basan en la resistividad relativa de la capa, comparada con las resistividades del lodo y de la formación adyacente. Por lo tanto, las formaciones se subdividen en tres clases, dependiendo de la proporción R16" /Rm.

Fig.. 3.1.4.1.1 Cálculo de Rt en base a Registros Eléctricos *Log Correction Charts, Schlumberger

3.1.4.1 Resistividad Baja - cuando R16" /Rm < 10 (invasión hasta 2d) Los espaciamientos más cortos, como los de las normales de 16" y 64", son de gran utilidad para encontrar Rt. Con frecuencia Rm es cercano a Rs, en cuyo caso el valor aparente de la normal de 64 pulgadas puede corregirse fácilmente para Rt, dependiendo

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de la proporción R64" /Rs y del espesor de la capa (Figura 3.1.4.1.1).

3.2.2 Características de las Gráficas de Corrección* para los Dispositivos Normal y Lateral (Figura 3.2.2.1 y 3.2.2.2)

3.1.4.2 Resistividad Media- cuando 10 < R16" / Rm < 50

Todas las Curvas que se obtienen de la relación Rt /Rm convergen asintóticamente hacia la ordenada Ra /Rm = 1.

R a/R m es igual a R t/R m en 2 espaciamientos, uno pequeño y uno grande, ejemplo: AM=1.4d y AM > 20d.

Los puntos donde Ra /Rm = Rt /Rm definen la Curva nn, la cual, para el espaciamiento normal y en el rango Rt /Rm (1-100), está contenida entre las abcisas AM/d = 1.2 y AM/d = 2.6.

En este caso, la normal de 64" resulta muy útil en los rangos de resistividad baja. Cuando R 16"/R m> 20, la lateral de 18’ 8" cobra importancia, ya sea para encontrar Rt o para confirmar el valor aparente de la normal de 64". La lateral tiene una Curva asimétrica, y Rt debe tomarse como se muestra en la Figura 3.1.4.1.1

3.1.4.3 Resistividad Alta- cuando R16" /Rm > 50 La invasión afecta en gran medida la normal de 64", por lo que la lateral de 18’ 8", resulta la mejor opción para calcular Rt. 3.2 Gráficas de Corrección* de la Resistividad Rt en los Registros Eléctricos 3.2.1 Gráficas de Corrección* en Capas de Espesor Infinito, sin Invasión, Homogéneas e Isotrópicas Las Gráficas de Corrección son Curvas logarítmicas teóricas que muestran la desviación de Ra respecto a Rt. Con ellas se obtiene Rt a partir de Ra leída de un registro eléctrico. Variables involucradas:

De lo anterior se puede concluir que cualquier dispositivo normal con espaciamiento AM entre 1.2d y 2.6d, dará valores de Ra muy cercanos a Rt (Figura 3.2.2.1). Un arreglo lateral dará valores muy próximos a Rt, con cualquier espaciamiento AO/d entre 1.7d y 6d (Figura 3.2.2.2).

3.2.3 Radio de Investigación (Ri) de un Dispositivo Normal o Lateral R i se define como la habilidad para registrar valores de Ra próximos a Rt. 1. A mayor espaciamiento mayor radio de investigación. 2. A igual espaciamiento un dispositivo normal tiene mayor radio de investigación que uno lateral.

Ra, AM ó AO, Rm (ohmios), d, diámetro del pozo (en pies).

3. Para un AM ó AO dado, su Ri dependerá de: d, Rm y Rt.

Las Gráficas de Corrección se ilustran en términos de:

4. Ri disminuye al aumentar Rt /Rm y crece conforme Rs < Rm.

1. Ra /Rm

(Ordenadas)

2. AM/d ó AO/d

(Abcisas)

Para obtener Rt /Rm

*Log Correction Charts, Schlumberger

(Curva de Desviación)

3.2.4 Aplicación de las Gráficas de Corrección* en Capas de Espesor Infinito 1. En Curvas Normales, hay que definir Ra, Rm, d, y AM. El espesor debe ser cuando menos 50d (10-12m) y cuando menos

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Fig. 3.2.2.1 Gráfica de Corrección* para el Registro Normal sin invasión

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Fig. 3.2.2.2 Gráfica de Corrección* para el Registro Lateral sin invasión

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4AO en la lateral (24-30m). 2. Graficar, para los espaciamientos dados, Ra /Rm vs AM/d. 3. Unir los puntos experimentales siguiendo la tendencia y forma de las Curvas teóricas adyacentes. La Curva así determinada corresponderá a algún valor de Rt /Rm. EI valor Rt /Rm también puede determinarse por: a) Interpolación entre las Curvas teóricas y guiándose por el valor al que tiende a ser asintótica, cuando AM/d crece. b) Leyendo la ordenada de su intersección con la línea nn.

3.2.5 Las Gráficas de Corrección* en Formaciones de Espesor Infinito pero Invadidas de Filtrado (Figura 3.2.5.1) 96

Se presuponen formaciones homogéneas e isotrópicas, el pozo cilíndrico y los electrodos puntuales. Parámetros involucrados: Ra, Rm, Rt, d y AM ó AO. Adicionalmente hay que considerar: Ri Resistividad de la zona invadida Di Diámetro de la zona invadida (ó L i extensión de la zona invadida, a partir de la pared). Su aplicación requiere de cinco parámetros: Ra /Rm, Rt /Rm, Ri /Rm, AM/d ó AO/d, Di /d ó Li /d Las Gráficas de Corrección* contienen una familia de Curvas para cada Ri /Rm: ·

Ri /Rm = 6, 11 y 21 para la normal.

Ri /Rm = 6, 11, 21, 51 y 101 para la lateral.

Por datos experimentales, es posible que Ri /Rm tenga los siguientes valores:

*Log Correction Charts, Schlumberger

De 6 a 11 para rocas limpias y muy porosas.

De 12 a 21 para las de porosidad media.

De 22 a 30 para areniscas compactas o calizas.

Hay grupos de Curvas para cada uno de los 4 diámetros de invasión: (Di /d: 1, 2, 5, 10), que corresponden a invasión nula, moderada, profunda y excesiva, respectivamente. A estas Curvas se le asocian valores de Rt /Ri, como sigue: a) Para Ri /Rm = 21 los valores respectivos Rt /Rm = 126, 231 y 441, uno en cada Gráfica. Es el caso de formaciones muy resistivas y altos F (calizas, areniscas con hidrocarburos y agua de baja salinidad) y de formaciones moderadamente resistivas con Rm excepcionalmente bajo. b) Para R i /R m = 11, le corresponden Rt /R m = 30, 55 y 105, y representa formaciones con hidrocarburos o con agua dulce. En ambos casos las Curvas Ra /Rm cruzan la ordenada Rt /Rm, llegan a un máximo y luego tienden hacia Rt /Rm al aumentar AM/d. c) El caso Rt /Rm = 1 ocurre: ·

En una capa permeable invadida de agua salada.

En formaciones arcillosas y/o limolíticas con R t ≤ R m , que pueden ser excelentes productoras de hidrocarburos.

En arenas moderadamente resistivas perforadas con lodo muy resistivo. En este caso, las Gráficas de Corrección muestran un máximo prominente para AM/d en el rango de 1 a 3.5 para la normal Figura 3.2.5.1 y de 2 a 6 para la lateral.

d) Para el caso intermedio, entre resistivas y conductivas, hay Gráficas de Corrección* para 2 valores de Ri /Rm: Para Ri /Rm = 2, las Curvas Rt /Rm = 12, 22 y 42

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Fig. 3.2.5.1 Gráfica de Corrección* para el Registro Normal con Invasión

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Para Ri /Rm = 0.2, las Curvas Rt /Rm= 1, 2.2 y 4.2 A este caso pueden corresponder arenas muy porosas impregnadas de hidrocarburos o bien, arenas arcillosas con hidrocarburos. e) El caso en que Rt = 0.12Rm, corresponde a formaciones con salmuera. Aquí Rxo es alto y Rt bajo. 3.2.6 Respuestas de los Registros Eléctricos en la Determinación de Rt La desviación de R a respecto de R t , depende de Rt /Rm, sin embargo es pequeña cuando Rt /Rm está dentro de cierto rango, el cual se especifica en la Tabla 3.2.6.1. Si Ra /Rm cae dentro de un intervalo, Ra será sólo 20 % diferente de Rt.

(b) En capas de espesor infinito, los valores de Ra registrados con AM = 15d y AO = 35d, dan valores muy cercanos a Rt o un límite superior. (c) Con espaciamientos menores, los intervalos de definición de Rt son más estrechos. Para estar seguros de que Ra /Rm realmente cae o no en el intervalo de Ra cercano a Rt, se requiere información de Ri /Rm y Di /d. Esto conduce a los siguientes criterios: ·

AO = 25d (18’8"). La tabla muestra que para valores moderados de F (Ri /Rm < 21), los intervalos son regulares y Ra está cerca de Rt.

AM = 7d (64"). Si Di /d ≥ 5d, entonces Rt < R a, siempre. Los intervalos son amplios cuando Ri /Rm no excede de 21.

Comentarios a la Tabla 3.2.6.1 98

La Tabla muestra los intervalos de valores de Ra /Rm, dentro de los cuales Ra es menos de un 20% diferente de Rt (capa de espesor infinito). La condición que debe cumplirse es que Ra /Rm sea mayor que 0.1. Esta tabla aproxima Rt o al menos guía a sus valores límite. (a) La amplitud de los intervalos es variable; si no hay valor para los Ri /Rm y Di /d dados, significa que el dispositivo es incapaz de determinar Rt.

Tabla 3.2.6.1

*Log Correction Charts, Schlumberger

3.2.7 Aplicación de las Gráficas de Corrección* Las Gráficas de Corrección* dan valores de Rt más aproximados que los de la Tabla 3.2.6.1, aunque los factores involucrados son más numerosos, su aplicación más difícil y a veces menos confiables.

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3.2.7.1 Dispositivos Normales

3.2.7.2 Dispositivos Laterales

En el caso de este tipo de dispositivos, Ra es función de los siguientes parámetros:

Para estos dispositivos se aplican consideraciones similares, con la condición de que por lo menos el espesor de la capa

AM/d ó AO/d, Di /d, Ri /Rm, Rt /Rm. Es importante mencionar que aún cuando es casi imposible obtener un valor exacto de R t mediante la correlación de la Curva experimental con las de desviación, sí es factible definirlo entre ciertos límites, si se suponen, con suficiente precisión, algunos de los factores involucrados. Si AO ó AM, Rm y d son conocidos, la relación Ri /Rm puede definirse con base en la litología y al F de núcleos o de campos conocidos o aproximándolo mediante las ecuaciones: Ri = F( Rz Sxi-2)

Ec. 3.2.7.1.1

Sxi = 1 - ROS

Ec. 3.2.7.1.2

Se propone un Ri y se procede a averiguar si los puntos experimentales se ajustan con una de las Curvas del conjunto o con una de interpolación. La selección final de la Curva teórica, así interpolada, dará el valor de Rt /Rm.

e ≅ 4AO. 3.3 Rt derivado de Curvas Normales en Capas de Espesor Finito Se considera que una capa que tiene valores moderados de Di /d, Rt /Rs, Rt /Rm y Ri /Rm, es de espesor finito, cuando éste es menor que 7 veces el espaciamiento AM para la normal y que 4 veces AO para la lateral. Para espesores finitos, hay Gráficas de Corrección* para la normal, pero no para la lateral. Las formaciones adyacentes complican la determinación de Rt, cuando se utilizan las Gráficas de Corrección*. Las consideraciones básicas para la utilización de Gráficas de Corrección* en las Curvas normales en capas de espesor finito son las siguientes: ·

Las capas deben ser homogéneas, isotrópicas y horizontales.

Las capas adyacentes: homogéneas e isotrópicas.

La zona invadida: homogénea, cilíndrica y coaxial con el agujero.

Ri = 11Rm Para arenas consolidadas de alrededor de 25% de porosidad.

El efecto del enjarre se considera despreciable.

Ri = 21Rm

Parámetros involucrados:

Si no hay tal información, se puede utilizar los siguientes criterios: Ri = 6Rm

Para arenas porosas.

Para arenas de baja porosidad.

gruesas,

Ra, Rt, Rm, Ri, AM, d, Di (ó Li), e Si se cuenta con un mayor número de dispositivos, se obtendrá un mejor ajuste, pero en México sólo contamos con dos espaciamientos normales (AM = 16" y AM = 64"); sin embargo, las Gráficas de Corrección* están suficientemente cercanas y facilitan la interpolación de las Curvas faltantes.

*Log Correction Charts, Schlumberger

3.3.1 Descripción de las Gráficas de Corrección* para Capas de Espesor Finito (Tabla 3.3.1.1) Se agrupan en conjuntos respecto a valores e/d: 50, 40, 30, 25, 20, 15, 10, y e/d = 5 sin invasión.

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Fig. 3.3.1.1 Gráfica de Corrección* para el dispositivo normal en capas de espesor finito.

* Resistivity Departure Charts, Schlumberger

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Aunque se calcularon sólo para Rs = Rm, son válidas cuando Rs > Rm, siempre que Rt /Rs sea mayor que un valor límite, el cual varía con el espesor de la capa. Este valor está en cada Gráfica. Por ejemplo, para e/d = 50, Rt /Rs deberá ser mayor que 2. (Tabla 3.3.1.1) Regla: las Curvas no son aplicables si Rs > Rt, solamente en rocas pobremente consolidadas de alta porosidad y en rocas intermedias (areniscas consolidadas y calizas). Por su espesor finito y las hipótesis básicas en su cálculo, los resultados serán suficientemente exactos sólo si al menos e ≅ 5d en rocas impermeables y e = 10d en las rocas permeables invadidas de filtrado. 3.3.2 Principios esenciales para el uso de las Gráficas de Corrección* ·

Se determinan: Ra, Rm, d, AM y e.

Se selecciona la carta en base a e/d.

Se grafica Ra /Rm vs AM/d y se compara la Curva dato con las de la Gráfica de Corrección* correspondiente. Como estas Curvas no tienen asíntotas horizontales hacia la ordenada Rt /Rm, entonces Rt se infiere de la interpolación de los puntos respecto a las Curvas teóricas. Si por ejemplo caen a la mitad de las Curvas

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Rt /Rm = 30 y Rt /Rm = 42, el valor buscado Rt /Rm será de 36. 3.3.3 Condiciones Respecto a las Formaciones Adyacentes Si e < 50d, las capas adyacentes deben ser homogéneas en una extensión de al menos 10d. Rs debe ser igual a Rm, o bien, si Rs > Rm, la relación Rt /Rs deberá ser mayor que un valor límite, establecido en cada Gráfica. Esto se cumple si los puntos caen arriba de las Curvas Rt /Rm con valor correspondiente a los valores limitantes Rt /Rs. La Respuesta de las Sondas Normales para Definir Rt Abajo de los espesores críticos, 20d–25d, la aplicación de las Gráficas de Corrección* se complica. La Tabla 3.3.3.1 muestra que para e/d entre 50 y 25, los valores Ra de la normal larga, AM = 6d ó 7d, están muy próximos a Rt, sobre todo si Di /d = 2. De esto resulta un método sencillo para determinar Rt a partir de una lectura directa de la normal larga. Criterios aplicables a la Tabla 3.3.3.1: ·

Si Ra /Rm cae arriba, Rt > Ra.

Tabla 3.3.3.1 Intervalos de Ra /Rm en los cuales Ra es diferente de Rt en menos de 20%, para la normal larga (AM = 64", H”7d) *Log Correction Charts, Schlumberger

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Si Ra /Rm cae abajo, Rt < Ra.

Si no hay intervalo (e/d < 20), Rt > Ra, siempre.

El Dispositivo Lateral y sus Gráficas de Corrección* Los únicos cálculos hechos para Curvas laterales en espesores finitos, presuponen que: a) El efecto del agujero es despreciable. b) La resistividad de la capa es infinitamente alta. Sin embargo, a pesar de las limitantes es posible comparar resultados con los obtenidos de Gráficas de Corrección* para espesor infinito y sacar conclusiones prácticas.

3.3.6 Rasgos Característicos de los Registros Tomados con Dispositivo Lateral 102

Se pueden definir los siguientes casos: a) Capas Gruesas ( e > 1.5 AO ) Rasgo esencial: La resistividad aparente Ra, leída cerca del límite inferior de la capa, puede ser mayor que la resistividad verdadera Rt. Estos valores de R a , calculados y expresados como Ra /Rs vs AO/e, se muestran en las Gráficas* 3.3.6.1 y 3.3.6.2. La línea que une los puntos en que las Gráficas de Corrección* cortan sus respectivas coordenadas, Rt /Rs está comprendida entre las abcisas 0.65 y 1. Se interpreta que para valores de AO/e < 0.65 (a la izquierda de la línea), Ra > Rt. b) Capas de espesor e menor o igual 1.5 AO (e < 1.5 AO) 1- De pruebas de laboratorio se sabe que cuando Rt ≤ Rs, el valor de Ra, registrado con AO > 25d (18’20" cuando menos), es también bajo (es decir, Ra ≤ Rs), y si Di ≤ 5d y Ri ≤ 21Rm, también Ra tendrá *Log Correction Charts, Schlumberger

un valor bajo. Esta conclusión es también válida hasta para AO = 15d. Sin embargo, si Di /d>5 y Ri /Rm>21, con espaciamientos entre 15d y 25d, entonces Ra puede ser mayor que Rs aún cuando Rt = Rs. 2- Si Rt > Rs, la lateral a menudo da un pico, pero la magnitud de este pico es siempre mucho menor que Rt. La Gráfica de la Figura 3.3.6.1 parece mostrar que a mayor AO/e, mayor es el valor de Ra. c) Capas delgadas (e < O.7AO) Si se ignora el efecto del agujero, Rt estará dado por la ecuación: Rt /Rs = Ramax /Ramin

Ec. 3.3.6.1

Donde: Ramax Máxima resistividad leída cerca de la base. Ramin Resistividad leída en la zona ciega. Si se considera la columna de lodo, la expresión (Ramax/Ramin)(Rs) se acerca más a Rt que la Rmax leída del registro. Se puede concluir que el valor de la expresión (Ramax/Ramin)(Rs), representa sólo un límite inferior de Rt. Para una capa invadida y Rt > Ri, la Ramax es similar a la respuesta del caso anterior (sin invasión), y la relación Ramax/Ramin es también un límite inferior de Rt /Rs. Si Rt < R i, la zona invadida tiende a incrementar R a , en tanto que la capa adyacente más conductiva, tiende a disminuir Ra. Puesto que AO > e, la influencia de la formación adyacente es predominante. En consecuencia, la relación (Ramax /Ramin)( Rs) se debe considerar como un límite inferior de Rt. Para AO = 25d, esta conclusión aplica si Di < 5d y Ri no es mayor que 21. Si la invasión es mayor, la presencia de un pico frente a la

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capa puede deberse a la zona invadida y no necesariamente significa que Rt > Rs.

la práctica, la regla anterior se cumple, si y sólo si e < 0.7 AO (ó AO > 1.5e).

Se debe enfatizar que la zona ciega se puede apreciar fácilmente en el registro, por tanto, Ramin se puede determinar con precisión sólo cuando e es mucho menor que AO. En

La aplicación de las Gráficas de Corrección* en capas de espesor finito, requiere que Rt /Rs sea mayor que un valor límite que está anotado en cada carta.

103

Fig. 3.3.6.1 Variaciones de resistividad aparente en el límite inferior de la capa en función de AO/e para diferentes valores de Rt /Rs. Dispositivo lateral –MN infinitamente pequeño (columna de lodo y agujero despreciable)

*Log Correction Charts, Schlumberger

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3.3.6.1 Conclusiones prácticas de la búsqueda de Rt a partir de Ra leída directamente del registro y sin corrección.

Para el Dispositivo Lateral es necesario tomar en cuenta las siguientes consideraciones:

Es suficiente con que Rt sea exacto para un rango de valores, y sea inferior a aproximadamente 100 Ro.

· Si 4AO > e > 2AO, (e = finito), entonces Ra es un límite superior de Rt, siempre.

· Si e > 4AO, (e = infinito), entonces Ra ≥ Rt

104

Fig. 3.3.6.2 Variaciones de resistividad aparente en el límite inferior de la capa en función de AO/e sin considerar la columna de lodo.

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Si 2AO > e > 1.5AO, (e = finito), entonces Ra es un límite superior de Rt. Es aplicable la gráfica de la Fig. 3.3.6.1, y es también posible un valor más cercano a Rt con las Gráficas de Corrección* para capas de espesor infinito si se conoce o supone Di /d, Ri /Rm, Rt, sin embargo, sigue siendo un límite superior.

3.3.6.2 Resumen de Respuestas de la Normal Larga (AM = 7d) y la Lateral (AO = 25d) Las siguientes conclusiones no aplican para Ra /Rm > 200. a) Considere: e > 140d (25d x 5.6) AM = 7d (64") Si D i ≤ 5d, entonces R a > R t . Si la diferencia entre Ra y Rt es menor al 20%, entonces Ra /Rm caerá en el intervalo (Tabla 3.3.6.1) . Si Di > 5d no hay conclusión definitiva. AO = 25d (18’8"), en este caso, Ra es el límite superior de Rt. Si la diferencia entre Ra y Rt es menor al 20%, entonces Ra /Rm cae en el intervalo (Tabla 3.3.6.3). b) 140d (25d x 5.6) > e > 100d (25d x 4) AM = 7d y AO = 25d (mismas conclusiones que en (a)) c) 100d > e > 55d (25d x 2.2) AM = 7d (mismas conclusiones que en (a) y (b)) AO = 25d, Ra es un límite superior de Rt. d) 55d > e > 40d (25d x 1.6) AM = 7d - Ra (leído) ≅ Rt, si se encuentra en el intervalo de la Tabla 3.3.6.1 (Intervalos amplios para Di ≤ 2d) Si Ra /Rm está arriba del intervalo, Rt > Ra, si está abajo del intervalo Rt < Ra.

*Log Correction Charts, Schlumberger

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AO = 25d, Ra es límite superior de Rt. e) 40d > e > 25d, AM = 7d (mismas conclusiones que en (d). AO = 25d, se tienen dos situaciones: 1) Cuando Ra ≤ Rs entonces Rt es del orden de la magnitud de Ra. 2) Cuando Ra > Rs, es posible que Rt > Rs, pero puede ser que Rt ≤ Rs (caso en que Di > 5d y Ri > 21Rm) f) 25d > e > 15d Dispositivo normal- No es posible determinar Rt sin corrección previa de Ra. AO = 25d, con esta condición ocurren dos casos: Cuando Ra ≤ Rs, entonces Rt es del mismo orden de magnitud de Ra. Cuando Ra > Rs, es posible que Rt > Rs, pero puede ser que Rt ≤ Rs (caso de D > 5 y Ri > 21Rm). g) 15d > e 10d Dispositivo Normal= misma Conclusión que en (f). AO = 25d, para esta condición ocurren dos casos: Cuando Ra ≅ 1 ó Ra < Rs, igual conclusión que en (f). Si Ra > Rt, Rt > (Rmax /Rmin)(Rs) para Di < 5d y Ri < 21Rm. Si la invasión es profunda, no hay conclusión. h) e < 10d Dispositivo Normal- misma conclusión que en (g). AO = 25d, misma conclusión que en (g). Las conclusiones precedentes no aplican para Ra /Rm > 200.

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3.3.6.3 Uso de las Gráficas de Corrección* para los casos mencionados

Donde: d

Diámetro del agujero.

La exactitud de sus determinaciones decrece al disminuir el espesor.

Espesor de la capa.

Reglas para derivar Rt a partir de Ra sin corrección y para diferentes valores de e:

Resistividad aparente.

Resistividad verdadera.

Resistividad de las capas adyacentes

a) En capas relativamente delgadas y siempre que Rt ≤ Rs, se pueden aplicar las Gráficas de Corrección* para Curvas normales y e = infinito, y así obtener un valor más cercano a Rt. b) En Curvas normales, al no satisfacerse los requisitos para aplicar las Gráficas de Corrección* y si Rt > Rs, pueden usarse las de espesor infinito. Con esto se obtiene un límite inferior de Rt. c) En la lateral y siempre que 4AO > e > 2AO y 2AO > e > 1.5AO, el Ra leído es mayor que el Ra de una capa infinita. 106

Estas conclusiones prácticas se resumen en la Tabla 3.3.6.3.1, en la que se compilan las respuestas para diferentes espaciamientos y espesores.

Es importante tomar en cuenta las siguientes consideraciones: 1- Las indicaciones de la tabla son válidas sólo cuando Rt es mayor, casi igual o ligeramente menor que Rs (Caso de capas permeables limitadas por lutitas). No son válidas cuando Rt /Rm es mayor que 200. 2- Con sondas normales, Ra debe ser leído casi en el centro de la capa. 3- Con sondas laterales, e > 2AO - Ra debe leerse a una distancia AO debajo de la mitad del espesor de la capa. 4- e < 2AO - Ra debe leerse en el máximo cerca del límite inferior de la capa. De la Tabla 3.3.6.3.1 el asterisco indica una posible indeterminación debido a una zona muy resistiva y con profunda invasión.

α= Tabla 3.2.6.1 β= Tabla 3.3.4.1 Tabla 3.3.6.3.1 Respuestas de los dispositivos de medición para rangos diferentes de espesor

*Log Correction Charts, Schlumberger

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3.4 Bibliografía 1.

Schlumberger, C., Schlumberger, M., and Leonardon, E.G.: “Some Obsevations Concerning Electrical Measurements in Anisotropic Media and Their Interpretation,” Trans., AIME (1934) 110.

Schlumberger, C., Schlumberger, M., and Leonardon, E.G.: “Electrical Coring; A Method of Determining Bottom-Hole Data by Electrical Measurements,” Trans., AIME (1934) 110.

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Lynch, E.J.: Formation Evaluation, Harper’s Geoscience Series, Harper and Row (1962).

Resistivity departure curves : H.G.Doll (Sept. 1947) and 1949 issue (Schlumberger document 3

Interpretation char ts for microlog:H.G. Doll(July 1952):Schlumberger Document 5

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Capítulo 4. Evaluación de Registros Antiguos 4.1 Introducción .......................................................................................................... 110 4.2 Métodos para Determinar la Porosidad ................................................................. 110 4.2.1 Método de la Normal Corta 4.2.2 Método del microlog con Rmc desconocido 4.2.3 Método del SP o Rayos Gamma 4.2.4 Método de la Profundidad 4.2.5 Porosidad Cualitativa a partir de los registros Rayos Gamma- Neutrón 4.2.6 Procedimiento General del Análisis Cualitativo 4.2.7 Porosidad Cuantitativa a partir de los Registros de Neutrón GNAM y GNT 4.2.8 Índice de Porosidad a partir del Registro Lateral en Calizas 4.3 Métodos para Determinar Saturación ................................................................... 115 4.3.1 Método Ro 4.3.2 Método de las Montañas Rocallosas 4.3.3 Saturación de Agua por el Método de Relación 4.4 Uso Conjugado de los Registros GR-Neutrón y SP-Resistividad ............................. 117 4.5 Interpretación Cualitativa y Cuantitativa en Arenas Arcillosas a partir de Registros Eléctricos (Poupon, Loy y Tixier, Schlumberger, 1951) ........................ 118 4.5.1 Interpretación Cualitativa 4.5.2 Interpretación Cuantitativa en Arenas Arcillosas 4.5.3 Limitaciones del Método 4.6 Bibliografía .......................................................................................................... 123

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4.1 Introducción Los registros comúnmente considerados como antiguos son anteriores a 1960, por lo que los métodos de interpretación de la época utilizaban exclusivamente las siguientes herramientas:

Hamilton propone los siguientes valores para la Saturación residual de hidrocarburos (Tabla 4.2.1.1.).

-Registro eléctrico (1943) -Microlog (1950) -Rayos gamma-Neutrón (1957) Los métodos de cálculo que se presentan en este capítulo, toman en cuenta valores empíricos propios de la costa del Golfo de México y de las Montañas Rocallosas. Estos métodos se aplicaron con éxito en las arenas y calizas limpias de los campos petroleros mexicanos.

4.2 Métodos para Determinar la Porosidad 110

Tabla 4.2.1.1. Valores propuestos de Shr para diferentes tipos de hidrocarburos y de porosidades.

Pirson propone que el valor de la fracción de agua congénita se considere el inverso del factor de formación: Z = F -1.41

≅ F -1

Ec. 4.2.1.2

Una guía general para definir el valor de Z, la proporciona la siguiente Tabla 4.2.1.2.

4.2.1 Método de la Normal Corta En arenas extensas, porosas, impregnadas de hidrocarburos y suficiente invasión (R16" > 2R64"), se puede utilizar la siguiente expresión: F = Ri (1-Shr ) 2/Rz Ec. 4.2.1.1 Donde: F Factor de formación Ri Resistividad de la Normal Corta corregida por efecto del agujero y por espesor. Shr Saturación residual de hidrocarburos. Rz Resistividad de la mezcla de filtrado-agua congénita en la zona que investiga la R16". Z Factor que representa la fracción de agua congénita remanente en esta zona.

Tabla 4.2.1.2. Valores de Z en función de porosidades y permeabilidades.

En arenas permeables de la Costa del Golfo de México, con invasión somera, pueden requerirse valores más altos de Z. Con Z, Rmf y Rw conocidos, se calcula Rz ya sea con la Gráfica* 4.2.1.1 o con la fórmula: 1 / Rz = Z / Rw + (1-Z) / Rmf Ec. 4.2.1.3 Una vez obtenida Z, se calcula la porosidad (Ø) mediante la ecuación de Humble, de uso común en la Costa del Golfo: F = 0.62 Ø

*Log Correction Charts, Schlumberger

-2.15

Ec. 4.2.1.4

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Gráfica 4.2.1.1 Resistividades del agua en la zona invadida Rz, como función de Rw y de Rmf .

4.2.2 Método del microlog con Rmc desconocido Este método es similar al de la Normal Corta, utiliza sólo la micronormal R2" y se basa en la ecuación:

4.2.3 Método del SP o Rayos Gamma

F = Rxo (1-Shr ) 2/Rmf Ec. 4.2.2.1 Conociendo R 2" y Rm, se determina F utilizando la carta* C2. Para obtener la porosidad se utiliza la fórmula de Humble. Este método se aplica cuando Ø < 25%, como es *Log Correction Charts, Schlumberger

el caso de las arenas del Wilcox. Se normaliza en una capa gruesa, limpia y acuífera, para sacar Rm. En capas petrolíferas la porosidad debe ser dividida entre (1-Shr).

Se basa en la factibilidad de establecer una correlación empírica entre la Porosidad Total con el SP, o con Rayos Gamma (preferible Rayos Gamma), bajo los siguientes supuestos:

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1. La porosidad máxima ocurre en las arenas más limpias y posee un valor consistente. 2. La porosidad decrece al aumentar la arcillosidad, de este valor máximo a uno mínimo en las lutitas. 3. Las variaciones de la porosidad por clasificación o mineralización no son grandes. El procedimiento requiere calcular, en una arena con agua, la porosidad máxima a partir del Registro Eléctrico. Esta porosidad se grafica en crossplot versus SP ó GR para verificar la aplicabilidad del método. Si los puntos se alinean en una línea recta, la técnica y los resultados son aceptables, si los puntos se dispersan, significa que algunas de las suposiciones no se cumplen.

112

Es preferible utilizar la curva de GR, ya que el SP sufre el efecto de supresión por hidrocarburos, dando como resultado porosidades muy bajas. Si no hay zonas de diferente porosidad para graficar el crossplot, se usa la siguiente fórmula:

Ø = Ømax /(2 - ) Ec. 4.2.3.1 Donde: Ømax = Porosidad en la arena limpia. = PSP/SSP PSP = SP en la capa de interés. SSP = SP máximo en la arena limpia. 4.2.4 Método de la Profundidad Utiliza la fórmula derivada del análisis de registros y núcleos y representa tan sólo una tendencia general de los sedimentos de la Costa del Golfo (Gráfica 4.2.4.1): Øz = Z (- 0.4732 X 10-4) + 0.3258028 Ec. 4.2.4.1 Donde: Øz

Porosidad (%).

Profundidad en Metros ó pies.

P O R O S I D A D (%)

Gráfica 4.2.4.1. Porosidad vs profundidad (aplicable en arenas de la costa del Golfo, limpias, no consolidadas y con presiones normales).

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4.2.5 Porosidad Cualitativa a partir de los registros Rayos Gamma-Neutrón La curva de Rayos Gamma es una medida relativa de la radioactividad natural que ocurre en los estratos. Las lutitas son las más radiactivas. El Registro Neutrón se puede considerar como una curva que responde al contenido de hidrógeno. Si éste está contenido en los líquidos que saturan los poros, se puede considerar como una curva de contenido de fluido, y por tanto, una curva de índice de porosidad. El agua y el aceite tienen sustancialmente la misma densidad de hidrógeno. La densidad del gas, en cambio, es considerablemente menor, por tanto el Registro Neutrón obtendrá porosidades aparentes menores que las reales en rocas con gas. Este hecho, sin embargo, lo habilita para distinguir entre aceite y gas. Las herramientas GNT-F, G y H permiten estimar las porosidades, corrigiendo por temperatura, peso y tipo de lodo.

4.2.6 Procedimiento General del Análisis Cualitativo (Figura 4.2.6.1) 1) En la curva de Neutrón se establecen: La Línea Máxima – de Referencia de Lutitas Neutrón (100%). La Línea Mínima – Neutrón (0%). La Línea 60% – Neutrón, a 3/5 de distancia de la Línea Mínima, hacia la línea l00%. La línea de referencia del 50% a la mitad entre La línea Mínima y el 100%. 2) En la curva de Rayos Gamma se establecen: La Línea de Lutita –GR 100%. La Línea de Referencia Mínima-GR (0%), en una arenisca limpia. La Línea de Referencia del 20% - GR a 1/5 de distancia del mínimo hacia la línea 100% de lutita.

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La Línea de Referencia del 40% a una distancia 2/5 del mínimo hacia la línea 100%. 3) Para todo valor de la curva de GR, comprendido entre el cero y el 20%, seleccionar las zonas porosas en la curva de Neutrón que se extienden a la izquierda de la línea 60%. 4) Para todos los valores de la curva de GR entre las líneas 20% y 40%, seleccionar las zonas porosas en la curva de Neutrón que se extienden a la izquierda del valor de 50% de la misma curva. 5) Toda zona en la curva de GR a la derecha del valor de 40%, no se debe seleccionar como zona porosa, aún cuando la curva de Neutrón indique un valor muy bajo. 6) Si la interpretación cubre varias zonas diferentes, se deben determinar, para cada una, nuevos valores máximos y mínimos para los límites de porosidad. Si solamente se cuenta con los datos de porosidad, se debe tener mucho cuidado y analizar la información a profundidad para no condenar zonas con gas.

4.2.7 Porosidad Cuantitativa a partir de los Registros de Neutrón GNAM y GNT Es un método gráfico semilogarítmico aplicable a los registros de Neutrón tipo GNAM y GNT con cero localizado. Para el GNAM, se utiliza la Gráfica de Corrección* C-18, ubicando el punto de 1 ó 2% de porosidad de carbonatos (basado en experiencia) y la deflexión máxima de la curva de Neutrón. Trazamos una línea de este punto al punto pivote GNAM apropiado en la Gráfica C-18. Esta línea da la respuesta de la porosidad Neutrón para cualquier cuenta por segundo o CPS, mientras las condiciones de agujero entubado o descubierto se mantengan constantes.

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Fig. 4.2.1.6.1. Análisis cualitativo para la determinación de porosidad.

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Las Gráficas de Corrección* Por-9a y Por-9b se utilizan respectivamente para pozos con lodo dulce y salado para herramientas GNT F, G y H de 15.5" de espaciamiento y para fuentes químicas Pu-Be y Am-Be. El índice de porosidad que se considera es el de caliza. Las Gráficas de Corrección* Por-11a y Por-11b se utilizan respectivamente para las mismas herramientas con 19.5" de espaciamiento, y las Gráficas de Corrección* Por-12a para el GNT-K y la Por-12 b para la herramienta GNT N, ambas en lodos dulces.

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a) Un análisis preliminar mediante métodos de visualización rápida (quick looks) para seleccionar, a partir de secciones en arenas, los intervalos con potencial para producir hidrocarburos. b) Posteriormente, se aplican a los intervalos seleccionados, las técnicas de interpretación que se describen a continuación.

4.3.1 Método Ro La saturación de agua de formación se determinará con la fórmula de Archie: Sw = (Ro /Rt) 1/n

4.2.8 Índice de Porosidad a partir del Registro Lateral en Calizas Este método se utiliza generalmente en calizas. Se utiliza la Gráfica de Corrección* C-16, con los siguientes datos: Rmax Resistividad máxima en el intervalo de calizas. Ra Resistividad de la zona estudiada. AO Espaciamiento del registro de resistividad. SP Potencial espontáneo. dh Diámetro del agujero. La porosidad es el producto de C (factor dependiente del valor del SP y del fluido de formación) por el índice de porosidad. En la escala lineal del registro se compara el valor de Ra al de Rmax para obtener el porcentaje, y en la Gráfica de Corrección* correspondiente, se utiliza este porcentaje y el diámetro del agujero para obtener el índice de porosidad.

4.3 Métodos para Determinar Saturación La interpretación cuantitativa de los registros eléctricos, en términos de saturación de fluidos, sugiere un procedimiento de análisis que comprende: *Log Correction Charts, Schlumberger

Ec. 4.3.1.1 En este caso simplificamos a n=2. Sw = (Ro /Rt) ½ Ec. 4.3.1.2 Donde: 115

Ro = (F)(Rw) Ro = Resistividad de la formación cuando está 100 % saturada de agua. Rw = Resistividad del agua a la temperatura de la formación.

Puesto que Ro representa la resistividad de la zona con SW = 100 %, la diferencia entre R o y la resistividad leída por un dispositivo de investigación profunda (Rt), indicará la presencia de hidrocarburos. Se considera que a mayor diferencia entre Ro y Rt, habrá mayor presencia de hidrocarburos. 4.3.2 Método de las Montañas Rocallosas Este método fue desarrollado por Tixier en 1949. La formula que se utiliza es: Ec. 4.3.2.1

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Donde: z es porcentaje de agua de formación en la zona invadida. Esta fórmula presupone que el exponente de saturación y el de cementación es igual a 2. Hay que considerar que el agua de formación no puede ser completamente desplazada por el filtrado de lodo en la zona invadida. Además no hay una completa difusión entre los dos fluidos. Por otra parte, hay espacios porosos con aceite o agua congénita. Si la resistividad del filtrado de lodo no es muy diferente del agua de formación, el error es mínimo al asumir que la resistividad del filtrado de lodo es igual a la de la formación. Pero cuando el contraste de ambas resistividades es muy alto, como en la Cuenca Salina del Istmo de Tehuantepec, el error puede ser muy grande. 116

En las Montañas Rocallosas, z varía de 0.05 a 0.1. En los campos del Golfo de México, los valores de z ya están mencionados en la sección 4.2.1.1. De la ecuación 4.3.2.1 se obtiene Sw, y de la ecuación de Archie, el factor de formación y la porosidad.

Sxo = (Sw)1/5

Ec. 4.3.3.1

En donde Sxo y Sw son las saturaciones de agua en las zonas lavada y en la zona no invadida respectivamente. Si se sustituye la ecuación anterior en la relación: [SW /SXO)1/2= [(Rxo /Rt )/ (Rmf /Rw)] Ec. 4.3.3.2 Desarrollando la ecuación, resulta: Swr = [(Rxo /Rt) / (Rmf /Rw)]O.625 Ec. 4.3.3.3 Donde: Swr Saturación de agua de la zona no invadida, por el Método de Relación. Rxo Resistividad de lectura somera Rt

Resistividad verdadera.

Rmf Resistividad del filtrado de lodo a la temperatura de la formación. Rw Resistividad del agua de formación a la temperatura del agua de formación. Se utiliza la Gráfica de Corrección* Sw-2, utilizando los siguientes parámetros: Rxo del registro microlog.

Este método no considera correcciones por efecto de lutita o arcilla y solamente es de utilidad en formaciones limpias.

Como en el cálculo no interviene el tipo de litología, el método se puede aplicar a yacimientos de arenas o carbonatos.

PSP ó SSP del registro de potencial espontáneo o bien Rmf /Rw.

4.3.3 Saturación de Agua por el Método de Relación La saturación de agua por el método de relación implica conocer la saturación de agua en la zona lavada Sxo. En formaciones con moderada invasión y saturación residual de hidrocarburos promedio, puede usarse la siguiente relación: *Log Correction Charts, Schlumberger

del registro eléctrico corregido por efecto de espesor de capa e invasión.

La temperatura de formación. Ros la saturación de aceite residual, se supone o se conoce. Con los valores de saturación de agua de la zona no invadida (Archie y Relación), pueden aplicarse los siguientes criterios: Si S w (Archie) = S w (Relación), es pertinente suponer un perfil de invasión tipo escalón, y todos los valores que se determinan (Sw, Rt, Rxo y di), se consideran correctos.

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Si Sw(Archie) > Sw(Relación), entonces el valor de Rxo /Rt es demasiado bajo, ya sea porque la invasión es muy somera, o porque R t es muy alta debido a invasión muy profunda. También indica un perfil de invasión de transición, y por otro lado, que la SW (Archie) es un valor confiable de SW. Si Sw(Archie) < Sw(Relación), entonces Rxo /Rt es demasiado alto, ya sea por el efecto de capas adyacentes, alta resistividad, o que Rt sea muy bajo porque Rxo es menor que Rt. Si Sxo < SW1/5, se puede estimar un valor más exacto de S W, usando la siguiente ecuación de Schlumberger:

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4.4 Uso Conjugado de los Registros GRNeutrón y SP-Resistividad Es un método cualitativo poco usado con el que se busca identificar areniscas arcillosas con hidrocarburos mediante la comparación de los factores de reducción por arcillosidad, á y ù , en las curvas SP y Rayos Gamma respectivamente y pueden calcularse mediante las siguientes expresiones:

á = PSP / SSP

Ec. 4.4.1

ù = ((GR Lutita-GR zona de interés) / (GR lutita-GR limpio))

Ec. 4.4.2

(Sw)corr = Swr (Swa / Swr)

O.625

Ec. 4.3.3.4 Donde: (Sw)corr Saturación de agua de la zona no invadida, pero corregida. Swa Saturación de agua de la zona no invadida (Archie). Swr

Saturación de agua de la zona no invadida (Método de Relación).

Si S w (Archie) < S w (Relación), el yacimiento puede ser una caliza con porosidad móldica y baja permeabilidad.

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La condición en que se apoya este método, es que la presencia de aceite o gas no cambia el valor de ù pero sí reduce el de á. Si se grafican en crossplot los parámetros á y ù , los puntos que se alinean con la recta a 45º, contienen agua, y los que se separan hacia debajo de la línea a 45º pudieran contener hidrocarburos. Esta comparación puede también realizarse superponiendo las curvas GR y SP. El paralelismo indicará agua y donde el SP se reduce más que GR, será indicación de hidrocarburos.

á=ù

ù Fig. 4.4.1. Registro eléctrico con 8 niveles.

Fig. 4.4.2. Crossplot á contra ù de 8 niveles.

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Por ejemplo, si los valores de los registros se grafican en Cross Plot, los parámetros á y ù se calculan en los niveles numerados del 1 al 8 (Figura 4.4.1 y 4.4.2). De entre ellos, los niveles numerados 1, 2, 4, 5 y 7 son productores potenciales de hidrocarburos. Un analista debe buscar respuestas a las siguientes preguntas: (a) ¿Es suficiente la saturación de agua SW para producir hidrocarburos libres de agua? (b) ¿Los hidrocarburos en el yacimiento son móviles? (c) ¿La zona es permeable? (d) ¿Hay reservas económicamente recuperables? Debido a las restricciones impuestas por la limitada resolución de los registros eléctricos, sólo algunas de estas respuestas son factibles de encontrar. 118

La saturación de agua Sw de la zona no invadida de un yacimiento, en una roca limpia, se calcula con la ecuación de Archie: Sw =[(a / Øm) (Rw /Rt)]

1/n

Ec. 4.4.3 La aplicación de esta ecuación a la zona lavada, permite calcular su saturación Sxo de filtrado de lodo: Sxo= [(a / Øm) (Rmf /Rxo)]

1/n

Ec. 4.4.4 Si se divide Sw entre Sxo, el factor de formación F se cancela y se obtiene una relación que representa un índice de la movilidad de los hidrocarburos, la cual queda expresada de la siguiente manera: Sw /Sxo = [(Rxo /Rt) / (Rmf /Rw)]

Esto es cierto independientemente de que la formación contenga o no hidrocarburos. Si la relación es menor que 0.7 para areniscas o menor que 0.6 para calizas, los hidrocarburos son móviles.

4.5 Interpretación Cualitativa y Cuantitativa en Arenas Arcillosas a partir de Registros Eléctricos (Poupon, Loy y Tixier, Schlumberger, 1951) 4.5.1 Interpretación Cualitativa De observaciones, pruebas de laboratorio y análisis matemático, se ha reconocido que en arenas arcillosas con agua: PSP = -K log Rxo /Ro Ec. 4.5.1.1 En una gráfica semilogarítmica de PSP contra Rxo /Ro, los puntos de un pozo se distribuyen entre dos rectas definidas entre K = 60 y K = 80 y pasando por el origen (Figura 4.5.1.1). Los niveles con hidrocarburos se encuentran debajo de la recta K = 60. Como resultado de la aplicación del método cualitativo en arenas arcillosas, se observa de la gráfica semilogarítmica de PSP vs Rxo /Rt, que las arenas con agua caen en la recta PSP = -Log Rxo /Ro, y las que contienen hidrocarburos caen debajo de la misma (Figura 4.5.1.2). Por otra parte, debido al efecto de la conductividad adicional de la arcilla en arenas arcillosas, la relación Rxo /Rmf es menor que el de una arena limpia con la misma porosidad efectiva, por ello se le denomina Factor Aparente de Formación: Fa = Rxo /Rmf

Ec. 4.4.5 Este método de interpretación establece los siguientes criterios: Si Sw /Sxo es mayor o igual a 1, los hidrocarburos no se movieron durante la invasión.

Ec. 4.5.1.2

El potencial electroquímico SP de una arena arcillosa leído del registro es igual a: SP = -K log ( Rmf /Rwa)

Ec. 4.5.1.3

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Fig. 4.5.1.1. Gráfica Rxo contra PSP de un grupo de arenas arcillosas de Wilcox.

Se observa que el potencial es reducido con respecto al de una arena limpia, de aquí resulta que Rwa es mayor que la verdadera Rw. Cálculos basados en diferentes hipótesis y pruebas de laboratorio, arrojan que en arenas arcillosas con agua, se sigue cumpliendo que: Fa(Rwa) = Ro Ec. 4.5.1.4 De aquí se puede concluir que si Rt > Fa(Rwa), la formación contiene hidrocarburos. Para realizar un quick look de arenas arcillosas, hay que calcular Fa(Rwa), donde Fa y Rwa se determinan a partir de los registros. Hay que realizar lo mismo que para F y Rw en arenas limpias, y luego comparar Fa(Rwa) con el valor real de Rt.

Fig. 4.5.1.2. Cross Plot de Rxo contra PSP.

4.5.2 Interpretación Cuantitativa en Arenas Arcillosas Este método determina la Saturación de Agua y la Porosidad Efectiva con la ayuda de algunos supuestos.

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Es una solución gráfica (Nomogramas 4.5.2.1 y 4.5.2.2) que resuelve la hipótesis de arcilla laminar implícita en las siguientes ecuaciones: 1/Rt = P/Rsh + [ (1 - P) Sw ] /(F Rw) Ec. 4.5.2.1 1/Rxo = P / Rsh + [ (1 - P) Sxo] / (F Rmf) Ec. 4.5.2.2 PSP = -K log (Rxo /Rt) - 2 á K log (Sxo /Sw) Ec. 4.5.2.3

F Factor de Formación de las capas de arena. á Factor de Reducción = PSP/SSP.

También es posible determinar á mediante la ecuación de Doll transformada: á = log (Rt /Rxo) /[Iog (Rw /Rmf )+2 log (Sxo /Sw )] Ec. 4.5.2.4 Parámetros involucrados: Rxo, Rt, PSP, SSP ó á, Rsh y ROS.

Donde: Rsh Resistividad de las laminaciones de arcilla.

Rsh se lee de las lutitas adyacentes.

P Proporción de arcilla por volumen total.

SSP se obtiene de una arena limpia con agua de igual salinidad.

Sw % del volumen poroso en las láminas de arena ocupado por agua, es decir, saturación de agua de la arena arcillosa.

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Sxo Saturación de agua en la zona lavada (1 - ROS).

4.5.2.1. Nomograma para obtener Sw en arenas arcillosas.

Rw se obtiene de mediciones directas. Sxo se supone, igual que en arenas limpias.

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4.5.2.2. Nomograma para obtener porosidad efectiva en arenas arcillosas.

Ejemplo de aplicación del método: Obtener la Sw y la porosidad efectiva en el Intervalo 6962 pies - 6975 pies del registro de la Figura 4.5.2.3 Datos: Rm = 0.62 a 175°F (BHT) Rmf = 0.45 a 175°F Rmc = 0.85 a 175°F Rw = 0.06 a 175°F (de DST) PSP = -50 mV Rt = 2.0 (de la normal larga) Rxo = 2.3 (del microlog y nomogramas)

Se obtiene Sw de la figura 4.5.2.1 de la siguiente manera: Utilizando Rxo / Rt = 1.15 y PSP = -50 mV, se obtiene el punto A y después el punto B con SSP = -70 mV, luego el punto C con la línea de iso-saturación, y finalmente el punto D asumiendo ROS = 15%. La saturación Sw es de 34%. Después se obtiene la porosidad efectiva con la figura 4.5.2.2, de la siguiente manera: Con Rxo /Rt = 1.15 y á = 50/70 = 0.7 se obtiene el punto A, después el punto B en Rxo /Rmf = 5 y suponiendo ROS = 15% ó Sxo = 85%, se obtiene el punto C con una porosidad efectiva de 33%.

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Fig. 4.5.2.3. Registro eléctrico y microlog (ejercicio).

4.5.3 Limitaciones del Método Es aplicable en arenas, de preferencia poco arcillosas, con arcilla laminar o dispersa, también en arenas limpias. El método es menos exacto que en arenas limpias. En arenas arcillosas, un error de +/- 20% en Rt, induce un error de +/- 18% en Sw. En arenas limpias este error es de sólo +/- 10%. Este método requiere de una mayor exactitud de Rxo, Rt y SP, por lo que hay que tomar en cuenta las siguientes consideraciones:

a) Rxo se obtiene con buena aproximación a partir del microlog, si el enjarre no es excesivamente grueso y la invasión no es muy somera. b) Rt se obtiene con razonable aproximación de las curvas normales y lateral en conjunción con las de desviación. c) SP se obtiene de formaciones de baja resistividad, en el caso de las arenas arcillosas, se requieren correcciones previas por espesor.

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4.6 Bibliografía 1.

Poupon, A., Hoyle, W.R., and Schmidt, A.W.: “Log Analysis in Formation with Complex Lithologies,” J. Pet. Tech. (Aug. 1971).

Lynch, E.J.: Formation Evaluation, Harper’s Geoscience Series, Harper and Row (1962).

Schlumberger Historical Charts (SMP-7030) 1990

Los Registros Eléctricos, H. Carreón, 1999.

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Capítulo 5.

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Registros de Resistividad y Microresistividad

5.1 Registro Doble Laterolog ........................................................................................ 127 5.1.1 Antecedentes 5.1.2 Principio de funcionamiento de la herramienta Doble Laterolog 5.1.2.1 Mediciones profundas y someras 5.1.2.2 Arreglo de corrientes de enfoque 5.1.2.3 Calibración y pruebas 5.1.3 Características de la herramienta Doble Laterolog 5.1.4 Recomendaciones para el uso del equipo 5.1.5 Efectos ambientales 5.1.5.1 Efecto del agujero 5.1.5.2 Efecto de capas adyacentes 5.1.5.3 Efecto de invasión 5.1.5.4 Efecto Groningen 5.1.5.5 Efecto Delaware 5.1.5.6 Factor seudo geométrico 5.1.5.7 Profundidad de Investigación 5.1.6 Presentación del registro Doble Laterolog

125 5.2 Herramientas de Micro Resistividad ....................................................................... 153 5.2.1 Introducción 5.2.2 El registro Microlog 5.2.2.1 Principio de medición 5.2.2.2 Interpretación 5.2.3 Micro Laterolog 5.2.3.1 Principio 5.2.3.2 Respuesta 5.2.4 Proximidad 5.2.4.1 Principio 5.2.4.2 Respuesta 5.2.4.3 Resolución vertical 5.2.5 Micro esférico 5.2.6 Correcciones ambientales 5.2.7 Interpretación 5.2.8 Nuevas herramientas de micro resistividad 5.2.8.1 Herramienta de micro SFL (esférico enfocada MSFL) 5.2.8.2 Registro Micro cilíndrico enfocado (MCFL) 5.2.8.3 Dispositivo calibrador PCD utilizado con la herramienta del Microlog 5.2.8.4 Usos 5.2.8.5 Medidas y especificaciones de las herramientas modernas de micro resistividad

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5.3 Registros Convencionales de Inducción ..................................................................... 165

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5.3.1 Principios de medición 5.3.1.1 Enfoque con herramientas multi bobinas 5.3.1.2 Deconvolución 5.3.1.3 Efecto pelicular (skin) 5.3.2 Descripción de la herramienta de Inducción 5.3.2.1 Tipos de herramienta 5.3.3 Calibración 5.3.3.1 Calibración de los sistemas de inducción 5.3.3.2 Error de la sonda 5.3.3.3 Correcciones ambientales 5.3.3.4 Corrección del efecto de agujero 5.3.3.5 Corrección de efecto de capa adyacente 5.3.3.6 Corrección de la invasión 5.3.3.7 Formaciones de alta resistividad 5.3.3.8 Efecto de capas inclinadas 5.3.3.9 Agujeros grandes 5.3.3.10Anillo con alta saturación de agua 5.3.3.11 Lodos salinos 5.3.4 Presentación del registro 5.3.5 Aplicaciones 5.4 Registro de Arreglos de Inducción ......................................................................... 180 5.4.1 5.4.2 5.4.3 5.4.4 5.4.5 5.4.6 5.4.7

Introducción Principios de medición Respuesta de la herramienta Descripción de la herramienta Características de la herramienta AIT Calibración Factores que afectan las mediciones del registro 5.4.7.1 Efecto pelicular (skin effect) 5.4.7.2 Efecto de vecindad (shoulder effect) 5.4.7.3 Agujero en forma espiral 5.4.7.4 Pozos desviados 5.4.8 Correcciones ambientales 5.4.8.1 Efecto de velocidad 5.4.8.2 Correcciones por efecto de pozo 5.4.9 Procesamiento de la señal 5.4.9.1 Procesamiento radial 5.4.10 Ventajas y desventajas de la herramienta 5.4.11 Glosario 5.5 Bibliografía ............................................................................................................ 192

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Registros de Resistividad y Microresistividad En este capítulo se tratarán los registros de Resistividad y Microresistividad que se obtienen con herramientas que funcionan con el principio eléctrico (enviar corriente a la formación y medir la resistividad) y con el principio inductivo (inducir una corriente eléctrica en la formación y medir la conductividad). Entre las primeras, describiremos la herramienta Doble Laterolog. Se hará un breve repaso de las herramientas que le precedieron (Registro Eléctrico y Laterolog 3 y 7) y de las Micro Resistivas (Microlog, por cierto muy efectiva para identificar zonas permeables), pasando por el Micro Laterolog, Micro Proximidad y finalmente el Micro Esférico. Posteriormente, se describirán brevemente las herramientas nuevas para obtener registros (Microlog PCD y el Micro Cilíndrico). Después, conoceremos las herramientas que funcionan con el principio de inducción (Inducción Convencional 66FF40, Inducción Esférico, Doble Inducción Esférico, Doble Inducción Fasorial, que se ensamblan con otras herramientas que funcionan con principio resistivo de investigación somera, como Normal Corta y Laterolog 8 y el Potencial Espontáneo como curva auxiliar. Los temas que se consideran para cada herramienta son: principio de funcionamiento, descripción, características, calibraciones, presentación del registro, limitaciones, correcciones ambientales, control de calidad y aplicaciones. Con respecto al Doble Laterolog, a manera de referencia e historia de los registros, se muestran ejemplos de registros tomados en tres épocas diferentes: convencionales (con tableros), primera digital (CSU) y segunda digital (MAXIS), que pueden ayudar a valorar la calidad de los registros de esa época, y fueron tan confiables como en la actualidad.

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Finalmente, también se incluye una herramienta actual (inducción de arreglos), que es parte de la familia de registros de imágenes.

5.1 Registro Doble Laterolog 5.1.1 Antecedentes El objetivo de todas las herramientas de resistividad es realizar una lectura profunda que mida la resistividad real (Rt) de la formación. Una solución es medir la resistividad de la formación con diferentes arreglos y diferentes profundidades de investigación. La teoría del registro eléctrico se basa en el principio del funcionamiento de un sistema de electrodos, unos se emplean para enviar corriente a la formación, mientras que otros miden la caída de potencial ocasionada por la circulación de esta corriente. Existen dos configuraciones de electrodos (normal y lateral), en los cuales una corriente de magnitud constante se hace circular entre los electrodos A y B, y se mide la diferencia de potencial entre los electrodos M y N localizados sobre dos esferas concéntricas equipotenciales (Figura 5.1.1). Esta diferencia de potencial es producto de la resistividad de la formación por la corriente que la atraviesa. La resistividad registrada por cada conjunto de electrodos, es afectada por las resistividades y dimensiones geométricas del medio circundante (diámetro variable del agujero, profundidad de investigación, espesor de capa, formaciones adyacentes, etc.). Con la finalidad de reducir o eliminar los efectos debidos a los factores antes mencionados y obtener una mejor medición de la resistividad en capas delgadas, se diseñaron herramientas como las Laterolog 3 y 7 y de enfocamiento esférico SFL (Figura 5.1.1.2a y 5.1.1.2b), sin embargo, las mediciones de las herramientas seguían siendo influenciadas por los factores descritos.

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Fig. 5.1.1.1 Diferencia de potencial entre los electrodos M y N localizados sobre dos esferas concéntricas equipotenciales

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En el Laterolog 7 se emplea una corriente de magnitud constante, Io, que se envía a través del electrodo A0, mientras que entre los electrodos A1 y A’1 se envía otra corriente llamada de enfoque, de la misma polaridad de la corriente Io, pero de magnitud ajustable (Figura 5.1.1.2a y 5.1.1.2b). Dicho ajuste se efectúa automáticamente, de tal forma que los dos pares de electrodos monitores (M1M 2 y M’ 1 -M’ 2 ) se mantienen al mismo potencial. Si se mide la caída de potencial entre uno de los electrodos de monitoreo y un electrodo superficial, para una corriente Io de magnitud constante, se observa que el potencial varía directamente con la resistividad de la formación.

Fig. 5.1.1.2a Comparativo de herramientas Laterolog 3, 7 y SFL

El Laterolog 3 (Figura 5.1.1.2a y 5.1.1.2b) es una herramienta que mide la conductividad. La corriente de medida se enfoca mediante otra que fluye por un sistema de electrodos, de tal manera que la primera fluye a la formación en forma de una placa horizontal. Una corriente Io fluye desde el electrodo A0, cuyo potencial es fijo, mientras que de los electrodos A1 y A’1 fluye la corriente de enfoque, cuya magnitud es automáticamente ajustada para mantener A1 y A’1 al potencial de A0. Con el objeto de asegurar que ninguna corriente fluya entre estos tres electrodos a través del lodo, todos ellos se mantienen al mismo potencial. En estas condiciones, la magnitud de I o es proporcional a la conductividad de la formación.

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Fig. 5.1.1.2b Comparativo de herramientas Laterolog 3, 7, Doble Laterolog y SFL

5.1.2 Principio de funcionamiento de la herramienta Doble Laterolog Se infiere que no es factible obtener un valor confiable de Rt con las herramientas Laterolog y SFL, ya que sus respuestas están

Fig. 5.1.2.1 Diagrama esquemático de corrientes del Doble Laterolog

afectadas por los factores del entorno del pozo, estas limitaciones impulsaron el desarrollo de la herramienta Doble Laterolog DLT (Figura 5.1.2.1 y 5.1.2.2), que adicionalmente maneja un rango de resistividades más amplio (0.1 a 40,000 ohm-m).

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Esta relación muestra que: Si Io = Constante (Laterolog 7), entonces Vo es proporcional a R (resistividad de la formación) y únicamente es necesario medir Vo. Si Vo = Constante (Laterolog 3, SFL), entonces I o es proporcional a 1/R (conductividad de la formación) y únicamente es necesario medir Io. Si tanto Vo como Io son variables (Doble Laterolog), entonces: R= K (Vo / Io) Io.

130 Fig. 5.1.2.2 Esquema de ensamblado de una herramienta Doble Laterolog

La herramienta DLT proporciona una medición de resistividad somera (LLS) y otra profunda (LLD), y trabaja en combinación con la herramienta micro esférica (MSFL) para obtener tres profundidades de investigación para el cálculo del la resistividad verdadera de la formación (Figura 5.1.2.1 y 5.1.2.2). Con la finalidad de mejorar la exactitud de la respuesta de la herramienta, tanto en bajas resistividades como en altas, se desarrolló un arreglo electrónico de suministro de potencia constante y enfoque de corriente. En este arreglo, tanto el voltaje como la corriente de medida varían, pero el producto de los dos se mantiene constante. El potencial en el electrodo está dado por la relación: Vo = (R (Io))/K

Ec. 5.1.2.1

Ec. 5.1.2.2

Por lo que es necesario medir tanto Vo como

Para observar las ventajas del arreglo electrónico de potencia constante del Doble Laterolog, considere una formación con valores de resistividad como se muestra en la Figura 5.1.2.3. Las herramientas como el Laterolog 3, y el SFL, deberán proporcionar en la zona 1 una corriente Io de valor casi infinito, lo cual no es posible. En la zona de alta resistividad, la herramienta debe proporcionar una corriente Io de valor casi igual a cero, lo cual es factible, sin embargo, el ruido eléctrico en los circuitos de medición puede ocasionar serios problemas cuando la herramienta opera en este rango de resistividad. La operación en la zona 3, no presenta ningún problema. El Doble Laterolog proporciona valores finitos de corriente y voltaje (ambos varían inversamente), de tal forma que el producto IoVo se mantiene constante. 5.1.2.1 Mediciones profundas y someras Con la herramienta Doble Laterolog se pueden efectuar simultáneamente dos mediciones de resistividad, una somera y otra profunda, gracias al empleo de dos corrientes de diferentes frecuencias: 180 Hertz para la primera y 35 Hertz para la segunda. Bajo

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Fig. 5.1.2.3 Comparación de comportamiento de voltajes y corrientes (LL7, LL3, SFL, DLT)

condiciones normales, el valor de resistividad medido por la Laterolog Somera (LLS) corresponde a las zonas lavada e invadida, mientras que el de la Laterolog Profunda (LLD) corresponde a la zona virgen, con alguna influencia de la zona invadida. Ambas mediciones dependen del diámetro de invasión y de los valores relativos de la resistividad del filtrado (Rmf) y la del agua de la formación (Rw). En la Figura 5.1.2.1 se presentan las trayectorias de las corrientes para ambas mediciones. La corriente de 180 Hertz, para la medición de la curva LLS, fluye del electrodo A0 al A1, mientras que la de 35 Hertz del LLD, lo hace desde A0 hasta un electrodo en la superficie.

5.1.2.2 Arreglo de corrientes de enfoque Mediante estas corrientes de enfoque se obliga a las de medición a circular a través de la formación. Esto es, para la medición de la curva LLS, la corriente de enfoque circula de A1 a A’1, con lo que se logra una penetración en la formación del orden de 30 pulgadas. Para la medición de la curva LLD, la corriente de enfoque circula de A1 ó A’1 a la superficie, con lo que se logra una penetración en la formación del orden de 6 pies. La corriente de

enfoque se ajusta continuamente para mantener en la formación la misma trayectoria de la corriente de medida. Para ello, se emplean dos electrodos (M1 y M’ 1), los cuales se mantienen al mismo potencial mediante un circuito de monitoreo, que evita que la corriente fluya a lo largo del agujero del pozo. Por otra parte, únicamente para la curva LLD, mediante un circuito de monitoreo, los electrodos A1 y A’1 se mantienen al mismo potencial. 5.1.2.3 Calibración y pruebas Para realizar la calibración de la herramienta Doble Laterolog se utiliza como referencia una resistencia interna de alta precisión de un valor de 31.61 ohms. Este valor no se modifica con las variaciones de temperatura. En los siguientes ejemplos se muestran calibraciones anteriores y posteriores a la toma del registro, para diferentes tecnologías: con tableros, CSU y MAXIS. (Figuras 5.1.2.3.1, 5.1.2.3.2 y 5.1.2.3.3).

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132 Fig. 5.1.2.3.1 Ejemplo de calibración con tableros

Fig. 5.1.2.3.2 Ejemplo de calibración con equipo CSU

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133 Fig. 5.1.2.3.3 Ejemplo de calibración con equipo MAXIS

5.1.3 Características de la herramienta Doble Laterolog

5.1.4 Recomendaciones para el uso del equipo

La resolución vertical del Doble Laterolog depende del arreglo de electrodos A, M1, M’1 y A1. En formaciones con capas delgadas, las respuestas del LLS y del LLD, en cuanto a resolución se refiere, son semejantes, ya que manejan el mismo arreglo de electrodos. De hecho, la mejor característica del Doble Laterolog es su resolución vertical, que es de aproximadamente 1 pie, comparado con los 6 pies de la herramienta de inducción. El equipo Doble Laterolog es muy útil cuando hay que registrar formaciones con resistividades contrastantes, sin embargo tiene una limitación, el equipo no opera en pozos con fluido de perforación (lodo) base aceite, o con aire.

El Doble Laterolog se recomienda cuando se utilizan lodos salados base agua, cuando se requiere una buena definición de espesores de capa y cuando el rango de resistividades a medir es amplio (hasta 40, 000 ohm – metro).

En la Figura 5.1.3.1 se muestran las características físicas y las especificaciones de operación de un modelo de herramienta Doble Laterolog, el equipo DLT-B.

La Figura 5.1.4.1 muestra una gráfica que se utiliza para determinar la zona donde es conveniente registrar con el equipo Doble Laterolog y la zona donde conviene tomar el registro de Inducción. La diferencia más importante entre el equipo de Inducción y el Doble Laterolog, es la respuesta que proporcionan en la zona invadida. Para el equipo de Inducción, la zona invadida y la no contaminada se presentan como elementos de un circuito eléctrico conectados en paralelo, por lo que pueden representarse como una suma de conductancias:

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Fig. 5.1.3.1 Ejemplo de especificaciones técnicas de una herramienta Doble Laterolog

Ca = Gm Cm + Gxo Cxo + Gt Ct Ec. 5.1.4.1 Para el Doble Laterolog, la zona invadida y la no contaminada, se pueden representar como elementos de un circuito eléctrico conectados en serie, y pueden representarse de la siguiente manera:

Ra = J (di) Ro + ( l-J(di)) Rt Ec. 5.1.4.2 Este hecho indica que las mediciones que proporciona el equipo de Inducción están influenciadas por la zona más conductiva y las del Doble Laterolog por la más resistiva.

Esa es la razón por la que se recomienda utilizar este último para registrar formaciones con resistividades altas, ya que el de Inducción es impreciso e inestable en este tipo de formaciones.

5.1.5 Efectos ambientales Como ocurre con la mayoría de las herramientas convencionales, los datos proporcionados por el Doble Laterolog son afectados por varios factores del entorno durante la operación de toma del registro, como el diámetro del agujero, descentralización de la herramienta, discontinuidad eléctrica en

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135 Fig. 5.1.4.1 Gráfica para determinar el mejor equipo para registrar, considerando la porosidad y la relación Rmf / Rw

capas adyacentes, invasión del lodo a la formación y otros. Los efectos no deseados provocados por estos factores, se compensan utilizando gráficas de corrección*, las cuales se generan con base en datos experimentales.

5.1.5.1 Efecto del agujero Para llegar a la formación, la corriente de los electrodos de la herramienta, debe fluir por el lodo, el cual tiene una resistividad diferente al de la formación. Este hecho afecta tanto a la medición somera como a la profunda (especialmente a la primera). La magnitud de este efecto también depende del diámetro del agujero, debido a las dimensiones limitadas de la herramienta (Figura 5.1.5.1.1). Estas gráficas se utilizan para obtener los valores corregidos por efecto de agujero de mediciones realizadas con la sonda Doble Laterolog centrada en el pozo. El valor medido *Log Correction Charts, Schlumberger

se ubica en el eje X de las gráficas y se cruza con la curva correspondiente al diámetro del agujero. El valor encontrado en el eje Y, define el factor de corrección. Se puede observar que las correcciones son significativas para diámetros grandes de agujero. Lo mismo ocurre para la medición somera cuando la resistividad del lodo es pequeña, ya que la relación RLLS /Rm tiende a valores grandes.

5.1.5.2 Efecto de capas adyacentes Este efecto también se conoce como efecto squeeze. Las gráficas de corrección* por este efecto se muestran en la Figura 5.1.5.2.1. Se observa que para el Laterolog somero, las correcciones son despreciables para capas de espesor grande.

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5.1.5.3 Efecto de invasión Los valores de Rt /Rxo, Rt/RLLD y di (diámetro de invasión) se obtienen de las Gráficas de corrección* que se muestran en la Figura 5.1.5.3.1, a partir de las relaciones RLLD /RLLS y RLLD /Rxo. Es necesario corregir previamente las lecturas de los registros por efecto de agujero y capas adyacentes. Para lo anterior, se requiere el valor de la Rxo que se obtiene del registro Microesférico. Con los valores que se obtienen de las gráficas se puede determinar Rt, y luego determinar Sw. Como ejemplo, si se cuenta con los siguientes valores: Rxo=3.3 ohm-m, RLLD=50 ohm-m, RLLS=10 ohm-m, RLLD/Rxo=15.1, RLLD/RLLS=5, di=60 y Rt /Rxo= 14. Entonces, Rt=79 ohm-m. Como se puede observar, la corrección es grande, va de 50 ohm-m a 79 ohm-m, y sin ella, el error en el valor de Sw puede ser grande.

Algunas veces, el valor de R t puede determinarse de manera aproximada, cuando no se tiene acceso a Rxo, mediante el uso de la fórmula empírica: Rt =1.7RLLD - 0.7 RLLS

Ec. 5.1.5.3.1

De las gráficas de corrección* se observa que si Rxo es mucho mayor que Rt en zonas invadidas de agua, es difícil determinar el valor de Rt, ya que los puntos quedan localizados en la parte inferior de la gráfica donde la resolución es muy pobre. Cuando di tiene un valor pequeño, es difícil ver la diferencia entre LLD y LLS, ya que las lecturas son iguales. Pero, comparando el LLS con el MSFL, la separación puede ser grande e implica buena permeabilidad, que se confirma por la presencia de enjarre en el calibrador. Si Rt < Rxo, entonces la LLD y la LLS estarán muy afectadas por la zona invadida.

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Si Rt > Rxo, la LLS será proporcional a Rxo, independientemente del di, y los valores grandes de di (80") afectarán a la LLD. 5.1.5.4 Efecto Groningen Este efecto ocurre cuando existe un voltaje diferente de cero en la unión cable-torpedo y circula una corriente de medición del Laterolog profundo. Esta corriente obligadamente circula por la columna de lodo cuando existen capas de alta resistividad ubicadas arriba de la formación que se está midiendo, como se observa en la Figura 5.1.5.4.1. El equipo Doble Laterolog no hace correcciones por este efecto, pero permite monitorear la diferencia entre dos voltajes: uno referido a la armadura del cable y otro referido al electrodo lejano de la herramienta.

Fig. 5.1.5.1.1 Gráficas de Corrección* para el efecto de agujero en la herramienta Doble Laterolog

*Log Correction Charts, Schlumberger

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Fig. 5.1.5.2.1 Gráficas de corrección* para efecto de capas adyacentes

5.1.5.5 Efecto Delaware Aparece cuando se registra con el dispositivo Laterolog Profundo en una capa gruesa no conductiva, por ejemplo, anhidrita. Se presenta como un incremento de la resistividad medida por el Laterolog Profundo. El fenómeno ocurre cuando los electrodos B y N entran a la formación no conductiva de espesor grande. En ese momento, el potencial del electrodo N se afecta debido al confinamiento del flujo de corriente que fluye a lo largo del agujero hacia el electrodo B. Este flujo de corriente genera un potencial diferente de cero medido en el electrodo N, generando un incremento aparente de la resistividad, como se observa en la Figura

5.1.5.5.1. Para reducir o eliminar este efecto, fue necesario ubicar el electrodo B en la superficie, de tal manera que la corriente no quedara confinada al agujero. Adicionalmente, es necesario utilizar una frecuencia baja para la emisión de corriente (35 Hz), ya que a frecuencias mayores (140 Hz o mayores), hay problemas de interferencia.

5.1.5.6 Factor seudo geométrico La resistividad aparente R a que ve la herramienta Doble Laterolog, está compuesta por datos de resistividad provenientes de la zona invadida y de la zona virgen. La proporción depende del diámetro de invasión di, y se define por el factor seudo geométrico J, que describe

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Fig. 5.1.5.3.1 Corrección por efecto de invasión. Gráficas III

qué tanto de la señal proviene de la zona invadida. Si J = 1, toda la señal provendrá de la zona invadida. Si J = 0, toda la señal provendrá de la zona virgen. En la práctica, aún para el Laterolog Profundo, J nunca será igual a cero, pero sí un número muy pequeño, por lo que es factible obtener Rt utilizando la siguiente ecuación: Ra = J (di) Rxo + (1-J(di))Rt Ec. 5.1.5.6.1 Para valores grandes de d i , puede observarse que el impacto de la zona invadida en la medición, es importante. Fig. 5.1.5.5.1 Efecto Delaware

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Fig. 5.1.5.7.1 Diámetro de invasión graficado contra el factor seudo geométrico para las mediciones de resistividad más comunes

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Fig. 5.1.5.7.2 Presentación típica de un registro doble laterolog microesférico

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5.1.5.7 Profundidad de investigación La Figura 5.1.5.7.1 muestra el diámetro de invasión graficado contra el factor seudo geométrico para las mediciones de resistividad más comunes. Este factor tiene un valor igual a 1 para mediciones someras e invasiones pequeñas. La medición profunda tiene una J muy pequeña para la mayoría de los diámetros de invasión, lo que implica que la mayor parte de la señal proviene de la zona virgen.

La profundidad de investigación para las herramientas de resistividad se define como la profundidad correspondiente a J = 0.5. Esto significa que el 50% de la señal proviene de la zona virgen. En la figura 5.1.5.7.2 se muestra la presentación estandarizada del registro Doble Laterolog y se señalan las características más importantes.

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Fig. 5.1.6.1 Identificación de Lutita

Fig. 5.1.6.2 Formación saturada con agua

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Fig. 5.1.6.3 Formación saturada de aceite

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Fig. 5.1.6.4 Invasión profunda, moderada y somera

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5.1.6 Principales aplicaciones del registro Doble Laterolog El registro Doble Laterolog es útil en las siguientes aplicaciones: 1. Determinación de la Resistividad en la zona virgen. 2. Perfiles de invasión. 3. Correlación. 4. Detección rápida de hidrocarburos. 5. Indicador de hidrocarburos móviles. 6. Detección de zonas permeables.

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Fig. 5.1.6.5 Sección principal y calibraciones

En las Figuras 5.1.6.1 a 5.1.6.4, se muestran los esquemas representativos de comportamiento de tres curvas (Microesférico, Laterolog Somero y Laterolog Profundo). En estas figuras se pueden apreciar algunas de las aplicaciones mencionadas. Como ejemplos reales del uso del equipo Doble Laterolog en México, se muestra en las Figuras 5.1.6.5, a, b, un registro tomado en 1984, cuando todavía se utilizaban unidades con tableros y cámara de galvanómetros. El registro cumple con los requisitos de control de calidad que en su momento se solicitaban al operador, como encabezado, calibraciones y tramo repetido.

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Fig. 5.1.6.5a. Tramo repetido

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Fig. 5.1.6.5b Sección principal y calibraciones

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Fig. 5.1.6.6 Encabezado del registro Doble Laterolog Microesférico tomado en el pozo 408-A.

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Fig. 5.1.6.6a Controles de profundidad y tensión para el registro Doble Laterolog Microesférico tomado en el pozo 408-A

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TECOMINOACAN-408A 10-Ene-2007

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Fig. 5.1.6.6 b Estado mecánico del pozo 408-A

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Fig. 5.1.6.6 c Sección principal del registro Doble Laterolog Microesférico tomado en el pozo 408-A

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Fig. 5.1.6.6 d Parte de las calibraciones de la herramienta Doble Laterolog Microesférico utilizada en el pozo 408-A

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Fig. 5.1.6.6e Parte de las calibraciones de la herramienta Doble Laterolog Microesférico utilizada en el pozo 408-A

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Figura 5.1.6.6g Calibraciones

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Fig. 5.1.6.6f Sección repetida del registro Doble Laterolog Microesférico tomado en el pozo 408-A

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Las figuras 5.1.6.5, a, b, c, d, e, f, g, muestran un registro Doble Laterolog, tomado en 2007 con equipo MAXIS, en donde se observa un contraste muy marcado en la presentación y definición de las curvas, así como en la cantidad de información adicional que se puede obtener, como los controles de tensión y profundidad y el estado mecánico del pozo.

enjarre en las lecturas de micro resistividad, de modo que el espesor efectivo o eléctrico del enjarre es mayor del que indica el calibrador.

5.2 Herramientas de Micro Resistividad

Un equipo de Micro Resistividad más reciente incluye una herramienta Microlog y una Micro SFL. Al montarse en un dispositivo calibrador, el Microlog puede registrarse de manera simultánea con cualquier combinación de registros de Litodensidad, CNL, DIL, NGS ó EPT.

5.2.1 Introducción Las herramientas de micro resistividad se utilizan para medir la resistividad en la zona lavada, Rxo, y para describir capas permeables por medio de la detección del enjarre. Las mediciones del Rxo son importantes por varias razones. Cuando la invasión varía de moderada a profunda, conocer Rxo permite corregir la medición profunda de la resistividad de acuerdo con la resistividad real de la formación. Del mismo modo, algunos métodos para calcular la saturación necesitan la relación Rxo/Rt. En formaciones limpias, el valor del factor de formación F puede obtenerse a partir de Rxo y Rmf, si se conoce o puede calcularse Sxo. Para medir Rxo, la herramienta debe tener una profundidad de investigación muy baja, debido a que la zona invadida puede extenderse sólo unas cuantas pulgadas más allá de la pared del pozo. Puesto que el pozo no debe afectar la lectura, se utiliza una herramienta con patín. El patín, que lleva electrodos a intervalos cortos, se presiona contra la formación y reduce el efecto de corto circuito del lodo. Las corrientes que salen de los electrodos en el patín de la herramienta deben pasar por el enjarre para alcanzar la zona lavada. El enjarre afecta las lecturas de micro resistividad. El efecto depende de la resistividad del enjarre Rmc, y del espesor del mismo hmc. Además, los enjarres pueden ser anisótropos. Esta característica incrementa el efecto del

Un equipo de micro resistividad más antiguo incluía una herramienta con dos patines, montados en lados opuestos. Uno era el patín Microlog y otro era el Micro Laterolog o el de Proximidad, según lo requerían las condiciones del lodo o del enjarre. Las mediciones se registraban de manera simultánea.

La herramienta de micro SFL también puede usarse en combinación con otros servicios. Se combina más a menudo con el equipo DLL ó DIL. Los registros de Micro Resistividad se gradúan en unidades de resistividad. En el registro, el Microlog aparece por lo general en las pistas 2 y 3 de escala lineal. El Micro Calibrador se muestra en la pista 1. Los registros de Proximidad y Micro Laterolog aparecen en una escala logarítmica de cuatro décadas, a la derecha de la pista de profundidad (Figura 5.2.1.1). El calibrador aparece en la pista 1. Cuando también se registra el Microlog, se presenta a escala lineal en la pista 1. La medición del Micro SFL también se graba en escala logarítmica. Al registrarse con el DLL ó el DIL, se presenta a la misma escala de resistividad.

5.2.2 El registro Microlog Con la herramienta Microlog, dos sistemas a espaciamiento corto y con diferentes profundidades de investigación proporcionan las mediciones de resistividad de un volumen muy pequeño de enjarre y de formación adyacente al agujero. La comparación de las

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Fig. 5.2.1.1 Presentación registro Microlog

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dos curvas permite identificar con facilidad el enjarre, lo que señala las formaciones invadidas (por lo tanto, permeables).

5.2.2.1 Principio de medición El patín de goma del Microlog se presiona contra la pared del agujero por medio de brazos y resortes. La cara del patín tiene tres pequeños electrodos alineados, que están espaciados 1 pulgada uno del otro. Con estos electrodos, una medición Micro Inversa de 1 x 1 pulgadas (R1" x 1") y una Micro Normal de 2 pulgadas (R2") se graban de manera simultánea. Con la herramienta Microlog, dos sistemas a espaciamiento corto y con diferentes profundidades de investigación proporcionan las mediciones de resistividad de un volumen muy pequeño de enjarre y de formación adyacente al agujero. La comparación de las dos curvas permite identificar con facilidad el enjarre, lo que señala las formaciones invadidas (por lo tanto, permeables).

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resistividad en la lectura, lo que produce una separación positiva de las curvas. Ante un enjarre de baja resistividad, ambos equipos dan una medición de resistividad moderada, en general, de 2 a 10 veces Rm. En formaciones impermeables, las dos curvas tienen valores similares o muestran una separación negativa, y las resistividades son, por razones físicas, mucho mayores que en formaciones permeables.

5.2.2.2 Interpretación En la Figura 5.2.2.2.1 se muestra la separación positiva en una zona permeable en el nivel A. El calibrador comprueba la presencia de un enjarre. Aunque las curvas de Microlog identifican formaciones permeables, no es posible hacer deducciones cuantitativas sobre la permeabilidad. Cuando no está presente el enjarre, las lecturas del Microlog pueden proporcionar información útil acerca de la condición o litología del pozo. Sin embargo, el registro no puede interpretarse de manera cuantitativa. En circunstancias favorables, los valores de Rxo pueden derivarse de las mediciones de Microlog, por medio de la gráfica de corrección* Rxo-1. Con este propósito, los valores de Rmc pueden medirse de manera directa o calcularse en base a la gráfica de

A medida que el fluido de perforación (comúnmente lodo) penetra a las formaciones permeables, los sólidos del mismo se acumulan en la pared del agujero y forman un enjarre. Por lo general, la resistividad del enjarre es ligeramente mayor que la del lodo y mucho menor que aquella de la zona invadida cerca del agujero. La herramienta Micro Normal de 2 pulgadas tiene una profundidad de investigación mayor a la del Micro Inverso, por lo tanto, el enjarre afecta menos al primero y éste da una mayor *Log Correction Charts, Schlumberger

Fig. 5.2.2.2.1 Patín de Micro Laterolog que muestra electrodos (izquierda) y líneas de corriente esquemática (derecha)

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corrección* Gen 7. De la curva del calibrador se obtiene hmc. Las limitaciones del método son: ·

La relación R xo/R mc debe ser menor a aproximadamente 15 (porosidad superior al 15%).

hmc no debe exceder 0.5 pulgadas.

La profundidad de la invasión debe ser superior a 4 pulgadas, ya que de otro modo, Rt afecta las lecturas del Microlog.

5.2.3 Micro Laterolog La herramienta Micro Laterolog se diseñó para determinar de manera precisa Rxo con valores más altos de R xo /R mc , donde la interpretación del Microlog carece de resolución.

5.2.3.1 Principio 156

La configuración del Micro Laterolog aparece en la Figura 5.2.3.1.1. Un pequeño electrodo, A o , y otros tres, circulares y concéntricos, se incrustan en un patín de goma, el cual se presiona contra la pared del agujero. Se emite una corriente constante, Io, a través de Ao. Por medio del anillo exterior del

Fig. 5.2.3.1.1 Distribución comparativa de las líneas de corriente del Microlog

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electrodo A1, se emite una corriente variable y se ajusta de manera automática, de modo que la diferencia de potencial entre los dos anillos electrodos de supervisión, M 1 y M 2 , básicamente se mantienen igual a cero. Se obliga a la corriente Io a fluir en forma de rayo hacia la formación. Las líneas de corriente resultantes se presentan en la Figura 5.2.3.1.1. La corriente Io cerca del patín forma un rayo estrecho, que se abre con rapidez a unas cuantas pulgadas de la cara del patín. La formación dentro de este rayo influye de manera primordial en la lectura de resistividad del Micro Laterolog. La Figura 5.2.3.1.1 compara, desde un punto de vista cualitativo, las distribuciones de línea de corriente de los instrumentos Microlog y Micro Laterolog, cuando el patín correspondiente se aplica contra una formación permeable. Cuanto mayor sea el valor Rxo/Rmc, mayor será la tendencia de la corriente Io del Microlog a escapar por el enjarre hacia el lodo del pozo. En consecuencia, con valores altos de Rxo/Rmc, las lecturas del Microlog responden poco a las variaciones de Rxo. Por otro lado, toda la corriente del Micro Laterolog Io fluye a la formación permeable y la lectura del Micro Laterolog depende, en su mayor parte, del valor de Rxo.

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5.2.3.2 Respuesta

5.2.4.2 Respuesta

Pruebas de laboratorio y resultados simulados en computadora han demostrado que la formación virgen, de hecho, no presenta ninguna influencia sobre las lecturas del Micro Laterolog, si la profundidad de invasión rebasa las 4 pulgadas.

Los diseños del patín y del electrodo permiten que enjarres isotrópicos de hasta 3/4" tengan muy poco efecto sobre las mediciones (gráfica de corrección* Rxo-2, parte inferior). La herramienta de Proximidad tiene una profundidad de investigación considerablemente mayor que las de los instrumentos Microlog y Micro Laterolog. De este modo, si la invasión es poco profunda, Rt puede afectar la medición de Proximidad. La resistividad medida puede expresarse así:

La influencia del enjarre no reviste interés si ésta es menor de 3/8", pero cobra importancia en espesores mayores. La Gráfica de corrección* Rxo-2 (parte superior) proporciona las correcciones adecuadas.

Rp = Jxo (Rxo) + (1 – Jxo) Rt 5.2.4 Proximidad 5.2.4.1 Principio La herramienta de Proximidad es similar, en principio al Micro L aterolog. Los electrodos se montan en un patín más amplio, que se aplica a la pared del agujero. El sistema se enfoca de manera automática por medio de electrodos de supervisión.

Ec. 5.2.4.2.1

Donde Rp es la resistividad medida por el registro de Proximidad y Jxo es el factor seudo geométrico de la zona invadida. El valor de Jxo, como función del diámetro de invasión. di se presenta en la Fig. 5.2.4.2.1 La gráfica de corrección* sólo proporciona un valor aproximado de Jxo. Este factor depende, hasta cierto punto, del diámetro del agujero y de la relación Rxo/Rt. Si di es mayor a 40", se aproxima mucho a la unidad. Del mismo modo, el registro de Proximidad mide la Rxo de manera directa. Si di es menor a 40", Rp se encuentra entre Rxo y Rt, y en general, más cerca del primero que del último. Rp puede estar más o menos cerca de Rt sólo si no existe invasión o ésta es poco profunda. Por supuesto, cuando Rxo y Rt son similares, el valor de Rp depende poco de di. 5.2.4.3 Resolución vertical La resolución del registro de Proximidad es de alrededor de 6". No es necesario corregir el efecto de capas adyacentes en espesores mayores a 1 pie.

Fig. 5.2.4.2.1 Factores seudo geométricos del Micro Laterolog y del registro de proximidad. *Log Correction Charts, Schlumberger

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5.2.5 Micro esférico Es un registro de enfoque esférico montado en un patín que ha remplazado a las herramientas Micro L aterolog y de Proximidad. Tiene dos ventajas sobre los otros dispositivos Rxo. La primera, es su capacidad de combinación con otras herramientas de registros, incluyendo el DIL y el DLL. Esto elimina la necesidad de un registro por separado para obtener información de Rxo. La segunda, es que la respuesta de la herramienta a las zonas poco profundas de Rxo, en presencia de enjarre, es mejor. La principal limitación de la medición con Micro Laterolog es su sensibilidad al enjarre. Cuando el espesor de éste excede aproximadamente 3/8", sus lecturas se ven muy afectadas en contrastes muy altos de

158

y de los controles de la corriente compensadora, se diseñó la medición del Micro SFL para conseguir un efecto mínimo de enjarre, sin aumentar en forma indebida la profundidad de investigación. (Ver gráfica de corrección* Rxo-3). La Figura 5.2.5.1 ilustra de manera esquemática la disposición de electrodos (derecha) y los patrones de corriente (izquierda) de la herramienta Micro SFL. La corriente de control fluye al exterior desde un electrodo central, Ao. Las corrientes compensadoras, que pasan entre los electrodos Ao y A1, fluyen hacia el enjarre, y hasta cierto punto hacia la formación. Por lo tanto, la corriente de medición, Io, se confina en un camino que va a la formación, donde se refleja con rapidez y regresa a un electrodo remoto, B. Para lograr esto, la corriente compensadora se ajusta para que el voltaje de supervisión sea igual a cero. Al forzar a la corriente de medición a fluir directamente hacia la formación, se minimiza el efecto de resistividad de enjarre sobre la respuesta de la herramienta. Sin embargo, la herramienta de cualquier manera conserva una profundidad de investigación muy somera. Es posible calcular las curvas sintéticas de Microlog con base en los parámetros de Micro SFL. Como la corriente de medición detecta primordialmente la zona lavada y la de oposición detecta el enjarre, se pueden derivar las curvas Micro Normal y Micro Inversa matemáticamente.

Fig. 5.2.5.1 Disposición de electrodos de instrumentos micro SFL (derecha) y distribución de la corriente (izquierda).

5.2.6 Correcciones ambientales Rxo/Rmc. Por otro lado, el registro de Proximidad resulta relativamente insensible a los enjarres, pero precisa de una zona invadida con un di cercano a 40", a fin de proporcionar aproximaciones directas de Rxo. La solución se encontró al adaptar el principio de enfoque esférico a un dispositivo con patín en la pared lateral. Por medio de una cuidadosa selección de los espaciamientos de electrodos *Log Correction Charts, Schlumberger

Se debe corregir la medición por efecto de enjarre. Las gráfica de corrección* Rxo -1,-2 y -3 muestran la corrección por este efecto en los valores de Microlog, del Micro Laterolog, de Proximidad y del Micro SFL, respectivamente. Dicha corrección es una función del espesor del enjarre y del contraste de resistividad entre éste y la medición de micro resistividad. (Figuras 5.2.6.1, a,b.)

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Fig. 5.2.6.1 Gráfica de corrección* para determinar el Rxo a partir de lecturas del Microlog

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Fig. 5.2.6.1a Gráfica de corrección* para determinar el Rxo a partir de lecturas del Micro Laterolg y del registro de Proximidad

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Fig. 5.2.6.1b Gráfica de corrección* para determinar el Rxo a partir de lecturas del Micro Esférico

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El espesor del enjarre generalmente se deduce de una comparación del tamaño real del agujero medido por medio del calibrador, con el tamaño conocido de la barrena. Ec. 5.2.7.1.1 5.2.7 Interpretación Cuando la invasión es muy profunda, algunas veces resulta difícil obtener un valor preciso de Rt, debido a que Rxo también afecta las lecturas del registro de investigación profunda. El efecto es mayor con valores más grandes de Rmc/Rw, porque el contraste entre Rxo y Rt también aumenta. Por otra parte, cuando la invasión es muy poco profunda, la zona Rt puede afectar los registros de Micro Resistividad Rxo.

162

Al usar Ø, de un registro de porosidad, y un valor estimado de Sor (saturación residual de aceite), en formaciones con contenido de agua, dicha estimación puede resultar efectiva, ya que puede suponerse con cierta seguridad que Sor es nulo. En formaciones con contenido de hidrocarburos, cualquier inexactitud en Sor se reflejará, por supuesto, en el cálculo de Rxo en la ecuación anterior.

También puede resultar muy difícil, si no es que imposible, llevar a cabo correcciones precisas de la invasión por medio de filtrados de diferentes características. Si se prevé un cambio de lodo, se deben de efectuar los registros de resistividad antes del cambio. Al tener una transición drástica entre las zonas Rxo y Rt, el problema de interpretación implica tres parámetros desconocidos: Rxo, di y Rt. Para resolverlo, se requerirían tres mediciones diferentes. De preferencia, deberán incluir una cuya respuesta sea más afectada por Rt, otra por Rxo y una tercera por variaciones de di. 5.2.7.1 Determinación de Rxo Rxo puede determinarse a partir del Micro Laterolog o los registros Micro SFL, y a veces puede derivarse del Microlog o del registro de Proximidad. Dichos instrumentos son sensibles a los efectos del enjarre y a la rugosidad del agujero, pero en general, son insensibles a los efectos del espesor de capa. Sin una medición de micro resistividad, un valor de Rxo puede calcularse de la porosidad y por medio de una fórmula: Fig. 5.2.8.1 Nuevas herramientas para determinar el Rxo

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5.2.8 Nuevas herramientas de micro resistividad Las herramientas de micro resistividad miden la resistividad de la zona invadida Rxo. Las medidas de micro normal y micro inversa se hacen para indicar permeabilidad. (Figura 5.2.8.1.)

5.2.8.1 Herramienta de micro SFL (esférico enfocado MSFL) La herramienta de resistividad Micro SFL esférico enfocado (MSFL) alcanza una profundidad muy somera de investigación, la necesaria para medir la resistividad de la formación cerca de la pared del pozo. Con su arreglo del espaciamiento del electrodos, conjuntamente con el control de la corriente, la herramienta de Micro SFL también proporciona una indicación del espesor del enjarre del lodo (hmc) y en tiempo real, genera las curvas sintéticas de Microlog, la Micro Normal (MNOR) y la Micro Inversa (MINV).

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centímetro) de espesor, y la corrección puede hacerse para un enjarre más grueso. La medida del espesor de enjarre entra a los procesos del control de calidad para el TLD y otras herramientas sensibles a la separación de la pared del pozo (standoff).

5.2.8.3 Dispositivo calibrador PCD utilizado con la herramienta del Microlog El dispositivo del calibrador (PCD) utilizado con la herramienta Microlog, consiste en una sonda hidráulica que contiene dos brazos del calibrador y un cojín del Microlog. El cojín del Microlog se monta en el brazo del calibrador más grande, que descentra la herramienta. Se monta el brazo más pequeño del calibrador frente del brazo grande y se utiliza como un indicador de la rugosidad de la pared del pozo. Las medidas del Microlog (normal e inversa) se utilizan para indicar la zona permeable.

5.2.8.4 Usos 5.2.8.2 Registro Micro Cilíndrico Enfocado (MCFL) El registro Micro Cilíndrico Enfocado (MCFL) y las herramientas de densidad litológica (TLD) se colocan en el sistema Platform Express. El MCFL consiste en un estrecho cojín metálico resistente al agua y proporciona tres medidas básicas: Rxo, hmc y la resistividad del enjarre Rmc. El MCFL tiene varias ventajas sobre las herramientas anteriores para medir la resistividad de la zona invadida. Utiliza un método de enfoque dual y crea superficies cilíndricas equipotenciales, que son la forma óptima de un pozo cilíndrico y su enjarre, y hacen la herramienta insensible a las variaciones del espesor del enjarre y de la geometría del pozo. Las 3 pulgadas de profundidad de investigación también hace la medida insensible al enjarre hasta 0.4 pulgada (1

Rxo se utiliza para corregir la medida de la resistividad profunda por efecto de la invasión

Detecta zonas permeables.

Estima cuantitativamente la saturación de agua en la zona lavada (S xo , aceite movible).

Evalúa capas laminares de arena arcillosa.

Mide el diámetro del agujero.

Indica la rugosidad del agujero.

5.2.8.5 Medidas y especificaciones de las herramientas modernas de Micro Resistividad. En la tabla 5.2.8.5 se demuestran las especificaciones de las herramientas microesféricas que actualmente operan en el mercado.

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Tabla 5.2.8.5 Medidas y especificaciones de las herramientas de Micro Resistividad

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no funcionan en lodos no conductivos. Los intentos de utilizar electrodos para registrar en esos tipos de fluidos no resultaron satisfactorios. Con la experiencia, pronto se demostró que el registro de inducción tenía muchas ventajas sobre el registro convencional, cuando se utilizaba en pozos perforados con lodos base agua. Diseñados para una investigación profunda, los registros de inducción pueden enfocarse con el propósito de minimizar las influencias del agujero, las formaciones adyacentes y la zona invadida. En la actualidad, las herramientas de Inducción poseen multi-bobinas transmisoras y receptoras. Sin embargo, puede comprenderse el principio al considerar una sola bobina transmisora y otra receptora (Figura 5.3.1.1). Fig. 5.3.1.1 Sistema básico de dos bobinas para el registro de Inducción

5.3 Registros Convencionales de Inducción 5.3.1 Principios de medición La herramienta de registro de inducción se desarrolló, en principio, para medir la resistividad de la formación en pozos que contienen lodos base aceite y en agujeros perforados neumáticamente (aire, nitrógeno, espuma, etc.). Los instrumentos de electrodos

Se envía una corriente alterna de alta frecuencia y de intensidad constante a través de la bobina transmisora. Se crea un campo magnético alterno, que induce corrientes hacia la formación alrededor del agujero. Dichas corrientes fluyen en anillos de forma circular, que son coaxiales con la bobina de transmisión, y crean a su vez un campo magnético que induce un voltaje en la bobina receptora. Como la corriente alterna en la bobina de transmisión es de amplitud y frecuencia constantes, las corrientes de anillo son directamente proporcionales a la conductividad de la formación. El voltaje inducido en la bobina receptora es proporcional a las corrientes de anillo, y así, a la conductividad de la formación. También hay un acoplamiento directo entre las bobinas transmisoras y receptoras. La señal que se origina de este acoplamiento se elimina con el uso de bobinas compensadoras, ya que se encuentra desfasada con respecto a la señal de la formación. Así, la señal en el receptor (Figura 5.3.1.1a) es una combinación de la señal de formación R y de la señal de acoplamiento directo X, que contiene información de la forma en que la señal ha sido afectada.

Fig. 5.3.1.1a Señales en la bobina receptora de la herramienta de inducción.

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En las herramientas modernas se miden ambas señales usando la señal X para corregir a la señal R, además de combinar pares de bobinas para mejorar tanto las características verticales, como las horizontales, al enfocar las corrientes en ambas direcciones. Las herramientas de inducción funcionan mejor cuando el fluido del pozo es aislante, incluso aire o gas. La herramienta también trabaja bien cuando el agujero contiene lodo conductivo, a menos que éste sea demasiado salado, las formaciones muy resistivas, o el diámetro muy grande. 5.3.1.1 Enfoque con herramientas multi bobinas

166

Puede considerarse que el sistema sencillo de dos bobinas fue la base para construir la sonda de bobinas múltiples, cuya respuesta se obtiene al utilizar todas las combinaciones posibles de pares transmisor – receptor. Las sondas de bobinas múltiples, o sondas enfocadas, ofrecen ciertas ventajas. Se mejora la resolución vertical al suprimir la respuesta de las formaciones adyacentes, también aumenta la profundidad de investigación al suprimir la respuesta de la columna de lodo y de la formación cercana al agujero.

de tierra son grandes y sus campos magnéticos son considerables. Dichos campos inducen voltajes eléctricos adicionales en otros anillos de tierra. Los campos electromagnéticos inducidos se encuentran defasados en relación a los inducidos por la bobina transmisora de la herramienta de inducción. La interacción entre los anillos de tierra provoca una reducción de la señal de conductividad grabada en los registros de inducción. Este efecto se conoce como efecto pelicular (skin effect). Es un fenómeno predecible. La Figura 5.3.1.3.1 muestra la respuesta de la herramienta comparada con la conductividad real de la formación. El efecto pelicular cobra importancia cuando la conductividad de la formación excede a 1,000 mmho/m. Los registros de Inducción corrigen de manera automática el efecto pelicular durante la operación. La corrección toma como referencia la magnitud de la respuesta de la herramienta sin corregir, operando en un medio homogéneo. Cuando el medio que rodea la herramienta no tiene una conductividad uniforme, será necesario efectuar una segunda corrección utilizando las diferentes gráficas de corrección* de registros de inducción.

5.3.1.2 Deconvolución Es posible llevar a cabo mediciones de inducción profunda, sin sacrificar la resolución vertical, por medio de una deconvolución. Este efecto le da un mayor peso a la señal medida en el centro de la sonda que a señales medidas por arriba y debajo de ese punto. La operación de deconvolución se efectúa antes de aplicar la corrección del efecto pelicular.

5.3.1.3 Efecto pelicular (skin) En formaciones de baja resistividad, las corrientes secundarias inducidas en los anillos *Log Correction Charts, Schlumberger

Fig. 5.3.1.3.1 Respuesta real de un registro de Inducción comparada con la respuesta deseada

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El porcentaje de contribución a la señal de un volumen de formación determinado, será función del espaciamiento bobina transmisora – bobina receptora, del radio de la espira de formación y de la ubicación de la espira.

Fig. 5.3.1.4.1 Contribución individual de cada circuito

5.3.1.4 Factor Geométrico Considerando que el medio que rodea el pozo es homogéneo, la contribución de cada espira de formación a la señal recibida, variará dependiendo de las posiciones relativas entre la espira y el sistema de bobinas. El factor geométrico define este fenómeno mediante la especificación del porcentaje de contribución que una espira determinada tiene en la señal total recibida.(Figura 5.3.1.4.1.)

Es evidente que el volumen con el mayor factor geométrico será aquel en donde un mayor número de líneas de flujo electromagnético pueden ser cortadas por las espiras de formación y en donde un mayor número de espiras puedan generar el máximo número de líneas de flujo que sean cortadas por la bobina receptora. Verticalmente, este volumen se localiza en el punto medio entre la bobina transmisora y la bobina receptora. Horizontalmente, el punto medido desde el centro de la herramienta, se encuentra a una distancia igual a la mitad del espaciamiento entre las bobinas transmisora y receptora. Por lo tanto, si se mantiene constante el espaciamiento entre las bobinas, el factor geométrico disminuirá en forma apreciable para aquellas espiras cuyo radio sea mayor o menor que la mitad del espaciamiento entre bobinas. Similarmente, el factor geométrico disminuirá en aquellos volúmenes que verticalmente se encuentren a una distancia mayor o menor que la mitad del espaciamiento entre bobinas.

Factor Geométrico Total El factor geométrico, Gi, que corresponde a un cierto medio se define como la proporción de la señal total de conductividad con la que contribuye ese medio determinado. Así, la formación puede separarse en cilindros coaxiales a la sonda (herramienta centralizada); éstos corresponden a la columna de lodo, la zona invadida, la zona virgen y las capas adyacentes. (FIgura 5.3.1.4.2) La señal total puede expresarse por medio de: Fig. 5.3.1.4.2 Factor geométrico Total

Ca = GmCm + GxoCxo + GtCt + GsCs

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Fig. 5.3.2.1.1 Factores geométricos. La curva punteada incluye el efecto pelicular en las condiciones que se muestran, en el 6FF40 o los instrumentos de inducción profunda (ID).

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Donde:

5.3.2.1 Tipos de herramienta

Gm + Gxo+ Gt + Gs = 1

La herramienta de Inducción eléctrica (IES) 6FF40 incluía un dispositivo de seis bobinas enfocadas con espaciamiento nominal de 40" (de allí la nomenclatura 6FF40), un normal de 16" y un electrodo SP. Se introdujo a finales de los 50 y se convirtió en la herramienta de inducción estándar en los 60. Desde entonces, otras herramientas mejoradas la han reemplazado.

Y donde G es el factor geométrico para una región definida. De este modo, un volumen de espacio definido sólo por su geometría relativa a la sonda, tiene un factor geométrico fijo y computable (G) En resumen, la conductividad aparente (conductividad medida vs la conductividad real) dependerá de las conductividades y factores geométricos de todas las áreas que rodean la sonda. Para poder determinar la conductividad real deberán calcularse y eliminarse las otras contribuciones que se tengan para la señal total.

5.3.2 Descripción de la herramienta Durante muchos años, el equipo de Inducción ha sido la principal herramienta de resistividad utilizada en formaciones de baja a media resistividad, en pozos perforados con agua dulce, aceite o aire.

El equipo DIL-LL8 utilizaba un instrumento de inducción para lectura profunda (el ID, similar al 6FF40), un dispositivo de inducción media (IM), un dispositivo LL8 (que reemplaza el normal de 16") y un electrodo SP. El dispositivo IM tiene una resolución vertical parecida a la del 6FF40 (el ID) pero sólo alcanza la mitad de la profundidad de investigación (Figura 5.3.2.1.1). El LL8 era un dispositivo enfocado de investigación somera con mejor resolución en capas delgadas y menor influencia del agujero en comparación con el normal de 16". No tenía la inconveniencia de los instrumentos normales, como inversiones en capas resistivas delgadas.

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calibración. Puede operarse a frecuencias de 10 y 40 kHz, además de la de 20 kHz (la frecuencia de operación de la mayoría de los instrumentos anteriores). La frecuencia menor reduce el efecto pelicular en formaciones de muy baja resistividad y la frecuencia alta permite mediciones más precisas en formaciones de alta resistividad. Sin embargo, con excepción de estos dos casos, la mayoría de los registros se efectúa a 20 kHz. En los registros Phasor se corrige por completo el efecto de capa adyacente. Fig. 5.3.2.1.2 Procesamiento Phasor para la corrección del efecto de vecindad.

La herramienta de inducción SFL (SFL) incluía un instrumento de inducción profunda similar al 6FF40, el dispositivo SFL, además de un electrodo SP. Esta herramienta podía combinarse con el registro sónico compensado y con un dispositivo de rayos gamma (GR). Esta combinación ofrecía, en ciertos horizontes geológicos, la capacidad de evaluar en un solo registro el potencial de hidrocarburos en el pozo. El registro sónico proporcionaba una evaluación de la porosidad y el ISF una evaluación de la saturación. La herramienta DIL-SFL es parecida a la DIL-LL8, excepto que el SFL ha reemplazado al LL8 como instrumento de investigación a nivel poco profundo. El agujero afecta menos la medición del SFL que la del LL8 (gráfica de corrección* Rcor-1). La herramienta de inducción Phasor (DIT_E) está provista de un dispositivo de inducción de lectura profunda (IDPH), otro de inducción para lectura a nivel medio (IMPH), un instrumento SFL y un electrodo SP. La herramienta cuenta con transmisión digital y sistema de procesamiento además de un sistema de verificación continua de *Log Correction Charts, Schlumberger

La Figura 5.3.2.1.2 muestra cómo el procesamiento Phasor mejora al tradicional en la medición ID. La herramienta 6FF28 IES (2 5/8" de diámetro) es una versión reducida del dispositivo 6FF40, tiene un espaciamiento en bobina primaria de 28", e incluye un normal estándar de 16" y un electrodo SP. Se usa para registros en agujeros pequeños.

5.3.3 Calibración 5.3.3.1 Calibración de los equipos de Inducción La calibración para ambos equipos de Inducción (profundo y medio), involucra dos condiciones ambientales: a) Un medio de cero conductividad. Se logra suspendiendo la herramienta en el aire. b) Un medio de conductividad perfectamente definido. Se simula empleando un arillo, que tiene un resistor de precisión de valor tal que, cuando se ubica dicho aro en el punto de medida, se produce una señal equivalente a 500 mmhos/m. Debido a la dificultad que se tiene en los pozos para ubicar la herramienta en un medio de cero conductividad, se han integrado en la misma los estándares secundarios de calibración.

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Fig. 5.3.3.2.1 Calibración anterior y posterior a la toma de un registro de Inducción (IRTQ).

Fig. 5.3.3.2.2 Calibración anterior y posterior a la toma del registro de Doble Inducción.

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5.3.3.2 Error de la sonda

5.3.3.4 Corrección del efecto de agujero

Durante la calibración maestra, cuando la herramienta se encuentra ubicada en un medio de conductividad cero, la señal proporcionada por la misma está compuesta por:

Es posible evaluar las señales de conductividad provenientes del lodo al utilizar factores geométricos. La gráfica de corrección* Rcor -4 proporciona las correcciones de varias curvas (6FF40, ID, IM, 6FF28, IDPH, IMPH) y varios standoffs (distancia de la sonda a la pared del pozo).

Señal proveniente del medio ambiente (aire).

Señal proveniente de la sonda misma, debido a su construcción (error de sonda).

Señal proveniente del cartucho, cable e instrumentos superficiales.

Ya que la influencia del primer y tercer factor es conocida, es posible determinar el segundo. El valor del error de sonda determinado en la calibración maestra se debe de incorporar al equipo antes de efectuar el registro para corregir los datos durante la operación. Las Figura 5.3.3.2.1 y 5.3.3.2.2 muestran ejemplos de la calibración para una herramienta de inducción.

5.3.3.3 Correcciones ambientales Como en el caso de todas las mediciones de resistividad, el agujero, las capas adyacentes y la invasión pueden afectar las lecturas de inducción. Deben de corregirse estos efectos en el registro de inducción antes de utilizar las mediciones. Ya que los registros de inducción se han diseñado de manera específica para minimizar dichos efectos, éstos, por lo general, no son grandes, y en muchos casos pueden llegar a ignorarse sin mayores consecuencias. A pesar de todo, es aconsejable llevar a cabo dichas correcciones ambientales. Hay tres casos: corrección de agujero de capa adyacente y de invasión. Existen gráficas de corrección* para ayudar en las correcciones, y éstas deben efectuarse en el siguiente orden: agujero, espesor de la capa e invasión.

*Log Correction Charts, Schlumberger

Algunas veces, la señal nominal del agujero, basada en el tamaño del pozo, se elimina durante la adquisición del registro. Cuando la señal del agujero es considerable, debe consultarse el encabezado del registro para verificar que dicho procedimiento se llevó a cabo. Esta precaución se aplica en especial a los instrumentos de inducción media, puesto que el tamaño del agujero influye en ellos en gran medida. El objetivo del procedimiento de corrección por el efecto de agujero es el de eliminar la señal proveniente de esa zona. En el caso de la herramienta de inducción, esto implica calcular el volumen de líquido conductivo que hay en esa zona. Los equipos de adquisición en superficie hacen esta operación en tiempo real, utilizando las entradas del diámetro del agujero (tomada de un calibrador) y de la resistividad del lodo, ya sea tomada de una medición continua o del valor medido en la superficie. La corrección por efecto de agujero para el registro de inducción sigue este procedimiento: 1. Determinar el factor geométrico del agujero. 2. Determinar la señal adicional debida al agujero. 3. Convertir el registro de resistividad a uno de conductividad. 4. Quitar la señal del agujero de la señal total. 5. Convertir el resultado a valores de resistividad. Esto es mejor hacerlo en el campo, empleando las unidades superficiales de

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adquisición, aunque también se puede realizar utilizando el libro de gráficas de corrección*. Las gráficas de corrección* 5.3.3.4.1 y 5.3.3.4.1a, muestran cómo se calcula el factor geométrico del agujero del pozo. Tienen como entradas el diámetro del agujero y el tamaño del separador (stand off) que está

físicamente montado en la herramienta. Esta información proporciona la posición de la herramienta en el agujero. En diámetros muy pequeños (menores que 8"), la señal del agujero es muy pequeña para la inducción profunda, mientras que la inducción mediana aún dependerá mucho del separador.

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Grafica. 5.3.3.4.1 Carta para el calculo del Factor geométrico (Factor geométrico vs diámetro del agujero 1).

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Cuando el diámetro del agujero se incrementa, también lo hace el factor geométrico. Por ello, en la práctica es común incrementar el tamaño del separador.

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Grafica. 5.3.3.4.1a Gráfica para el cálculo del Factor geométrico (Factor geométrico vs diámetro del agujero 2).

Cuando se incrementa el diámetro del agujero, los efectos sobre la mediana siempre serán mayores que para la profunda. La gráfica de corrección* 5.3.3.4.1a también muestra porqué la herramienta tiene dificultades en las *Log Correction Charts, Schlumberger

cavernas. Un cambio en el diámetro del agujero cambia el factor geométrico, lo cual, si no es corregido, puede hacer que las lecturas del registro sean incorrectas.

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El cruce de esta línea con el eje señal del agujero dará el valor de la corrección.

Para obtener el valor corregido, se debe restar el valor señal del agujero al de la conductividad medida.

5.3.3.5 Corrección de efecto de capa adyacente Las gráficas de corrección* Rcor-5 y -6 dan las correcciones del efecto de espesor de la capa para ID e IM, respectivamente.

Grafica. 5.3.3.4.1b Corrección de la medida por el efecto del factor geométrico del agujero.

174

La gráfica de corrección* 5.3.3.4.1.b es muy similar a la anterior, pero esta vez contempla contrastes pequeños entre las resistividades de la formación y del lodo. Después de obtener el factor geométrico, se debe calcular el efecto de cambiar la resistividad del lodo. En esta gráfica de corrección* (5.3.3.4.1.b) se ve claramente que si el factor geométrico es casi cero, la resistividad del lodo tendrá muy poco efecto, lo que implica que, para la medición profunda en agujeros pequeños (donde el factor geométrico casi es cero), se tendrá un efecto muy pequeño, aun en lodos muy salinos. En agujeros grandes, donde el factor geométrico del agujero también lo es, la señal del agujero, y por lo tanto, la corrección, serán considerables. Procedimiento: ·

Obtener el factor geométrico del agujero.

Entrar con este valor en el eje vertical.

Dibujar una línea entre este valor y el correspondiente a Rm.

*Log Correction Charts, Schlumberger

Para el caso de capas delgadas, es evidente que se requieren hacer correcciones, sin embargo, no es evidente cuando el espesor de la capa se encuentra en un rango de 10 a 30 pies y la resistividad de la capa excede de 5 ohm-m. Las gráficas de corrección ID son válidas para la medición de 6FF40. Ambos dispositivos de inducción son, para propósitos prácticos, idénticos. Las curvas de corrección ID también son válidas para el 6FF28, siempre y cuando se ajuste el espesor de la capa para un espaciamiento de bobina más corto antes de que se introduzcan los valores correspondientes a la gráfica de corrección*. Para corregir el ID (6FF40 y 6FF28), en capas conductivas delgadas, se utiliza la gráfica de corrección* Rcor-7. La gráfica de corrección* Rcor-9 proporciona las correcciones por espesor de capa para las mediciones de inducción de la herramienta Phasor. Las gráficas de corrección* reflejan una respuesta muy superior con respecto a la de la herramienta Phasor para el espesor de la capa. Para capas de espesor de más de 6 pies, casi no se requiere corrección de la capa.

5.3.3.6 Corrección de la invasión Las gráficas para la corrección por invasión se derivan de consideraciones sobre factores

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geométricos. Si se toma un perfil escalonando de la invasión (un perfil escalonado es aquel en que el filtrado de lodo empuja toda el agua congénita frente a él, como lo haría un pistón), las respuestas de las mediciones de DIL-SFL se presentan así: CID = GmCm + GxoCxo + Gt Ct

Ec. 5.3.3.6.1

CIM = G’mCm + G’xoCxo + G’t Ct Ec. 5.3.3.6.2 RSFL = JmRm + JxoRxo + Jt Rt

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inducción es muy pequeña. Después de la calibración todavía se tiene un margen de error de aproximadamente ± 2 mmho / m en las mediciones estándar de inducción (6FF40, ID, IM, 6FF28). Esto puede representar un error de 20% en la señal de una formación de 100 ohm - m (ó 10 mmho / m). Se puede reducir el error en forma considerable por medio de una calibración dentro del pozo, si se trata de una formación de suficiente espesor y de alta resistividad.

xo zona lavada,

La precisión en la calibración de la herramienta de inducción Phasor es muy superior. Su margen de error es menor a ± 0.75 mmho/m, al operarse a 20 kHz y aproximadamente de ± 0.40 mmho / m, si se opera a 40 kHz.

t formación no invadida o no contaminada,

5.3.3.8 Efecto de capas inclinadas

Ec. 5.3.3.6.3

Donde: m refiere a la columna de lodo,

C y R son, respectivamente, las conductividades y resistividades de dichas zonas, G, G’ y J factores geométricos de las zonas para ID, IM y SFL, respectivamente. Todas están referidas al mismo diámetro de invasión, di. Se tienen tres incógnitas en estas ecuaciones de respuesta: Rxo, Rt y di. (El diámetro de la invasión y el tamaño de agujero definen de manera automática todos los factores geométricos). Al resolver las ecuaciones con base en las mediciones de ID, IM y SFL, se obtendrán di, Rxo y Rt. Las gráficas de corrección* Rint -2,-3,-5,-10,-11 y -12 proporcionan una solución gráfica de estas variables para diferentes combinaciones de mediciones de inducción y condiciones del lodo (tipos de lodo y contraste de resistividad).

5.3.3.7 Formaciones de alta resistividad En esta clase de formaciones, la señal de conductividad que mide la herramienta de

Las computadoras modernas han permitido el desarrollo de modelos de respuesta de las herramientas para registros de resistividad cada vez más sofisticados. Con la finalidad de analizar el efecto de las capas inclinadas en la respuesta de herramientas de inducción, se desarrolló un modelo cuyos resultados e muestran en las Figura 5.3.3.8.1 y 5.3.3.8.1a, 5.3.3.8.1b y 5.3.3.8.1c, en donde se puede apreciar el efecto de la inclinación en la respuesta del ID en capas resistivas y conductivas de 5 y 10 pies de espesor, con ángulos de inclinación de 0° a 90° en incrementos de 10°. El contraste de resistividad entre una capa y la adyacente es de 20:1 en todos los casos. Los registros se deconvolucionaron como en el caso de los registros de campo. Como resultado de este estudio, se llegó a las siguientes conclusiones: 1. La inclinación hace parecer las capas más gruesas de lo que realmente son. 2. Las lecturas de Rt en el centro de la capa, se promedian con Rs de manera predecible, aunque no es fácil definir los valores resultantes.

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Fig. 5.3.3.8.1 Efecto de la inclinación en la respuesta de ID en una capa resistiva delgada de 5 pies.

Fig. 5.3.3.8.1c Efecto de la inclinación en la respuesta de ID en una capa conductiva delgada de 10 pies.

3. Las capas delgadas son más afectadas que las gruesas. 4. Las capas resistivas se ven más afectadas que las conductivas.

5.3.3.9 Agujeros grandes 176

El algoritmo de inducción de la herramienta Phasor para realizar la corrección por agujero, incluye los datos para pozos grandes y los efectos de un gran stand off.

Fig. 5.3.3.8.1a Efecto de la inclinación en la respuesta de ID en una capa resistiva delgada de 10 pies.

Fig. 5.3.3.8.1b Efecto de la inclinación en la respuesta de ID en una capa conductiva delgada de 5 pies.

En a Figura 5.3.3.9.1 se observan los límites R t /R m para los cuales pueden efectuarse correcciones en las mediciones del Phasor ID e IM.

Fig. 5.3.3.9.1 Límites de ID e IM para corrección de agujero.

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En el registro de la Figura 5.3.3.9.2 aparecen sobrepuestas las mediciones del Phasor en un pozo perforado con una barrena de 12 1/2 pulgadas y ensanchado posteriormente con una de 23 pulgadas. En ambos registros se corrigieron de manera automática los efectos de agujero y de cavidad.

Esto tiene el efecto de reducir la lectura de resistividad de la inducción de modo que se obtiene un valor equivocadamente bajo después de aplicar las correcciones estándar. El efecto se observa con mayor frecuencia en la medición de IM, pero también puede influir en el de ID, lo que depende de la ubicación exacta del anillo y de su magnitud.

5.3.3.10 Anillo con alta saturación de agua

De hecho, se ha comprobado que existe un anillo en la mayoría (si no es que en todas) las formaciones con contenido de hidrocarburos. Sin embargo, el efecto sobre las mediciones de inducción es insignificante. Durante la perforación del pozo, el anillo puede cambiar de tamaño y desplazarse. De este modo, puede observarse fácilmente en una formación determinada y encontrarse casi ausente en otra.

En una formación de alta permeabilidad con contenido de hidrocarburos y con saturación de agua muy baja, puede formarse un anillo con una alta saturación de agua de formación entre la zona invadida, Rxo, y la zona virgen, Rt. Si la resistividad del filtrado de lodo, Rmf, es mayor que la resistividad del agua de formación, Rw, el anillo quizá presente una resistividad inferior a la de Rxo ó Rt. En algunos casos, su resistividad puede ser incluso significativamente menor.

5.3.3.11 Lodos salinos La Figura 5.3.3.11.1 muestra que el factor geométrico de todos los materiales en un cilindro de 65" de diámetro. Para el arreglo ID, es de más o menos 0.2. Si Rxo es igual a 4 Rt, entonces Cxo es igual a Ct /4 y la respuesta de la herramienta de inducción es: CID = GxoCxo + GtCt

Ec. 5.3.3.11.1

CID = (0.2) (Ct / 4) + (0.8) Ct CID = 0.85 Ct En las mismas condiciones, pero usando lodo salino para que Rxo sea igual a Rt/4, la respuesta es: CID = (0.2)4 Ct + (0.8) Ct CID = 1.6 Ct

Ec. 5.3.3.11.2 Ec. 5.3.3.11.3

Lo que muestra la característica “búsqueda de conductividad” de los instrumentos de inducción, y demuestra porqué deben utilizarse a discreción en ambientes con lodo salino.

Fig. 5.3.3.9.2 Registro de ID y Phasor en agujeros de 15.5 y 23 pulgadas

Como regla general, R t debería ser aproximadamente menor al Rxo de 2.5 y di no mayor de 100 pulgadas, para obtener una

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Fig. 5.3.3.11.1 Diagrama de invasión Phasor para Rx0 < Rt.

determinación satisfactoria de Rt con base en registros de inducción profunda. 178

Sin embargo, si las resistividades de la formación son bajas, la invasión es poco profunda y el agujero está calibrado y mide 9" o menos, la herramienta de inducción puede funcionar de manera satisfactoria en lodo salino. La Figura 5.3.3.11.1 muestra una gráfica de corrección* de inducción Phasor (similar a la Rint-11b) con un conjunto limitado de casos para Rxo < Rt. La profundidad de investigación adicional que aportan las señales X ayuda a discriminar tales datos.

5.3.4 Presentación del registro En todas estas herramientas, las curvas SP y/o GR se graban en el carril 1. La Figura 5.3.4.1 ilustra la presentación original del IES. Algunas veces, la curva de conductividad de Inducción se graba en los carriles 2 y 3. La escala lineal se expresa en milimhos por metro (mmho/m), aumentando hacia la izquierda. En el carril 2, se registran en escala convencional de resistividad lineal, tanto el normal de 16", como la curva recíproca de inducción. *Log Correction Charts, Schlumberger

Fig. 5.3.4.1 Presentación del registro de Inducción

El registro DIL-LL8 incorporaba la escala logarítmica. En la Figura 5.3.4.2 se muestra la presentación estándar. Se graban cuatro décadas de resistividad (generalmente de 0.2 ohms-m a 2000 ohm-m) en los carriles 2 y 3.

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El registro DIL-SFL, combinado con el sónico, requería una modificación de esta escala. En el carril 2 se presentan dos décadas de resistividad sobre la escala logarítmica. En el carril 3 se muestra el tiempo de tránsito sónico en escala lineal (Figura 5.3.4.3).

5.3.5 Aplicaciones Los registros de resistividad, por oposición a los de micro resistividad, tienen gran profundidad de investigación y reducida resolución vertical. Son los registros utilizados para determinar la resistividad verdadera y se les denomina registros de resistividad profunda. Existen dos tipos básicos de herramientas de resistividad profunda: Inducción y Laterolog. Los registros de resistividad profunda pueden ser utilizados para:

Fig. 5.3.4.2 Presentación de Doble Inducción Laterolog 8.

Detección rápida de hidrocarburos.

Determinación de la saturación de agua.

Determinación del diámetro de invasión.

Determinación de la resistividad del agua.

Determinación del espesor de capas.

Correlación con otros registros/otros pozos.

El registro de inducción se recomienda, por lo general, en agujeros perforados sólo con lodos moderadamente conductivos, lodos no conductivos (por ejemplo, lodos base aceite, y en agujeros vacíos o perforados con aire). En general, el Laterolog se recomienda en agujeros perforados con lodos muy conductivos (esto es, en lodos salinos). Como la herramienta de Inducción es un instrumento sensible a la conductividad, resulta más preciso en formaciones de resistividad baja a media. La herramienta de Laterolog, que es un instrumento de resistividad, resulta más precisa en formaciones de resistividad media a alta.

Fig. 5.3.4.3 Presentación del ISF/Sónio.

Como se ve en la Figura 5.3.5.1, se prefiere la medición de Laterolog cuando Rmf /Rw cae a la izquierda de la línea vertical

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punteada y a la izquierda de la línea llena, con el valor apropiado de Rw. Se prefiere el registro de Inducción con la Rw adecuada. A la derecha de la línea punteada y debajo de la curva apropiada Rw, es posible que se requiera uno o los dos registros para una interpretación precisa. Puede describirse la naturaleza de las dos herramientas sólo con decir que los dispositivos Laterolog “ven” las zonas más resistivas y los de Inducción “ven” las zonas más conductivas. De este modo, cuando Rxo es mayor que Rt, se prefiere la herramienta de Inducción para determinar Rt y la herramienta Laterolog se prefiere cuando Rxo es menor que Rt. Los registros de Inducción (6FF40, ID, IM, IDPH) dan una resolución aceptable de capas delgadas, lo que posibilita una evaluación confiable de la formación en capas hasta de 5 pies de espesor 3½ pies para las 6FF28). 180

Los instrumentos Laterolog exhiben incluso una mejor resolución en capas delgadas. Con la excepción de capas con una resistividad muy alta, es posible obtener una evaluación confiable de la formación en capas con un espesor de 3 pies. El agujero y las capas adyacentes afectan las mediciones de Inducción y de Laterolog. Inclusive capas relativamente espesas pueden influir en cierto modo dichas mediciones. Debería corregirse el efecto del agujero y de las capas adyacentes en ambos dispositivos. Aunque las correcciones son pequeñas en general, es aconsejable practicarlas para asegurarse de no omitirlas en los pocos casos en que sean importantes. Todos los registros de Resistividad Profunda incluyen la obtención de una curva de SP y pueden combinarse con herramientas de Rayos Gamma.

Fig. 5.3.5.1 Áreas preferidas de aplicación de registros de Inducción y Laterolog en casos comunes.

5.4 Registros de Arreglos de Inducción (AIT) 5.4.1 Introducción Esta herramienta está diseñada para medir la conductividad de la formación, de tal manera que la señal de herramienta penetra a través de zonas irregulares e invadidas alrededor del pozo para llegar a la zona no contaminada de la formación. Su respuesta se presenta en un amplio rango de ambientes resistivos y puede funcionar en cualquier tipo de fluido, incluyendo lodos base aceite (lodos de emulsión inversa) y como resultado se obtienen imágenes de invasión, resistividad del agua de formación y contenido de fluidos. Las mediciones inductivas fueron originalmente sustitutos de las herramientas laterales (inoperables en lodos base aceite), en donde las herramientas laterales funcionan mal debido a que requieren un contacto directo con el lodo para proporcionar un acoplamiento de la corriente a la formación. Sin embargo, de acuerdo con su evolución,

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las nuevas herramientas inductivas trabajan bajo diferentes ambientes de perforación.

5.4.2 Principios de medición El campo electromagnético que se genera alrededor de la sonda por la circulación de la corriente, induce en la formación corrientes eléctricas que circulan en anillos coaxiales al eje de la sonda. Estas corrientes, a su vez, generan su campo magnético e inducen una fuerza electromotriz en la bobina receptora, cuya intensidad es proporcional a la conductividad de la formación e inversamente proporcional a su resistividad. La Figura 5.4.2.1 muestra el principio de medición de un sistema inductivo, constituido por una bobina transmisora, excitada por una corriente alterna y una bobina receptora. El voltaje inducido en la bobina receptora puede ser visto como un voltaje vectorial, para el cual la magnitud y fase están en función de la conductividad de la formación. Según Moran y Kunz (1962), el voltaje inducido en una bobina receptora de radio a, con NR vueltas y el espaciamiento receptor-transmisor L se puede expresar como:

En esta expresión, NT es el número de vueltas en la bobina transmisora, I T su corriente, la frecuencia es w, la permeabilidad magnética es μ y la constante de propagación es k. El voltaje se calibra de acuerdo con la conductividad de la formación, con un factor K, definido como:

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El voltaje inducido en la bobina receptora a través de la ecuación 5.4.2.1. es un número complejo y está desfasado de la corriente IT. Sus componentes real e imaginario están referidos como componentes resistiva (señal R) y reactiva (señal X), respectivamente, en analogía al uso de la teoría de circuitos de corriente alterna.

181 Fig. 5.4.2.1 Principio de medición de una herramienta Inductiva

Ec. 5.4.2.1 Dividiendo el voltaje V R entre K, las componentes de la conductividad se expresan como una señal compleja , donde d es la profundidad del efecto pelicular presente en este tipo de herramientas, por lo que se tiene la ecuación 5.4.2.3.

Ec. 5.4.2.2

Ec. 5.4.2.3

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El término real es una función lineal de la conductividad de la formación, certificando en esta forma que la herramienta inductiva mide paralelamente la conductividad. El segundo término (imaginario) es la cuadratura de la corriente del transmisor, y es independiente de la conductividad. Esta componente es la inductancia mutua que existe entre transmisor y receptor. El tercer término representa la no linealidad dependiente de la conductividad, llamada efecto pelicular, las partes real e imaginaria de estos términos son equivalentes. Esto significa que, después de que el término de inductancia mutua se elimina, la señal X da una aproximación del efecto pelicular.

182

Para las herramientas AIT-B y AIT-H, su principio de medición es el siguiente: cada una de estas configuraciones tiene arreglos independientes (transmisor-receptor) balanceados, con espaciamientos de 6 a 72 pulgadas. A través de esta disposición, se obtienen 28 mediciones que se corrigen en tiempo real, las cuales son adquiridas a intervalos de 3 pulgadas. Estas 28 mediciones se corrigen por efectos de pozo y se combinan con funciones ponderadas, tanto en dirección radial como en profundidad, para producir un conjunto de cinco curvas o perfiles con una correlación amplia respecto a su resolución vertical 10", 20", 30", 60" y 90" a partir del centro del pozo (Figura 5.4.2.2). Los perfiles tienen la misma respuesta vertical y pueden ser graficados en 3 diferentes resoluciones: 1 pie para evaluaciones de capas finas, y a 2 y 4 pies, para una fácil correlación con otros registros existentes. El procesamiento no lineal, en tiempo real, prácticamente elimina efectos ambientales, de manera que pueden obtenerse perfiles confiables aún en presencia de pozos de forma irregular o con una invasión extrema. Un número importantes de datos auxiliares pueden obtenerse a partir de estos cinco perfiles, incluyendo resistividad de la zona

Fig. 5.4.2.2 Profundidades de investigación de la herramienta AIT

virgen, resistividad de la zona lavada y tres parámetros nuevos: invasión-límite radial de la zona lavada, límite radial de la invasión y volumen del filtrado. La información del perfil se puede presentar también como una imagen a color de la resistividad, adicionalmente se utiliza la fórmula de Archie y la porosidad, como imagen a color de resistividad de agua aparente. Especificando la resistividad del agua de formación y la resistividad del filtrado, en conjunto con la descripción de invasión, es posible obtener una imagen a color de la saturación de agua.

5.4.3 Respuesta de la herramienta H. G. Doll formuló un modelo aproximado de la respuesta de la herramienta, el cual incorpora esta característica en forma paralela a los campos inductivos a partir de la teoría del factor geométrico. En esencia, la teoría del factor geométrico define una función de respuesta de la herramienta respecto al sistema pozoformación. Con el propósito de desarrollar una herramienta que cumpla con los puntos anteriores, Doll tuvo que diseñar un circuito electrónico denominado variómetro, el cual podía diferenciar las señales provenientes en forma directa (transmisor-receptor-señal X), así

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como la obtenida a través de la formación (señal R). También era necesario introducir bobinas auxiliares de acoplamiento o de compensación, con el fin de cancelar la mayor parte de la señal X. Sin embargo, la teoría del factor geométrico de Doll sólo es válida en conductividad cero. A través de los años, se crearon otras ideas del factor geométrico entre las que destacan las de Moran (1982). Este método considera una formación homogénea de conductividad s, incrementándose en elementos de s + ds. Este método se llama de Born, el cual se basa en una función de respuesta gBorn que depende de la conductividad de la formación, así como de las distancias radiales y verticales desde la herramienta a la formación en cuestión. La respuesta del sistema sobre las capas de la formación está dada en función de la respuesta vertical gv, la cual está relacionada con la respuesta de Born a lo largo de la vertical. Para las variaciones radiales en una capa, se tiene una función radial gr, la cual está definida en términos de la respuesta de Born a lo largo de la dirección radial. La respuesta total de gr, que permite definir las características de una formación en forma integral, está en función de las respuestas radial y vertical, definidas con la respuesta de Born en ambas direcciones. La profundidad de investigación de un sistema inductivo está normalmente definido en el punto medio de la respuesta radial, y la respuesta de Born a conductividades definidas y en función del espaciamiento L. La respuesta de los campos electromagnéticos se atenúa y aumenta de acuerdo con la distancia radial para conductividades altas. Posterior al modelo de aproximación de Born propuesto por Doll, se desarrolló la respuesta de la herramienta AIT para formaciones con echado alto e invasión, este es llamado MERLIN, por sus siglas en inglés (Invasión de Máxima Entropía de Registros de Resistividad).

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La respuesta de cada arreglo se calcula encontrando las soluciones exactas de las ecuaciones de Maxwell para capas con un ángulo de echado dado. El algoritmo de modelación se basa en la inversión de máxima entropía de los datos de inducción corregidos por efectos ambientales para una formación heterogénea.

5.4.4 Descripción de la herramienta Las primeras herramientas de Inducción estaban constituidas por bobinas cubiertas de anillos plásticos vulcanizados. Ambas bobinas se ubican en un soporte central o mandril, fabricados con materiales de alta temperatura. La sonda estaba configurada por un sistema electrónico denominado oscilador y una serie de bobinas receptoras, las cuales se acoplan a los siguientes circuitos: 1. Detector-amplificador de la señal medida en la formación. 2. Circuito variómetro que recibe la señal de la bobina receptora y genera un voltaje igual, pero de polaridad contraria, para cancelar el voltaje de acoplamiento directo, generado con motivo de la unión del transmisorreceptor. 3. Estas señales posteriormente se amplifican en el equipo en superficie y se dirigen a una cámara óptica para obtener gráficamente las curvas correspondientes del registro. La herramienta está formada por una serie de sensores denominados bobinas y de un transmisor y 8 arreglos de receptores, independientes entre sí, con 3 bobinas cada uno, operando a diferentes frecuencias en forma balanceada, con lo cual se adquieren 28 mediciones con 3 resoluciones verticales y 5 profundidades de investigación. El sistema se compone además de un compensador de presión para su estabilización interna, cartuchos electrónicos y de telemetría, nariz opcional, cabeza adaptadora y centralizadores.

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Este sistema muestra dos modelos de sondas (AIT-B estándar) y la (AIT-H sistema Plataforma Express), las cuales presentan la configuración mostrada en la Figura 5.4.4.1. La estabilidad para la presión y la temperatura se obtiene con un mandril metálico y bobinas de cerámica. No existe estructura de soporte, como puede ser la fibra de vidrio utilizada en la herramienta. La herramienta AIT-B opera simultáneamente a 3 frecuencias diferentes, en un rango de 104 a 105 hz. Consta de 8 arreglos combinados de 3 bobinas cada uno, 6 de las cuales operan simultáneamente a 2 frecuencias, con el fin de incrementar la resolución radial en formaciones con resistividades moderadamente bajas.

184

La herramienta AIT-H opera a una sola frecuencia de 26 Khz, midiendo las señales R y X en cada arreglo de bobinas. Estos valores son adquiridos simultáneamente cada 3 pulgadas de profundidad de la señal en el medio pozo-formación.

Fig. 5.4.4.1 Configuración básica del sistema AIT.

Este tipo de configuración produce mediciones de conductividad similares a los de la herramienta AIT-B, con la adición de la resistividad del lodo de perforación (Rm), tomando en cuenta las correcciones ambientales y la velocidad de desplazamiento de la herramienta en tiempo real. 5.4.5 Características de la herramienta AIT Temperatura de operación:

15 a 350 °F (25 a 175 °C)

Presión máxima:

20,000 psi (13.8 Kpa)

Diámetro de la herramienta:

3 7/8 pulgada (9.9 cm)

Longitud total sin SP:

10.2 m (33.5 pies)

Longitud total con SP:

12.3 m (40.3 pies)

Máxima velocidad de registro:

3600 pies/hora (1097 m/hr)

Peso:

261 kg (575 lbs)

Tamaño mínimo del agujero:

4.75 pulgadas (12 cm)

Combinabilidad:

Herramientas de densidad, Neutrón, Xtreme, SlimAccess, FMI, FMS, y ARI.

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5.4.6 Calibración La herramienta AIT es autocalibrable. Una memoria electrónica eléctricamente programable (EEPROM) se lee en un circuito instalado en la misma herramienta, colocando el número de serie del cartucho (AMCN), los parámetros de caracterización de la sonda (ASPC, ASTC) y los parámetros de la calibración maestra de la sonda (AMTL, AMSE). En esta autocalibración, son importantes las siguientes etapas:

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de la sonda. En consecuencia, se generan señales cíclicas o repetitivas ajenas en la medición de la herramienta.

5.4.7.4 Pozos desviados En pozos desviados, la herramienta se ve afectada en sus mediciones por el tipo de formación, dado que las hace en forma perpendicular a la posición que presenta la herramienta.

a. Resumen de la calibración maestra.

5.4.8 Correcciones ambientales

b. Resumen de la caracterización de la sonda.

5.4.8.1 Efecto de velocidad

c. Una verificación de la calibración electrónica.

El movimiento irregular de la herramienta da lugar a respuestas variables y errores que se incrementan, ya que el sistema de adquisición obtiene datos en secuencias de muestreo que varían en función de la profundidad.

La validación del “cero electrónico” es una medida del nivel del cartucho electrónico; esto solamente se verifica.

5.4.7 Factores que afectan las mediciones del registro 5.4.7.1 Efecto pelicular (skin effect) Se produce por la inductancia mutua que se genera entre las corrientes que circulan paralelamente dentro de la formación, este efecto atenúa la señal a medida que ésta se interna en la zona de interés.

5.4.7.2 Efecto de vecindad (shoulder effect) Se produce por la inductancia entre la formación y las zonas o capas vecinas.

5.4.7.3 Agujero en forma espiral Se produce cuando, al moverse la herramienta en el pozo, sus centralizadores tienden a caer dentro de las ranuras (generadas por la barrena al momento de realizar la perforación), ocasionando una descentralización

Cuando la velocidad de la herramienta difiere sustancialmente de la recomendada, se obtienen mediciones no confiables. La aceleración rápida, que puede ocurrir cuando la herramienta se libera de un aprisionamiento, puede causar pérdida de datos. Las correcciones por velocidad en profundidad son fundamentales para obtener buenas mediciones con una alta resolución. Para resolver este problema las herramientas cuentan con un acelerómetro para hacer correcciones por efecto de profundidad en tiempo real para el movimiento no uniforme del sistema. El método utiliza un algoritmo de corrección por velocidades, basado en la optimización de un error mínimo y en la solución de un sistema de ecuaciones simultáneas, vinculando el momento exacto en que se realizó la medición de cada sensor en la herramienta con la referencia proporcionada por el acelerómetro, lo que permite tener una mejor resolución al corregir inicialmente las mediciones por efectos ambientales en tiempo real.

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5.4.8.2 Correcciones por efecto de pozo Estas correcciones se efectúan a las mediciones del sistema de acuerdo al efecto de pozo. Este proceso se basa en un modelo para los diversos arreglos que se consideran en un pozo escuela, el cual incluye una descripción exacta de la herramienta y tiene correcciones por efecto de pozo en un modelo 2D, considerando también la excentricidad. (Figura 5.4.8.2.1) El modelo de pozo se basa en la solución de las ecuaciones de Maxwell, el cual es un cilindro con resistividad de lodo Rm, así como una formación homogénea de resistividad Rt. La herramienta puede ubicarse a cualquier distancia con respecto a la pared del pozo, pero se supone que se ubica en forma paralela al eje del mismo.

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La señal medida por la sonda centralizada en el pozo puede ser vista como una función de cuatro parámetros: radio del pozo r, conductividad del lodo Cm, conductividad de la formación Cf y la posición de la herramienta con respecto a la pared del pozo, la cual es comúnmente conocida como espacio anular (stand off).

conductividad y se obtienen diferentes gráficas, cada una enfocada a cierta distancia dentro de la formación. El procesamiento de la señal del pozo es una función de los parámetros de la conductividad del lodo, forma del pozo, stand off de la herramienta y conductividad de la formación. Los valores corregidos se filtran y se combinan para producir cinco curvas, con profundidades medias de investigación de 10, 20, 30, 60 y 90 pulgadas. La resolución vertical de las cinco curvas se ajusta para producir 3 diferentes resoluciones: 1 pie (espaciamiento AO), 2 pies (espaciamiento AT) y 4 pies (espaciamiento AF). Estas cinco curvas se usan para obtener los parámetros de invasión (radio interno y externo de invasión), los que describen los límites de invasión radial para la saturación en la zona invadida, Sxo, y el límite de la invasión del filtrado. La forma extensiva de la invasión es definida por los diámetros, que a su vez están influenciados por los siguientes factores: tiempo de invasión, diferencia de presión, número de capas adyacentes y permeabilidad del sistema. 5.4.9.1 Procesamiento radial La interpretación en tiempo real provee una estimación cuantitativa de la geometría de la zona invadida, así como del parámetro Rt en situaciones donde el perfil de invasión es complejo.

Fig. 5.4.8.2.1 Modelo de correcciones ambientales

5.4.9 Procesamiento de la señal El método de procesamiento no lineal se ha desarrollado para cada una de las mediciones, de tal forma que enfoquen la respuesta del registro sobre una formación dada, aun si ésta tiene variaciones en su

El procesamiento está basado en un modelo de 4 parámetros para la herramienta AIT convencional y la AIT-H. Este algoritmo realiza estimaciones dentro de un modelo de invasión con un perfil de conductividad uniforme, aún en zonas de transición. Para realizar esta inversión, se dispone de registros en tiempo real para Rxo, Rt y radios de invasión interior (r1) y exterior (r2) sobre la zona de transición, el cual provee una descripción más real que el modelo de inversión tradicional de tres parámetros (Rxo, di y Rt).

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5.4.10 Ventajas y desventajas de la herramienta En la Tabla 5.4.10.1 se muestran algunas de las ventajas de la herramienta AIT. 5.4.10 Presentación del registro AIT Ejemplo 1 La presentación del registro de campo se muestra en la Figura 5.4.10.1. En el margen izquierdo del carril 1 se muestra la velocidad de registro de la herramienta, así como un registro de rayos gamma (GR) en unidades API y escala de 0 – 100.

Ventajas

Desventajas

Condiciones ambientales

Presión y temperatura

Sistema de medición

Diámetro de pozo

Radio de investigación

Pozos desviados

Sistema de invasión

Rangos de operación

Resolución vertical Sistema de control de calidad Combinabilidad Mediciones adicionales Determinación de la saturación Efecto de capas vecinas Efecto de invasión en areniscas Efecto de invasión en calizas Relación entre Rxo y Rt Efecto de invasión en carbonatos

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En el carril 4 se presenta la curva de conductividad, correspondiente a un diámetro de investigación de 90 pulgadas, es decir, la AIT 90. Simbolizada como ATCO90, cuyas unidades son milimhos por metro y su escala de 0 – 2000. En cuanto a su interpretación, se observan, en primera instancia, valores altos en el registro de rayos gamma, posiblemente atribuidos a la presencia de capas arcillosas, y en el intervalo comprendido entre 2933-2954 m, una zona con materiales más limpios hacia la parte alta y arcillosos en su base. En este mismo intervalo se evidencia el aumento de las resistividades en las curvas del registro AIT. Aquí, las curvas tienden a juntarse debido posiblemente a que el fluido del filtrado de lodo presenta la misma resistividad del fluido en la zona virgen, donde éste se corresponde con el gas. También se observa una buena correspondencia con la curva de conductividad. Descripción del registro Carril 1: Profundidad (pies), tensión del cable TENS (lb/pulg2), velocidad del cable CS (pies/hora). Carril 2: Control de calidad (LQC). Carril 3: Diámetros del pozo (pulgadas) y rayos gamma (API). Carril 4: Imagen de saturación radial del agua de formación (Swa).

Tabla 5.4.10.1 Cuadro sinóptico de ventajas y desventajas de la herramienta AIT.

Carril 5: Curva de resistividad de 10 pulgadas de investigación (AST10), (AIT-Slim), con resolución de 2 pies.

En el carril 2 se presenta la profundidad del pozo, así como la tensión del cable (TENS) en Libras y escala de 0 – 1000.

Curva de resistividad de 20 pulgadas de investigación (AST20), (AIT-Slim), con resolución de 2 pies.

En la pista 3, se encuentran las cinco curvas resistivas obtenidas con la herramienta AIT, las cuales se presentan con diferentes diámetros de investigación (10", 20", 30", 60" y 90"), expresadas como AT10, AT20, AT30, AT60 y AT90, con sus respectivas unidades en Wm y escala de 0 – 20.

Curva de resistividad de 30 pulgadas de investigación (AST30), (AIT-Slim), con resolución de 2 pies. Curva de resistividad de 60 pulgadas de investigación (AST60), (AIT-Slim), con resolución de 2 pies.

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Fig. 5.4.10.1 Presentación del registro de inducción (AIT)

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Ejemplo 2

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Fig. 5.4.10.2 Correlación del registro AIT con diversos registros

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Curva de resistividad de 90 pulgadas de investigación (AST90), (AIT-Slim), con resolución de 2 pies. Carril 6: Litología: arcilla (color rosa); areniscas (color amarillo) y calizas (color azul). Carril 7: Contenido de gas, densidad de la formación RHOB (gr/cm3) y porosidad neutrón NPHI en u.p.

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La Figura 5.4.10.2 muestra un registro AIT del sistema SlimAccess (AIT–Slim) de un pozo localizado en el Golfo de México, con intervalo de registro comprendido entre 2,680–2,920 pies. Conjuntamente, se presenta una combinación con curvas de tensión de cable, control de velocidad, rayos gamma, calibrador, litodensidad, porosidad neutrón, imagen de saturación y litología. Adicionalmente, la imagen de control de calidad, LQC, indica que la herramienta adquirió datos en condiciones normales de operación, por lo cual son altamente confiables, aun en zonas donde el sistema indicaría posibles dificultades.

En el intervalo comprendido entre 2,700– 2,810 pies, el diámetro del pozo no presenta variaciones y se mantiene en 8 pulgadas, el registro de rayos gamma presenta lecturas que indican arenas arcillosas con resistividad de 6 a 100 ohm-m. Según esta correlación, se interpreta como una arenisca arcillosa, permeable, saturada con agua en algunas secciones, además de gas. La correlación de las curvas de densidad y porosidad neutrón indica algunas zonas con presencia de gas señaladas con color rojo. En estas zonas, se observa una disminución del contenido de lutita y un aumento de la matriz arena. En las curvas de resistividad AIT, se presentan variaciones en un rango amplio, definiendo los cambios litológicos con mayor precisión. Existen zonas donde las curvas profundas miden valores menores que las someras debido al efecto de invasión.

Dado que la herramienta está expuesta a las condiciones geométricas del pozo, se diseñó la Plataforma SlimAccess, la cual permite integrar, a través de sofisticados sensores, diversas herramientas, entre ellas el AIT. Este sistema provee las mismas mediciones, radios de investigación y resolución vertical, tal como las realiza el AIT-H.

La imagen de saturación, corregida por efectos de arcillosidad, describe los cambios en el tipo de fluido que se presentan en la arenisca; se observan variaciones verticales importantes por la presencia de gas en la cima y base del intervalo, donde la imagen señala, con colores, una saturación baja en agua, así como en la parte central del mismo. Los colores oscuros muestran el alto contenido de lutita, y por consiguiente, de agua.

La correlación entre las curvas de rayos gamma, resistividad y litología, muestra una zona de areniscas arcillosas, saturada de agua, aceite y/o gas. El volumen de lutita es importante y regula la permeabilidad de algunos intervalos.

En el intervalo de 2,810–2,840 pies, se observa que el diámetro del pozo tiene variaciones entre 8 y 9 pulgadas, los rayos gamma representan una zona altamente arcillosa, dada la baja resistividad (entre 10 y 15 ohm-m).

A partir del análisis del comportamiento en las curvas del AIT, se establece que las someras tienen lecturas superiores a las profundas, es decir, una inversión de las mismas, lo que se puede adjudicar a invasión. En otras, el comportamiento es normal. La imagen de saturación se calcula a partir de las curvas AIT e indica los cambios verticales que existen en la zona analizada.

El comportamiento entre las curvas de densidad–porosidad indica un alto contenido de agua en el mismo. El análisis indica una arenisca con alto contenido de lutita impermeable y saturada de agua. Este cuerpo arcilloso actúa como sello y limita a las arenas con contenido de gas.

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Las curvas de resistividad AIT no presentan variaciones en el rango mencionado, por lo que no existen cambios litológicos importantes dentro del intervalo, su comportamiento es similar a lo largo del mismo, esto es indicativo de saturación de agua. La imagen de saturación, corregida por efecto de arcilla, describe algunos cambios del tipo de fluido existente en este estrato arcilloso. Según esta imagen, la lutita se puede dividir en dos zonas, en la parte superior con saturación media de agua y máxima en la inferior. El intervalo de 2,840–2,910 pies muestra que el diámetro del pozo no presenta variaciones importantes y se mantiene en 8 pulgadas. Los rayos gamma señalan valores bajos y de la correlación con la columna litológica se define una matriz arenisca, y un cruce entre la curva de porosidad neutróndensidad, señala la presencia de gas. En el resto del intervalo se muestra una arena permeable con bajo contenido de arcilla y baja saturación de agua. El volumen de arcillosidad es mínimo, lo que implica que el estrato es permeable. Las curvas de resistividad presentan variaciones en un rango de 500 a 2,000 ohmm, observándose variaciones en su litología. También existen zonas donde las curvas profundas miden valores menores que las someras debido al efecto de invasión. La imagen de saturación está corregida en forma mínima por efecto de arcillosidad y describe con precisión algunos cambios pequeños del tipo de fluido que existe en el estrato, manteniéndose en color rojo, lo cual indica una baja saturación de agua. El análisis de las curvas determinó la presencia de gas en la parte superior del intervalo.

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5.4.11 Glosario AIT-H: Herramienta inductiva de imágenes del sistema Plataforma Express. AIT-Slim: Herramienta inductiva de imágenes del sistema Plataforma Slim Access. AIT-Xtreme: Herramienta inductiva de imágenes del sistema Plataforma Xtreme. EEPROM: Memoria de un chip instalado en la misma herramienta, contiene el número de serie del cartucho (AMCN), los parámetros de caracterización de la sonda (ASPC, ASTC) y los parámetros de la calibración maestra de la sonda (AMTL, AMSE). Plataforma Express: Sistema de adquisición de registros que permite evaluar yacimientos a partir de la integración de herramientas, sustituyendo al sistema Triple Combo. Plataforma Slim-Access: Sistema de adquisición de registros para evaluar yacimientos en pozos con geometría compleja. Plataforma Xtreme: Sistema de adquisición de registros para evaluar yacimientos en condiciones de presión y temperatura extrema.

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5.5 Bibliografía Manuales de capacitación para ingenieros de campo de servicios a pozos. Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos

Herramienta DLT-E y DST para arreglos Doblelaterog y de Microesferico Enfocado

Herramienta AIT Procedimiento para la evaluación de los servicios de registros geofísicos y línea de acero, Clave : 216-21900-GCOE-PMP0025

Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos Wireline Services Catalog Schlumberger Principios /Aplicaciones de la interpretación de Registros Schlumberger Schlumberger Chart Book Schlumberger Historical charts for older tools Schlumberger

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Capítulo 6. Registros de porosidad

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6.1 Registros de neutrones ................................................................................... 196 6.1.1 Introducción 6.1.2 Principio físico 6.1.3 Características del equipo 6.1.4 Tipo de medición y limitaciones 6.1.5 Calibración 6.1.6 Factores que afectan la operación de registros 6.1.7 Presentación del registro 6.1.8 Presentación del registro 6.1.9 Interpretación del registro 6.1.9.1 Resolución vertical 6.1.9.2 Profundidad de investigación 6.1.9.3 Efecto de arcilla e hidrocarburos 6.1.9.4 Efecto de salinidad de agua 6.1.9.5 Efecto de Litología 6.1.10 Determinación de litología y porosidad 6.1.10.1 Gráfica neutrón-densidad 6.1.10.2 Gráfica densidad-sónico 6.1.10.3 Gráfica neutrón-sónico 6.1.10.4 Gráfica de densidad vs la sección transversal fotoeléctrica 6.1.10.5 Gráfica del registro de espectroscopía de rayos gamma 6.1.10.6 Efecto de la arcillosidad en las gráficas 6.1.10.7 Efecto de la porosidad secundaria en las gráficas 6.1.10.8 Efecto de los hidrocarburos en las gráficas 6.1.10.9 La gráfica M-N 6.1.10.10 La gráfica MID 6.1.10.11 La gráfica MID ñmaa vs Umaa 6.1.10.12 Mezclas complejas de litología 6.2 Registros de Densidad y Lito-Densidad ............................................................. 217 6.2.1 Introducción 6.2.1.1 Aplicaciones del registro FDC y LDT 6.2.2 Interacciones de los rayos gamma con la materia 6.2.2.1 Efecto fotoeléctrico 6.2.2.2 Efecto Compton 6.2.2.3 Producción de pares 6.2.3 Principio de medición 6.2.3.1 Medición de la densidad 6.2.3.2 Ventanas de energía 6.2.3.3 Gráfica de columna y costillas 6.2.3.4 Teoría de medición de la litología 6.2.3.5 Efecto del lodo con barita 6.2.4 Datos para la medición del Pe (PEF) 6.2.5 Presentación del registro 6.2.6 Calibración

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6.2.7 Efecto de agujero 6.2.8 Densidad de electrones y densidad total 6.2.9 Porosidad a partir del registro de densidad 6.2.10 Efecto de hidrocarburos 6.2.11 Efecto de arcillas 6.2.12 Efecto de presión 6.2.13 Herramientas modernas de lito-densidad 6.2.13.1 Sonda de lito-densidad LDS 6.2.13.2 Sonda de lito-densidad de ambiente hostil HLDS 6.2.13.3 Herramienta de arreglo esbelto de lito-densidad SLDT 6.2.13.4 Herramienta de lito-densidad slimxtreme QLDT 6.2.14 Aplicaciones 6.2.15 Medidas y especificaciones de las herramientas modernas de lito-densidad 6.3 Registros sónicos ............................................................................................... 232 6.3.1 Historia de la adquisición de registros sónicos 6.3.2 Principio de funcionamiento 6.3.2.1 Propagación del sonido en las rocas 6.3.2.2 Propagación del sonido en un pozo 6.3.2.3 Descripción de la medición 6.3.3 Características de las herramientas sónicas 6.3.4 Equipos que se han desarrollado 6.3.4.1 Sónico de espaciamiento largo LSS (LONG-SPACED SONIC) 6.3.4.2 Herramienta de arreglo sónico (Array-Sonic Tool) 6.3.5 Presentación del registro 6.3.6 Efectos ambientales 6.3.7 Aplicaciones principales 6.3.8 Métodos para determinar la porosidad 6.3.9 Presiones anormales de formación 6.3.10 Correlaciones 6.4 Registros Sónicos Bipolares .................................................................................. 254 6.4.1 Principio de funcionamiento 6.4.2 Características de las herramientas sónicas dipolares 6.4.3 Procesamiento de las formas de onda 6.4.3.1 Muestreo 6.4.3.2 Filtrado en frecuencia 6.4.3.3 Evaluación de tiempo de tránsito interválico STC (slowness Time Coherent) 6.4.4 Aplicaciones principales 6.4.4.1 Análisis de Propiedades Mecánicas 6.4.4.2 Análisis de estabilidad de pozo 6.4.4.3 Análisis de estabilidad de disparos y arenamiento 6.4.4.4 Determinación de la altura de una fractura hidráulica 6.4.4.5 Evaluación de Formaciones 6.4.4.6 Detección de gas y tipo de litología 6.4.4.7 Evaluación de Fracturas Naturales 6.4.4.8 Indicación de Permeabilidad 6.4.5 Interpretación Geofísica 6.4.5.1 AVO (Amplitude variation with offset) 6.4.5.2 Sismogramas sintéticos de onda S 6.5 Bibliografía .......................................................................................................... 279

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Registros de porosidad Es posible determinar la porosidad de las formaciones aledañas al pozo, utilizando herramientas que utilizan principios radiactivos, sónicos y otros. Las herramientas más utilizadas son las que se muestran en el siguiente listado, con el nemónico y el nombre con el que normalmente se conocen: Herramientas radiactivas: ·

FDC: Densidad Compensada

LDT: Lito-Densidad compensada

CNL: Neutrón Compensado Herramientas sónicas:

BHC: Sónico de Porosidad Compensado

SDT: Sónico Digital

DSI: Sónico Dipolar Otras Herramientas

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TDT decaimiento térmico

RST saturación de yacimientos

CMR resonancia magnética

APS Arreglo de porosidades

Existen otras herramientas para determinar la porosidad, pero las más comunes son éstas. En este capítulo se comentarán sólo las convencionales, como FDC, LDT, CNL, APS. BHC, SDT.

6.1 Registros de neutrones 6.1.1 Introducción Los registros de neutrones se utilizan principalmente para definir formaciones porosas y para determinar su porosidad. Responden principalmente a la cantidad de hidrógeno en la formación. Por lo tanto, en formaciones limpias, cuyos poros estén saturados con agua o aceite, el registro de neutrones refleja la cantidad de porosidad que está saturada con esos fluidos.

Las zonas de gas con frecuencia pueden identificarse al comparar el registro de neutrones con otro de porosidad o con un análisis de muestras. La combinación del registro de neutrones con uno o más registros de porosidad permite reducir la incertidumbre en la determinación de litologías y en la cuantificación de la porosidad de la formación, incluso en la evaluación del contenido de arcilla.

6.1.2 Principio físico Los neutrones son partículas eléctricamente neutras. Cada una tiene una masa casi idéntica a la de un átomo de hidrógeno. Una fuente radiactiva en la sonda emite constantemente neutrones de alta energía (rápidos). Estos neutrones chocan con los núcleos de los materiales de la formación, en lo que podría considerarse como colisiones elásticas de “bolas de billar”. Con cada colisión, el neutrón pierde algo de su energía. La cantidad de energía perdida por colisión depende de la masa relativa del núcleo con el que choca el neutrón. La mayor pérdida de energía ocurre cuando el neutrón golpea un núcleo con una masa prácticamente igual, es decir, un núcleo de hidrógeno. Las colisiones con núcleos pesados no desaceleran mucho al neutrón. Por lo tanto, la desaceleración de neutrones depende en gran parte de la cantidad de hidrógeno de la formación. Debido a las colisiones sucesivas, en unos cuantos microsegundos los neutrones habrán disminuido su velocidad a velocidades térmicas, las cuales corresponden a energías cercanas a 0.025 eV. Entonces, se difunden aleatoriamente, sin perder más energía, hasta que son capturados por los núcleos de átomos como Cloro, Hidrógeno o Silicio (Figura 6.1.2.1).

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herramientas neutrónicas compensadas. Las herramientas actuales emplean fuentes de Americio-Berilio (Am-Be.) para proveer neutrones con energías iniciales de varios millones de electrón voltios. El equipo HGNS fue introducido en los años 90 y tiene las mismas características que el CNT. El HGNS está incluido en la herramienta PEX o Platform Express. Debido a la necesidad de sustituir las fuentes químicas, se introdujo el minitrón, que es un dispositivo electrónico generador de neutrones. La herramienta APS o doble porosidad, introducida recientemente, tiene un minitrón con un detector de Helio3 y cuatro detectores de neutrones epitermales (Figura 6.1.3.1). 6.1.4 Tipo de medición y limitaciones Fig. 6.1.2.1. Energía de los neutrones.

El núcleo que captura al neutrón se excita intensamente y emite un rayo gamma de captura de alta energía. Dependiendo del tipo de herramienta de neutrones, un detector en la sonda capta estos rayos gamma de captura o los neutrones mismos.

Las herramientas GNT eran instrumentos no direccionales que empleaban un solo detector, sensible tanto a rayos gamma de captura de alta energía como a neutrones térmicos. Estas herramientas podían utilizarse en pozos abiertos o entubados. Aunque las herramientas GNT respondían principalmente

Cuando la concentración de hidrógeno del material que rodea a la fuente de neutrones es alta, la mayoría de éstos son desacelerados y capturados a una corta distancia de la fuente. Por el contrario, si hay poca concentración de hidrógeno, los neutrones se alejan de la fuente antes de ser capturados. De acuerdo con esto, la tasa de conteo en el detector aumenta para bajas concentraciones de hidrógeno y viceversa.

6.1.3 Características del equipo Las herramientas de registro de neutrones incluyen la serie de herramientas GNT (años 1950), la herramienta de porosidad de neutrones de pared SNP (años 1960) y la serie de herramientas CNT (años 1970)

Fig. 6.1.3.1. Herramienta APS. Arreglo de detectores.

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a la porosidad, sus lecturas eran muy afectadas por la salinidad del fluido, temperatura, presión, tamaño del agujero, stand-off, enjarre, peso del lodo y en agujeros revestidos por el acero y el cemento. En la herramienta SNP, la fuente de neutrones y el detector se montan en un patín que se aplica a la pared del agujero. El detector de neutrones es un contador de rayos gamma Geiger Müller proporcional, diseñado de tal manera, que sólo detecta los neutrones que tengan energías mayores a 0.4 eV (epitérmicos). La herramienta SNP tenía muchas ventajas sobre la GNT: ·

Como es un instrumento que se aplica a la pared, se minimizan los efectos de agujero.

Se miden los neutrones epitérmicos, lo cual minimiza los efectos alteradores de elementos que absorben neutrones térmicos (como el Cloro y el Boro) en el agua y en la matriz de formación.

La mayoría de las correcciones requeridas se realizan automáticamente en los instrumentos de superficie.

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Proporciona buenas mediciones en agujeros vacíos.

El equipo SNP estaba diseñado para operarse sólo en agujeros abiertos, vacíos o llenos de líquido. El diámetro mínimo del agujero en el que se podía utilizar la herramienta era de 5 pulgadas. Con esta herramienta se registraba simultáneamente una curva de calibración. La herramienta CNL es del tipo mandril y se diseñó especialmente para combinarse con otras herramientas para proporcionar un registro de neutrones simultáneo. El CNL es un instrumento de detección de neutrones térmicos de doble espaciamiento.

El equipo de superficie mide los promedios de velocidades de conteo de los dos detectores para producir un registro en una escala lineal del índice de porosidad de los neutrones. La fuente de 16 curies y los espacios mayores entre la fuente y el detector, dan al CNL una mayor profundidad radial de investigación que la herramienta SNP. Los efectos de los parámetros del agujero se reducen en gran medida al promediar las dos velocidades de conteo, las cuales son afectadas de manera similar por esos efectos. La herramienta CNL puede correrse en agujeros llenos de fluido, abiertos o entubados, pero no se puede usar en agujeros con aire o gas. Lo mismo ocurre con la herramienta HGNS. Con la herramienta APS se efectúa una medición epitermal. Esta herramienta tiene una resolución vertical de cuatro pulgadas, por lo tanto, mide capas delgadas con espesores hasta de un pie. El efecto de gas en capas arcillosas es más visible debido al efecto reducido de las arcillas sobre la herramienta APS. El efecto de la dolomitización en carbonatos es menor en la medición de porosidad, así como el efecto de la salinidad del agua de formación, del filtrado de lodo y de la rugosidad del pozo. La herramienta APS es sensible a la falta de contacto con la formación, por lo que cuando se corre en forma combinada con la herramienta de lito-densidad, se utiliza un descentralizador para asegurar el contacto de la herramienta con la formación. Si el espacio entre el detector de la herramienta APS y la pared del pozo es menor de dos pulgadas, se hace una compensación utilizando la medición del tiempo de desaceleración del neutrón epitermal. Si es mayor de dos pulgadas, no hay compensación. La Tabla 6.1.4.1 muestra la comparación de las herramientas de neutrones.

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Tabla 6.1.4.1. Comparación de las herramientas de neutrones

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6.1.5 Calibración El principal estándar de calibración para los registros de neutrones GNT es la fosa de neutrones API que se encuentra en Houston. La respuesta de la herramienta de registro en una caliza saturada de agua con una porosidad de 19% se definió en 1000 unidades API. Para la calibración en campo se utilizan referencias secundarias que han sido calibradas con respecto a la fosa API. Antes de que existiera el procedimiento de calibración API, se utilizaba una escala de conteos por segundo de los registros de neutrones. En la Tabla 6.1.5.1, para diferentes

Cuadro 6.1.5.1. Factores de Conversión API-CPS

herramientas y espaciamientos se muestran los factores de conversión en unidades API por cada CPS estándar. En la actualidad, se hace directamente una escala de los registros de neutrones en unidades de porosidad. La calibración de la herramienta SNP se basa en numerosas lecturas hechas en formaciones limpias cuya porosidad se conoce con precisión. Como un estándar secundario, se utiliza un calibrador de medio ambiente en el sitio del pozo. Este instrumento proporciona referencias correspondientes al 11% y 22% de porosidad en caliza.

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El estándar principal de calibración para herramientas CNL son valores de porosidad obtenidos de muestras de laboratorio de formaciones limpias saturadas de agua. Las porosidades de estas formaciones controladas se conocen en ± 0.5 unidades de porosidad. El estándar secundario que se utiliza, es un tanque de determinadas especificaciones lleno de agua. La verificación en el pozo se realiza utilizando un dispositivo que reproduce la relación de velocidad de conteo que se obtuvo en el tanque.

200

Figura. 6.1.5.1a. Calibración maestra de la Herramienta APS-C

El HGNS se calibra de la misma manera que el CNL. En la Figura 6.1.5.1a se presenta la calibración maestra de la herramienta APS, la cual debe realizarse cada tres meses. En la figura se presentan las ventanas de valores máximo y mínimo de las cuentas bajo diferentes condiciones: detectores sin fuente, con el calibrador en el pozo, y en el tanque de calibración. Los valores medidos (ventanas amarillas) deben caer dentro del rango.

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Tabla 6.1.6.1. Correcciones ambientales de las herramientas APS y CNL.

6.1.6 Factores que afectan la operación de registros En la Tabla 6.1.6.1 se ve el efecto del tamaño del agujero y de la descentralización, así como el efecto de la temperatura y la presión del pozo en la operación de la toma de registro CNL contra el registro APS.

otra de porosidad, todas las curvas pueden registrarse en la misma escala de porosidad. Esta superposición permite una interpretación visual cualitativa de la porosidad y la litología en presencia de gas. 201

También se observa el efecto de la salinidad del lodo y del agua de formación. En el caso de la herramienta APS, se hace una corrección automática por el efecto del espacio herramienta-pared del pozo, así como de la temperatura, la presión y la salinidad del lodo.

6.1.7 Presentación del registro Las lecturas de porosidad en la herramienta SNP se calculan y se graban directamente en el registro (Figura 6.1.7.1). El sistema de adquisición en superficie proporciona automáticamente las correcciones necesarias en agujeros llenos de líquido para diferentes condiciones: peso del lodo, salinidad, temperatura, y variaciones en el tamaño del agujero. La información de la herramienta CNL y de la de doble porosidad se registran en unidades lineales de porosidad para una matriz de litología en particular. Cuando una herramienta CNL se corre en combinación con

Figura. 6.1.7.1. Presentación del registro SNP.

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La Figura 6.1.7.2 es un ejemplo de la combinación de un registro de la herramienta IPL (que muestra los registros de calibre, rayos gamma y centralización del APS en la pista 1, las porosidades del APS, del CNL, y de la densidad de formación en los carriles 2 y 3 conjuntamente con el Pe y la corrección Δρ). 6.1.8 Corrección de los registros de neutrones La mayor parte de las correcciones (por ejemplo peso del lodo, salinidad, diámetro del

202

Figura 6.1.7.2. Registro APS. *Log Correction Charts, Schlumberger

agujero, temperatura) y el cálculo de la porosidad se realizan automáticamente en los instrumentos de la herramienta. Sin embargo, como la herramienta SNP es un dispositivo de pared direccional, promedia la concentración de hidrógeno de cualquier material que se encuentre enfrente del cartucho, incluyendo el enjarre. (Se proporciona un diagrama para la corrección del efecto de enjarre en la gráfica de corrección* Por-15a).

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El cartucho se presiona contra la pared del agujero con gran fuerza, de manera que la mayor parte del enjarre más suave se elimine al raspar. Además, el patín de apoyo es pequeño y tiende a cortar el enjarre. Para obtener el espesor del enjarre que está frente al patín, se toma la diferencia entre la lectura del calibre y el diámetro de la barrena (sin dividir entre dos). Las herramientas CNL y HGNS están diseñadas para minimizar los efectos de tamaño del agujero, enjarre, etc., en la medición de neutrones termales. Cuando cualquiera de estas herramientas se corre en combinación con la herramienta de litodensidad, la señal del calibre proporciona una corrección automática por tamaño del agujero. Sin embargo, para otros parámetros que alteran la medición, y para corregir el efecto del tamaño del agujero cuando no se corre la herramienta lito-densidad, no es posible una corrección automática, ya que las variables no se miden o controlan. Además, algunos de los efectos varían con la porosidad. Las condiciones estándar para la calibración de las herramientas CNL y HNGS son: ·

Diámetro del agujero de 7 7/8 pulgadas.

Agua dulce en el agujero y la formación.

Sin enjarre o separación herramientapared.

Temperatura de 75°F (21.5°C).

Presión atmosférica.

Herramienta descentralizadora en el agujero.

Si hay variaciones de estas condiciones, los registros requerirán correcciones. La corrección combinada para todos los factores, que por lo general es pequeña, proporciona un valor corregido del índice de porosidad de neutrones. La gráfica de corrección Por-14d proporciona las correcciones para las mediciones de neutrones térmicos de las herramientas CNL y HGNS para tamaño del agujero, espesor del enjarre, salinidades del *Log Correction Charts, Schlumberger

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agua del agujero y del agua de formación, peso del lodo, separación herramienta-pared, presión y temperatura. La gráfica de corrección* Por-14a se utiliza para el CNT o HGNS en pozos entubados, corrigiendo el efecto del revestimiento, y del espesor de cemento. Las gráficas* Por-23a y Por-23b hacen las correcciones del APS, en caso que los valores del peso de lodo, del calibre, de la temperatura, presión y salinidad del lodo difieren de los valores introducidos automáticamente en el registro para los arreglos APLU y FPLU.

6.1.9 Interpretación del registro 6.1.9.1 Resolución vertical La resolución vertical típica de las herramientas SNP y CNL es de 2 pies. Sin embargo, en la actualidad se dispone de un método para el procesamiento de las velocidades de conteo de la herramienta CNL, que aumenta la resolución vertical a 1 pie al explotar la mejor resolución vertical del detector cercano. El APS tiene una resolución vertical de 2 pulgadas en modo de alta resolución.

6.1.9.2 Profundidad de investigación La investigación radial depende de la porosidad de la formación. De manera muy general, con porosidad cero, la profundidad de investigación es de aproximadamente 1 pie. Con porosidades mayores, en agujeros llenos de agua, la profundidad de investigación es menor porque los neutrones son desacelerados y capturados más cerca del agujero. Para condiciones promedio, la profundidad de investigación para la herramienta SNP y APS es de aproximadamente 8 pulgadas en una roca de alta porosidad, y en condiciones similares es de cerca de 10 pulgadas para la herramienta CNL y HGNS. Las dos herramientas muestran un volumen algo mayor de formación que las herramientas lito-densidad.

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6.1.9.3 Efecto de arcilla e hidrocarburos Como la herramienta CNL mide los neutrones térmicos, la respuesta se ve afectada por los elementos que tienen una alta sección transversal de captura de neutrones térmicos. La herramienta es sensible a la arcilla de la formación, ya que ésta generalmente contiene pequeñas cantidades de Boro y de otros elementos raros, que tienen secciones transversales de captura de neutrones térmicos particularmente altas. Este efecto, si es excesivo, puede ocultar la respuesta de la herramienta al gas en formaciones con arcillas.

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Fig. 6.1.9.3.1. Registro APS para detección de gas en arcillas.

En un espaciamiento dado entre la fuente y el detector, la velocidad de conteo de neutrones epitermales es aproximadamente de una magnitud menor que la de los neutrones termales. Por lo tanto, para tener velocidades de conteo razonables de neutrones epitermales, los detectores epitermales se colocaron más cerca de la fuente de neutrones que los detectores de neutrones termales. La configuración del detector de neutrones termales duplica a la de la herramienta CNL estándar. Como los dos pares de detectores se colocan a diferentes espaciamientos y los neutrones se detectan a diferentes niveles de

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energía, se puede esperar que los efectos de medio ambiente sean bastante diferentes en las dos mediciones de neutrones. Si el procesamiento proporcional que se utiliza en la medición de neutrones termales se usa para la medición epitermal, la porosidad calculada es bastante sensible a efectos de agujero. Como resultado de un estudio detallado de la respuesta de los detectores a muchas variables del medio ambiente, se ha desarrollado una técnica de procesamiento de neutrones epitermales que emplea velocidades de conteo de detectores individuales. El método, que es análogo al análisis de espina y costillas que se desarrolló para la herramienta lito-densidad, reduce en gran medida los efectos de agujero en la medición de porosidad de los neutrones epitermales. También se pueden utilizar las velocidades de conteo epitermales para determinar la porosidad de los neutrones en agujeros llenos de aire.

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Esta característica permite que se utilice el registro de neutrones con otros registros de porosidad para detectar zonas de gas e identificar contactos gas/líquido. Una combinación de registros de neutrones y de densidad proporciona una lectura de porosidad más exacta y un valor de saturación de gas mínima. (El efecto de hidrocarburos se discutirá más adelante en la sección de diagramas). La respuesta cuantitativa de la herramienta de neutrones a los hidrocarburos ligeros o al gas, depende principalmente del índice de hidrógeno y de otro factor, el efecto de excavación. El índice de Hidrógeno se puede estimar a partir de la composición y la densidad del hidrocarburo. El índice de Hidrógeno de hidrocarburos más pesados (aceites) puede aproximarse por medio de la ecuación:

Ho = 1.28 ρo

Ec. 6.1.9.3.1

Las mediciones combinadas de la herramienta de doble porosidad APS de neutrones epitermales y termales proporcionan una mejor determinación de la porosidad. Como la medición epitermal está relativamente libre de efectos absorbentes de neutrones, proporciona una mejor detección de gas en yacimientos con arcilla con la herramienta APS (Figura 6.1.9.3.1). Una comparación de las dos respuestas de neutrones también proporciona información sobre la presencia de materiales con secciones transversales de captura de neutrones termales significativos.

Esta ecuación supone que la composición química del petróleo es n CH2. H0 se deriva de la comparación de la densidad del Hidrógeno y el peso molecular del agua con los del petróleo.

Los hidrocarburos líquidos tienen índices de hidrógeno cercanos al del agua. Sin embargo, el gas generalmente tiene una concentración de Hidrógeno considerablemente más baja que varía con la temperatura y la presión. Por lo tanto, cuando el gas está presente a una distancia suficiente al agujero para estar dentro de la zona de investigación de la herramienta, el registro de neutrones lee una porosidad muy baja.

Hh = ρh + 0.3

Otro conjunto de ecuaciones puede utilizarse para estimar el índice de Hidrógeno de los hidrocarburos líquidos: Para hidrocarburos ligeros (ρh < 0.25),

Hh = 2.2 ρh

Ec. 6.1.9.3.2

Para hidrocarburos pesados ρh > 0.25 Ec. 6.1.9.3.3

Incluso otra propuesta sugiere la ecuación:

Ec. 6.1.9.3.4

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cuando se excava esta roca adicional y se remplaza con gas, la formación tiene una característica desaceleradora de neutrones menor a la esperada. La diferencia calculada en las lecturas de registros de neutrones se denomina efecto de excavación. Si este efecto no se toma en cuenta, se dan valores muy altos de saturación de gas en zona lavada o valores muy bajos de porosidad. La Figura 6.1.9.3.3 presenta las correcciones necesarias para el efecto de excavación. Se presentan los valores de porosidad para litologías de arenisca, caliza y dolomía. Pueden interpolarse valores de porosidad intermedios. Figura 6.1.9.3.2. Índice de hidrogeno

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Investigaciones científicas indican que el efecto del gas en la formación cercana al agujero es mayor de lo que se esperaría al considerar solamente la densidad del Hidrógeno. En cálculos previos se había considerado que la porción llena de gas de la porosidad estuviera reemplazada por la matriz de la roca. Cálculos recientes muestran que

La escala de la ordenada se usa para corregir porosidades de registros de neutrones. También se proporciona una escala de ordenada adicional para corregir porosidades derivadas de un diagrama de densidad-neutrón que no contiene la corrección para el efecto de excavación. Las correcciones para efecto de excavación ya se han incorporado a las gráficas de corrección CP-5 y CP-5a.

Figura 6.1.9.3.3. Corrección para el efecto de excavación como función del Sxo para tres valores de porosidad y para Hg = 0. Se incluyen efectos de caliza, arenisca y dolomita dentro de las bandas sombreadas.

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Las correcciones para efecto de excavación que se dan en la Figura 6.1.9.3.3 pueden aproximarse por medio de la fórmula:

ΔØNex= K (2Ø2SWH + 0.04Ø) (1-SWH) Ec. 6.1.9.3.4 Donde ΔØNex, Ø y SWH están en unidades fraccionarias.

SWH = SxoHmf + (1-Sxo) Hh Para la arenisca, el coeficiente K es 1, para la caliza es de aproximadamente 1.046, y para la dolomía es de cerca de 1.173. Debe observarse que el segundo término de esta ecuación es más bien pequeño, y con frecuencia, puede no tomarse en cuenta.

6.1.9.4 Efecto de salinidad de agua Como ya se mencionó, las respuestas de las herramientas de neutrones reflejan principalmente la cantidad de Hidrógeno en la formación. Como el aceite y el agua contienen prácticamente la misma cantidad de Hidrógeno por unidad de volumen, las respuestas reflejan la porosidad en formaciones limpias saturadas de fluido. Sin embargo, las herramientas responden a todos los átomos de hidrógeno en la formación, incluyendo aquellas combinadas químicamente en los minerales de la matriz de la formación. Por lo tanto, la lectura de neutrones depende en su mayor parte del índice de Hidrógeno en la formación, que es proporcional a la cantidad de hidrógeno por unidad de volumen, tomando como unidad el índice de hidrógeno del agua dulce en las condiciones de superficie. El Cloruro de Sodio (NaCl) disuelto ocupa espacio y, por lo tanto, reduce la densidad del Hidrógeno. Una fórmula aproximada para el índice de Hidrógeno de una solución salina a 75°F (21.5°C) es: *Log Correction Charts, Schlumberger

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Hw = 1 - 0.4P

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Ec. 6.1.9.3.5

donde P es la concentración de NaCI en partes por millón. De manera más general, independiente de las temperaturas: Hw = ñw(1- P)

Ec. 6.1.9.3.6

En registros de agujero abierto, las formaciones están generalmente invadidas y se considera que el agua en la zona investigada por los registros de neutrones tiene la misma salinidad que el fluido del agujero. El registro SNP se corrige automáticamente para el efecto de salinidad. La corrección de salinidad para el registro CNL se proporciona en las gráficas de corrección Por-14a y 14b. En pozos entubados, la zona invadida generalmente desaparece con el tiempo y la salinidad del agua es la del agua de formación. La herramienta de neutrones también mide el agua de cristalización. Por ejemplo, el yeso no poroso (CaSO4 + 2H2O) tiene mucha porosidad aparente por su importante contenido de hidrógeno.

6.1.9.5 Efecto de Litología Las lecturas de todos los registros de neutrones se ven afectadas hasta cierto punto por la litología en la matriz de la roca. Los registros SNP, CNL, APS, por lo general, tienen una escala para una matriz de caliza. Las porosidades para otras litologías se obtienen de las gráficas de corrección* Por13a y Por-13b de otras escalas en los encabezados del registro. Las correcciones del SNP sólo se aplican a los registros que se corren en agujeros llenos de fluido. Cuando el agujero está lleno de gas, el efecto de litología se reduce a un nivel insignificante y la porosidad puede leerse directamente. Las correcciones de litología

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para el registro de APS también se hacen con la gráfica de corrección* Por-13a. La respuesta del SNP se utiliza para la medición de los neutrones epitermales y la respuesta del CNL para la medición de neutrones termales.

6.1.10 Determinación de litología y porosidad

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Las mediciones de los registros neutrónico, de densidad y sónico dependen no sólo de la porosidad (Ø) sino también de la litología de la formación, del fluido en los poros y, en algunos casos, de la geometría de la estructura porosa. Cuando se conoce la litología y, en consecuencia, los parámetros de la matriz (tma, ñma, Øma), pueden obtenerse los valores correctos de porosidad con base en dichos registros (corregidos debido a efectos ambientales) en formaciones limpias saturadas de agua. En esas condiciones, cualquier registro, ya sea el de neutrón, el de densidad o, si no hay porosidad secundaria, el sónico, puede utilizarse a fin de determinar la porosidad. La determinación exacta de la porosidad resulta más difícil cuando se desconoce la litología de la matriz o ésta consiste de dos o más minerales en proporciones desconocidas. La determinación se complica todavía más cuando la respuesta de los líquidos de los poros localizados en la porción de la formación, que la herramienta está investigando, varía de manera notable de aquella del agua. En especial, los hidrocarburos ligeros (gas) pueden influir de manera importante en los tres registros de porosidad. Inclusive, la naturaleza o tipo de la estructura porosa, afecta la respuesta de la herramienta. Los registros de neutrón y de densidad responden a la porosidad total, esto es, la suma de la porosidad primaria (intergranular o intercristalina) con la *Log Correction Charts, Schlumberger

porosidad secundaria (cavidades, fisuras, fracturas). Sin embargo, los registros sónicos tienden a responder sólo a la porosidad primaria de distribución uniforme. A fin de determinar cuándo se presenta cualquiera de estas complicaciones, se necesitan más datos que aquellos que proporciona un solo registro de porosidad. Por fortuna, los registros de neutrón, de densidad y sónico responden de manera diferente a los minerales de la matriz, a la presencia de gas o aceites ligeros, y a la geometría de la estructura porosa. Se pueden utilizar combinaciones de esos registros y el factor fotoeléctrico, Pe, la medición del registro de Lito-Densidad y las mediciones de Torio, Uranio y Potasio tomadas del registro de espectrometría de rayos gamma naturales NGS, con el propósito de determinar las mezclas de matrices o fluidos complejos y así proporcionar una determinación más exacta de la porosidad. La combinación de mediciones depende de la situación. Por ejemplo, si una formación se compone de dos minerales conocidos en proporciones desconocidas, la combinación de los registros neutrónicos, de densidad y sección transversal fotoeléctrica podrá definir las proporciones de los minerales, además de dar un mejor valor de la porosidad. Si se sabe que la litología es más compleja, pero sólo consiste de cuarzo, caliza, dolomía y anhidrita, puede deducirse un valor muy aproximado de la porosidad con base, otra vez, en la combinación de densidad y de neutrón. Las gráficas de interrelación son una manera conveniente de mostrar cómo varias combinaciones de registros responden a la litología y la porosidad. También proporcionan un mejor conocimiento visual del tipo de mezclas que la combinación podrá determinar mejor. Las gráficas de corrección CP-1 hasta la CP-21 presentan algunas de las combinaciones.

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6.1.10.1 Gráfica neutrón-densidad Las gráficas de corrección CP-1a a CP-1h muestran casos en los que las porosidades de densidad y de neutrón se grafican en escalas lineales. Los puntos que corresponden a ciertas litologías limpias y saturadas de agua definen curvas (de areniscas, calizas, dolomitas, etc.) que pueden graduarse en unidades de porosidad, o puede definir un solo punto (por ejemplo, punto de sal). En la gráfica correspondiente, se identifican las porosidades calculadas como si la matriz tuviera las mismas propiedades que la caliza saturada de agua. En consecuencia, la línea de la caliza es la línea recta de las porosidades obtenidas con el registro de neutrón y de densidad. Cuando la litología de la matriz es una mezcla binaria (por ejemplo, arenisca-caliza, calizadolomía o arenisca-dolomía), el punto marcado a partir de las lecturas de registros caerá entre las líneas de litología correspondientes. Las gráficas de corrección* CP-1a y CP1b representan los datos de neutrón del registro SNP en función de la densidad. Estas gráficas se prepararon para el caso de formaciones limpias, saturadas de líquidos y pozos llenos de agua o lodo base agua. Las gráficas no deben utilizarse en el caso de pozos llenos de aire o gas. En este caso, cambia el efecto de la matriz sobre los resultados del registro SNP. Las gráficas de corrección* CP-1e y CP1f son gráficas similares para los datos del registro de neutrón CNL en función de la densidad, y las gráficas* CP-1g y CP-1h son para el registro APS. Las separaciones entre las líneas de cuarzo, caliza y dolomía indican una buena resolución en estas litologías. También se identifican con facilidad las evaporitas más comunes (sal, anhidrita). Un error en la selección del par de matrices no implica un error de importancia en el valor de porosidad que se encontró, siempre y *Log Correction Charts, Schlumberger

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cuando esa selección se restrinja al cuarzo (arenisca), caliza, dolomía y anhidrita. Se excluye la arcillosidad y el yeso. Así, aunque las fracciones volumétricas de roca calculadas con base en los datos de densidad y neutrón, pudieran tener un margen de error considerable, el valor de porosidad será en gran medida correcto si sólo hay presencia de arenisca, caliza y/o dolomía. Esta característica de la combinación de registros de densidad y de neutrón, además del hecho de que se usa también como detector de gas, la ha convertido en una combinación de registros muy popular.

6.1.10.2 Gráfica densidad-sónico Las gráficas de interrelación sónicas Δt, en función de la densidad ñb ó ØD, tienen una baja resolución con respecto a la porosidad y a la roca de yacimiento (arenisca, caliza, dolomía), pero son muy útiles en la determinación de algunos minerales de evaporita. Como se puede observar en la gráfica de corrección* CP-7, un error en la selección del par de litologías del grupo arenisca-caliza-dolomía puede provocar otro error considerable en la porosidad. Por otro lado, un error, ya sea en la medición del tiempo de tránsito o la densidad, puede dar lugar a otro importante en los análisis de porosidad y litología. La buena resolución para la sal, el yeso y la anhidrita en la gráfica aparece en la amplia separación de los puntos de mineral correspondientes.

6.1.10.3 Gráfica neutrón-sónico La gráfica de corrección* CP-2a es una gráfica de Δt en función de la porosidad SNP. Como en el caso de las gráficas sónica vs densidad, la resolución entre las litologías de arenisca, caliza y dolomía es buena, y los errores en la selección del par de litología tendrán sólo un pequeño efecto sobre el valor de porosidad encontrado.

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Sin embargo, se pierde la resolución en presencia de evaporitas. La gráfica de corrección* CP-2c es una gráfica similar de Δt en función de la porosidad del CNL.

consideración. Las distancias desde el punto de registros hasta las puntas de mineral puro se aproximan a las proporciones relativas de los minerales en la matriz.

Las gráficas sónicas* (CP-2 y CP-7) se elaboraron para realizar la transformación lineal de tiempo a porosidad (Wyllie) y la nueva transformada (Raymer, Hunt y Gardner). Las curvas se presentan en azul y rojo, respectivamente. Para identificar el mineral y determinar la porosidad, se ha demostrado que el uso de la transformación nueva es muy apropiado.

Si el valor de porosidad de las gráficas de corrección* CP-16 ó CP-17 es igual al de la gráfica CP-1, la selección de los minerales es correcta y la porosidad está llena de líquido. Si ambos valores son diferentes, la elección de otro par de minerales podría eliminar la diferencia.

6.1.10.4 Gráfica de densidad vs la sección transversal fotoeléctrica

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La curva de índice fotoeléctrico en sección transversal, Pe, es, en sí misma, un buen indicador de la matriz. La porosidad de la formación la modifica ligeramente, sin embargo, el efecto no es tan grande como para impedir una correcta identificación de la matriz al examinar litologías simples (matriz de un solo mineral). El líquido dentro de los poros afecta muy poco a Pe. Es posible utilizar la densidad graficada en función del factor fotoeléctrico (gráficas de corrección* CP-16 y CP-17) para determinar la porosidad e identificar el mineral en una matriz de un solo mineral. También pueden utilizarse las gráficas para determinar la porosidad y las fracciones de cada mineral en una matriz de dos minerales donde se conozcan estos últimos. Para utilizar las gráficas, deben seleccionarse los minerales conocidos que, se supone, se encuentran en la matriz. Entonces, se traza una línea que pase por el punto de registro y una los puntos de igual porosidad que corresponden a los minerales en consideración. Las puntas corresponden a matrices de mineral puro. Las líneas son aproximaciones de porosidad constante para cualquier mezcla de matriz de los dos minerales en *Log Correction Charts, Schlumberger

Si se conoce qué par de minerales está presente en la matriz, y la porosidad ρb-ØN es menor que la porosidad ρ b-Pe, puede sospecharse que hay presencia de gas. La localización del punto de registro en la línea de porosidad del diagrama ρb-Pe permite el cálculo de la densidad de la matriz (mezcla de dos minerales en proporciones conocidas). Si ρmaa (tomado del diagrama de ρb-ØN) es menor que ρmaa (del diagrama de ρb-Pe), se confirma la presencia de gas.

6.1.10.5 Gráfica del registro de espectroscopía de rayos gamma Ya que algunos minerales tienen concentraciones características de Torio, Uranio y Potasio, es posible usar el registro NGT para identificar minerales o tipos de minerales. La gráfica de corrección* CP-19 compara el contenido de Potasio con el de Torio en varios minerales y se puede utilizar en la identificación de minerales al tomar valores directamente de las curvas registradas del NGT. Por lo general, el resultado es ambiguo y se requieren otros datos. El Pe se utiliza en especial con las proporciones de las familias radioactivas: Th/K, U/K y Th/U. Hay que tener cuidado al trabajar con estas proporciones, porque éstas no son las de los elementos dentro de la formación, sino más bien son las de los valores grabados en el registro NGS, ignorando las unidades de medición.

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Se han elaborado gráficas que permiten que Pe se compare con el contenido de Potasio (gráfica de corrección* CP-18, parte superior), o con la proporción de Potasio a Torio (gráfica de corrección* CP-18, parte inferior). Los elementos de las tres familias radiactivas que se presentan con mayor frecuencia son: • Potasio: micas, feldespatos, arcillas micaceas (ilita), evaporitas radiactivas. • Torio: lutitas, minerales pesados. • Uranio: fosfatos, materia orgánica. La importancia del tipo de radiación depende de la formación donde se encuentre. En los carbonatos, el Uranio indica por lo general la presencia de materia orgánica, fosfatos y estilolitos. Los niveles de Torio y Potasio son representativos del contenido de arcilla. En las areniscas, el nivel de Torio se determina gracias a los minerales pesados y el contenido de arcilla. Por lo general, el Potasio, se encuentra en micas y feldespatos. En las lutitas, el contenido de Potasio indica el tipo de arcilla y la presencia de mica. El nivel de Torio depende de la cantidad de material detrítico o el grado de arcillosidad. Las altas concentraciones de Uranio en una lutita sugieren que ésta es una roca generadora. En las rocas ígneas, las proporciones relativas de las tres familias radiactivas son una indicación del tipo de roca. Las proporciones Th/K y Th/U revisten particular importancia. Los minerales radiactivos que se encuentran en la formación dependen, hasta cierto punto, del modo de sedimentación. También son factores de influencia el modo de transportación y el grado de reinstalación y alteración. Por ejemplo, ya que el Torio tiene una solubilidad muy baja, muestra un grado de movilidad bastante bajo y tiende a acumularse con minerales pesados. Por otro lado, el Uranio tiene mayores índices de solubilidad y movilidad, por lo que *Log Correction Charts, Schlumberger

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se encuentran altas concentraciones en planos de fallas, fracturas y formaciones donde ha habido flujo de agua. Del mismo modo, pueden acumularse altas concentraciones en las capas permeables y en las tuberías y el revestimiento de pozos petroleros en explotación. Los depósitos químicos en el mar se caracterizan por un contenido radiactivo muy bajo, sin que ninguna de las tres familias presente una contribución de importancia. Con frecuencia se indican las zonas meteorizadas por medio de los cambios pronunciados en el contenido de Torio y Potasio de la formación, pero manteniendo una proporción Th/K más o menos constante.

6.1.10.6 Efecto de la arcillosidad en las gráficas La arcillosidad produce un cambio de punto en dirección al llamado punto lutita en la gráfica. El punto lutita se encuentra al graficar los valores medidos (ρsh, ØNsh, tsh) que se observan en las capas arcillosas. Por lo general, el punto lutita se localiza en el cuadrante sureste de las gráficas neutrón-densidad y sónica-densidad, al noreste, en el neutrón-sónico, y en la parte inferior central de la gráfica de densidad fotoeléctrica en sección transversal. Sin embargo, estos valores de lutita quizá sólo se aproximen a los parámetros del material arcilloso dentro de las capas permeables.

6.1.10.7 Efecto de la porosidad secundaria en las gráficas Los registros sónicos responden a la porosidad secundaria de manera diferente a como lo hacen los registros de neutrón y de densidad. Los primeros ignoran en gran medida la porosidad de cavidades y las fracturas y responden básicamente a la

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porosidad intergranular. Las herramientas de neutrones y de densidad responden a la porosidad total.

directamente en la gráfica quizá sea muy baja. Sin embargo, la indicación litológica también puede estar equivocada.

Las gráficas proporcionan la porosidad total. De este modo, en el caso de gráficas que incluyen el registro sónico, la porosidad secundaria desplaza los puntos de la línea de litología correcta y dan una indicación un poco menor a la porosidad total.

Se obtienen los desplazamientos de hidrocarburos (Δρb)h y (ΔØN)h por medio de: (Δρb)h = AØShr

En las formaciones de carbonatos limpias y llenas de líquido, de las que además se conocen sus parámetros de matriz, puede calcularse un índice de porosidad secundaria (IØsec) como la diferencia entre la porosidad total, determinada con base en los registros de neutrón y/o de densidad, y la porosidad del registro sónico.

En el caso de formaciones que contienen petróleo:

Ec. 6.1.10.7.1

A = (1.19 - 0.16Pmf ) ρmf - 1.19ρh - 0.032

IØsec = Øt - Øs

(ΔØN)h = -BØShr – ΔØNex Ec. 6.1.10.8.2 Donde Δ ØN ex es el efecto de excavación (discutido en el apartado 6.10.3).

Ec. 6.1.10.8.3

Donde: 212

Ec. 6.1.10.8.1

IØsec es el índice de porosidad secundaria Øt

es la porosidad total

Øs

es la porosidad del registro sónico

Algunas veces un índice de porosidad secundaria relativa se calcula como la relación entre el índice absoluto, definido anteriormente, y la porosidad total.

6.1.10.8 Efecto de los hidrocarburos en las gráficas Los hidrocarburos gaseosos o ligeros provocan que la porosidad aparente del registro de densidad aumente (que el volumen total disminuya) y la porosidad del registro de neutrones disminuya. En una gráfica neutrón densidad, esto acarrea un desplazamiento (desde el punto con líquido de la misma porosidad) hacia arriba y a la izquierda, casi paralelo a las líneas de isoporosidad. Si no se efectúa una corrección con respecto al gas, la porosidad que se lee

En el caso de formaciones que contienen gas: A = (1.19 – 0.16Pmf ) ρmf – 1.33ρh Ec. 6.1.10.8.4 B = 1 – ((ρ h + 0.30) / ρmf(1 – Pmf )) Ec. 6.1.10.8.5 Donde: Shr = saturación residual de hidrocarburos.

ρh = densidad de hidrocarburos en gramos por centímetro cúbico.

ρ mf = densidad de filtrado de lodo en gramos por centímetro cúbico.

Pmf = salinidad de filtrado en partes por millón de NaCI. El gas también desplazará los puntos en una gráfica sónico neutrón debido a la disminución en ØN. Del mismo modo, el gas modificará puntos en una gráfica sónico – densidad, como resultado del aumento en ØD, ya que hay presencia de gas. En formaciones

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no compactadas, también puede aumentar la lectura de Dt por el efecto del gas. Los cambios de hidrocarburos en formaciones con presencia de petróleo, por lo general no revisten importancia. En formaciones limpias, pueden leerse las porosidades directamente de la escala de porosidad en la gráfica.

6.1.10.9 La gráfica M-N En mezclas minerales más complejas, se facilita la interpretación de la litología gracias al uso de la gráfica M-N. Ésta combina los datos de los tres registros de porosidad para proporcionar las cantidades M y N que dependen de la litología. M y N son sólo las pendientes de las líneas individuales de litología en las gráficas sónico-densidad y neutrón-densidad respectivamente.

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supongamos que una mezcla de roca muestra N = 0.59 y M = 0.81; en la Figura 6.1.10.9.1 este punto cae dentro de un triángulo definido por los puntos calizadolomía-cuarzo. Por lo tanto, en la mayoría de los casos se interpretaría que dicho punto representa una mezcla de caliza, dolomía y cuarzo. Sin embargo, también podrá tratarse de una mezcla de dolomía-cuarzo-yeso o con menor probabilidad, una mezcla de dolomía-cuarzo y yeso, ya que el punto también se encuentra en dichos triángulos. La combinación seleccionada dependería de la probabilidad geológica de que se presentara en la formación.

Así, M y N son esencialmente independientes de la porosidad, por lo que con la gráfica es factible identificar la litología.

213

M y N se definen como:

Ec. 6.1.10.9.1

Ec. 6.1.10.9.2 En el caso de lodos dulces, tf = 189, ρf = 1 y ØNf = 1 La porosidad del neutrón se expresa en unidades de porosidad de caliza. Se utiliza el coeficiente 0.01 para hacer los valores de M compatibles con la escala de N. La gráfica de corrección CP-8 se utiliza para el CNL y la CP-9 para el APS. Los puntos para una mezcla de tres minerales se graficarán dentro del triángulo que se forma al conectar los tres puntos respectivos de un solo mineral. Por ejemplo, *Log Correction Charts, Schlumberger

Figura 6.1.10.9.1. La gráfica M-N muestra los puntos para varios minerales (se calcula N por medio del registro neutrónico SNP). Las flechas muestran la dirección de los cambios provocados por lutita, el gas y la porosidad secundaria.

La porosidad secundaria, la arcillosidad y la presencia de gas cambiarán la posición de los puntos con respecto a su litología real, incluso pueden provocar que los puntos M-N se grafiquen fuera del área triangular definida por los componentes minerales primarios.

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Las flechas en la Fig. 6.1.10.9.1 indican cómo la presencia de cada mineral determina la dirección de desplazamiento de los puntos. En el caso de la lutita, la flecha resulta ilustrativa sólo porque la posición del punto de la lutita variará con el área y la formación. En combinación con las gráficas de interrelación que usan otros pares de registros de porosidad y mediciones sensibles a la litología, la gráfica de M-N contribuye a la selección de la litología probable. Se necesita esa información para la determinación final de las fracciones de porosidad y litología.

6.1.10.10 La gráfica MID También pueden obtenerse indicaciones de la litología, el gas y la porosidad secundaria al utilizar el registro de identificación de matriz (MID).

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Para utilizar el registro MID, se necesitan tres datos. Primero, se debe determinar la porosidad total aparente, Øta, por medio de las gráficas neutrón-densidad y neutrónsónico (curvas rojas) más apropiadas (gráficas de corrección CP-1 y CP-2).

Donde:

ρb : densidad total tomada del registro de densidad.

t : tiempo de tránsito a intervalos tomado del registro sónico.

ρf : densidad del fluido de los poros. tf : tiempo de tránsito del fluido de los poros. Øta : porosidad total aparente. c : constante (c ≅ 0.68). La porosidad total aparente no es necesariamente la misma en las ecuaciones. Para la ecuación de tmaa, se usa el valor obtenido de la gráfica neutrón-sónico (gráfica de corrección CP-2). Para la ecuación ρmaa se usa el valor obtenido de la gráfica neutrónica de densidad (gráfica de corrección CP-l).

Para graficar los datos localizados sobre la curva de la arenisca en dichos diagramas, se define la porosidad total aparente por medio de una proyección vertical.

Puede utilizarse la gráfica de corrección CP-14 para resolver de manera gráfica ρmaa y tmaa, recurriendo a la relación empírica entre tiempo de tránsito y porosidad observada en el campo. La mitad noreste (parte superior a la derecha) de la gráfica da la solución del tiempo de tránsito aparente tmaa. La mitad suroeste (parte inferior izquierda de la misma gráfica) resuelve la densidad granular aparente de la matriz, ρmaa.

Después, se calculan un tiempo aparente de tránsito de matriz, tmaa y una densidad granular aparente ρmaa:

La gráfica del tiempo de tránsito aparente por intervalos de la matriz y la densidad granular aparente en la gráfica MID Ec. 6.1.10.10.1

*Log Correction Charts, Schlumberger

Relación de tiempo promedio

Ec. 6.1.10.10.2

Relación observada en Campo

Ec. 6.1.10.10.3

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identificarán la mineralogía de la roca por su proximidad a los puntos marcados en el diagrama. En la gráfica de corrección CP15, los minerales de matriz más comunes (cuarzo, calcita, dolomita, anhidrita) se grafican en las posiciones señaladas. Las mezclas minerales se grafican en sitios entre los puntos correspondientes de minerales puros. Quizá se observen las tendencias litológicas al graficar muchos niveles sobre una zona y estudiar cómo se agrupan en la gráfica con respecto a los puntos de minerales. La presencia de gas cambia los puntos graficados al noreste de la gráfica MID. Los cambios de los puntos de porosidad secundaria van en dirección del t maa disminuido; esto es, a la izquierda. Para el registro SNP, las lutitas tienden a graficarse en la región que está a la derecha de la anhidrita en la gráfica MID. Para el registro CNL, las lutitas tienden a graficarse en la región superior al punto de anhidrita. El azufre se grafica al noreste del diagrama Δ tmaa = 122 y ρmaa = 2.02. Así, la dirección hacia el punto de azufre desde el grupo de cuarzo, calcita, dolomita y anhidrita es casi igual a la del desplazamiento por causa del gas. El yeso se grafica al suroeste. El concepto de la gráfica MID es similar al de la gráfica M-N. Sin embargo, en lugar de tener que calcular valores de M y N, se obtienen los valores de ρ maa y t maa de la gráfica de corrección CP-14. Para obtener resultados más exactos, se deben comparar las profundidades de las lecturas de registros y corregir por efecto de agujero, etc. Puede detectarse la necesidad de dichas correcciones en la tendencia que muestran los puntos en la gráfica MID. 6.1.10.11 La gráfica MID ρmaa vs Umaa Otra técnica de graficación para identificar la litología utiliza datos que se obtienen del *Log Correction Charts, Schlumberger

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registro de lito-densidad. Esta técnica representa la densidad granular aparente de la matriz, ρ maa, y la sección transversal volumétrica y aparente de la matriz. Umaa (en barnios por centímetro cúbico). La densidad granular aparente de la matriz se obtiene en la forma que se describió al estudiar la gráfica MID. Se utilizan las gráficas de corrección CP-1 y CP-14 en esta determinación. La sección transversal volumétrica aparente de la matriz se calcula con base en el índice de la sección transversal fotoeléctrica y a las mediciones de la densidad total.

Ec. 6.1.10.11.1 Donde: Pe factor de absorción fotoeléctrica.

ρe densidad de electrones. Øta porosidad total aparente. Ut

sección transversal volumétrica total

La porosidad total aparente puede calcularse con base en la gráfica de densidad del neutrón si la formación está saturada de líquido. La gráfica de corrección CP-20 muestra una versión simplificada. La Tabla 6.1.10.11.1 muestra el índice de absorción fotoeléctrica, la densidad total y la sección transversal volumétrica de los minerales y fluidos comunes. En caso de los minerales, el valor descrito es el de matriz (ρma, Uma). En el caso de los fluidos, se da el valor de fluido (ρ f, U f). La gráfica de corrección CP-21 muestra la ubicación de dichos minerales. En el diagrama de ρmaa en función de Umaa, el triángulo que abarca los tres minerales de matriz común de cuarzo, calcita y dolomita se ha graduado de acuerdo con los porcentajes de cada mineral. Por ejemplo, un

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punto que muestra una densidad granular aparente de la matriz de 2.76 g/cm3 y una sección transversal volumétrica de 10.2 barnios/cm3 se definirá en el diagrama como 40% de calcita, 40% de dolomita y 20% de cuarzo, si no existen otros minerales y los poros están saturados de líquido. En esta gráfica doble, la saturación de gas desplaza puntos a la parte superior del diagrama y los minerales pesados desplazan los puntos a la derecha. Las arcillas y lutitas se grafican debajo del punto de dolomita.

6.1.10.12 Mezclas complejas de litología

216

Si además de la porosidad, la matriz es una mezcla desconocida de dos minerales conocidos, entonces se requieren dos ecuaciones independientes (dos registros) para hallar las dos incógnitas (en este caso, la porosidad y las fracciones de minerales). Por ejemplo, una mezcla de caliza y dolomita, podría usarse la combinación del registro de neutrón y de densidad. Sus respuestas a la porosidad y la litología son:

ρb=Øρf + (1-Ø) (LρmaL + DρmaD) Ec. 6.1.10.12.1

ØN= Ø Øf+ (1-Ø) (LØmaL + DØmaD) Ec. 6.1.10.12.2 Donde:

ρb y ØN son la densidad total y la porosidad de caliza aparente medidas con base en los registros de densidad y neutrón, respectivamente.

ρf y Ø f son los índices de densidad e

Hidrógeno del fluido que satura los poros estudiados por medio de los registros de neutrón y de densidad.

Ø es la porosidad.

ρmaL y ρmaD son las densidades de matriz de la caliza y la dolomía, respectivamente.

*Log Correction Charts, Schlumberger

Figura 6.1.13. Índice de absorción fotoeléctrica, la densidad total y la sección transversal volumétrica de los minerales y fluidos comunes.

ØmaL y ØmaD son las porosidades de matriz de la caliza y la dolomía. L y D son las fracciones de caliza y dolomía en la mezcla de la matriz de roca. Existen tres incógnitas en las dos ecuaciones anteriores: Ø, L y D. Sin embargo, ya que las fracciones minerales de la matriz de roca deben ser iguales a la unidad, la fracción de dolomía podría expresarse en función de la fracción de caliza como D = 1 - L, reduciendo así a dos el número de incógnitas en las ecuaciones anteriores, o podría incluirse una tercera ecuación de balance de materia para L + D = 1. En cualquier caso, es posible encontrar la solución de Ø, L y D, ya que el número de ecuaciones (y mediciones independientes de registro) igualan el número de incógnitas. Los distintos diagramas de interrelación que grafican un registro en función de otro son sólo soluciones gráficas aproximadas de las respuestas de los registros que se utilizan para determinar la porosidad y la litología. Las gráficas de corrección CP-1, CP-2, CP-7, CP-16 y CP-17 son algunos ejemplos. Éstos también pueden utilizarse cuando la matriz de roca se compone de un mineral desconocido, aunque sea uno solo. El

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problema es igual, dos ecuaciones y dos incógnitas. En este caso, las incógnitas son la identificación de la porosidad y los minerales (esto es, sus características de ρma y Øma) Se conocen supuestamente los ρma y Øma de la mayoría de los minerales que se espera encontrar en las rocas sedimentarias. Cuando existen más incógnitas, como en una matriz de roca compuesta de tres minerales, se necesita otra ecuación independiente (o medición de registro). Puede agregarse el registro sónico a la combinación sónica de densidad. La ecuación es, entonces, adecuada para la mezcla calizadolomita-cuarzo:

ρb = Øρf + (1-Ø) (LρmaL + DρmaD + SρmaS ) Ec. 6.1.10.12.3

ØN= ØØf + (1-Ø) (LØmaL + DØmaD + SØmaS) Ec. 6.1.10.12.4

t = Ø tf + (1-Ø) (LtmaL + ØtmaD + StmaS) Ec. 6.1.10.12.5

1=L+D+S

Ec. 6.1.10.12.6

La solución simultánea de las cuatro ecuaciones proporciona los valores de las cuatro incógnitas (L, D, S y Ø). La gráfica MN (gráfica de corrección CP-8), la gráfica MID de ρmma en función de tmaa (gráfica de corrección CP-15) y la gráfica de identificación de matriz ρ mma en función de U maa son soluciones gráficas para sistemas de cuatro ecuaciones y cuatro incógnitas. Pueden analizarse mezclas aun más complejas al agregar más ecuaciones (mediciones de registro). Por supuesto, las mediciones adicionales de registros deben responder a los mismos (aunque no necesariamente todos) los parámetros físicos *Log Correction Charts, Schlumberger

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desconocidos. No deberían agregarse incógnitas adicionales al problema. No es fácil desarrollar técnicas gráficas que puedan resolver sistemas de cinco, seis y más ecuaciones simultáneas para los casos de una gran cantidad de parámetros petrofísicos secundarios. Dichos problemas se resuelven más fácilmente por medio de programas ya elaborados de computadora en los centros de procesamiento, o con nuevas mediciones como el ECS.

6.2 Registros de Densidad y LitoDensidad 6.2.1 Introducción El equipo de densidad (FDC) es una herramienta nuclear para registros en pozos, desarrollada para obtener la densidad de la formación e inferir, con base en ella, la porosidad, presencia de gas, evaluación de arenas con arcilla y de litologías complejas, cálculo de presión de sobrecarga y propiedades mecánica de la roca. En el caso de la herramienta de litodensidad (LDT), ésta hace una identificación litológica por medio de la medición del índice de absorción fotoeléctrica, el cual es la cuantificación de la capacidad del material de la formación de absorber radiación electromagnética, mediante el mecanismo de absorción fotoeléctrica. Este parámetro es función directa del número atómico promedio de la formación (Z) y depende poco de la porosidad y del fluido existente. El sistema de medición consta de una fuente radiactiva y dos detectores montados en un patín, el cual los mantiene pegados a la formación con un brazo mecánico, eliminando mucho del efecto del pozo sobre la medición, el cual es originado por el lodo de perforación presente entre la formación y el sistema de medición (Figura 6.2.1.1).

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electrones por centímetro cúbico) de la formación. La densidad de los electrones está relacionada con el volumen de densidad real, rb, que a su vez depende de la densidad del material de la matriz de la roca, la porosidad de la formación y la densidad de los fluidos que llenan los poros. La relación entre la densidad y el conteo es inversa, es decir, conforme se incrementa la densidad, el conteo disminuye, y viceversa. Aunque la densidad se puede derivar del conteo de un solo detector, el sistema de dos detectores se usa para que, con el conteo del segundo detector, se corrija la medición por el efecto adverso del enjarre o la rugosidad del pozo.

218

Figura. 6.2.1.1 Herramienta de densidad compensada

La cápsula radiactiva emite hacia la formación rayos gamma de energía constante (662 Kev), los cuales, dado el nivel de energía con que son emitidos, interactúan con los diferentes componentes de las rocas, principalmente mediante la dispersión Compton. Después de sufrir varias dispersiones, los rayos gamma regresan al pozo, en donde son contados por los detectores. Puesto que el conteo obtenido para cierto nivel de energía es función del número de electrones por centímetro cúbico, y éste se puede relacionar con la densidad real del material existente entre la fuente y el detector, es posible determinar la densidad en función del conteo de los detectores. El número de colisiones en el efecto Compton está directamente relacionado con el número de electrones de la formación. En consecuencia, la respuesta de la herramienta de densidad está determinada esencialmente por la densidad de los electrones (número de

Si se tiene una formación homogénea y un contacto perfecto entre el patín y la pared del pozo, las densidades medidas con los dos detectores son iguales (ρ LS ≠ ρ SS), si las densidades obtenidas son diferentes (ρLS ≠ ρSS), se requiere hacer una corrección (Δρ), la cual se calcula en función de la diferencia de las dos densidades: Δρ = F(ρLS- ρSS). La densidad corregida por el efecto de pozo se obtiene sumando esta corrección a la densidad medida con el detector más lejano a la fuente, ya que la medición del detector cercano está más afectada por el pozo (ρb = ρLS + Δρ). En el equipo PGT (obsoleto), la densidad se obtenía contando todos los rayos gamma con energía sobre 100 KeV (se bloqueaban con una pantalla de Cadmio) que llegaban a los detectores, mientras que en el LDT, los rayos gamma se separan en canales diferentes (ventanas), de acuerdo con su nivel de energía. Los conteos en las ventanas de altas energías del detector lejano se usan para evaluar la densidad de la formación, ya que la dispersión Compton es el efecto predominante a este nivel. Por otro lado, existe en el mismo detector una ventana de baja

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energía en la cual, por el nivel considerado, los rayos gamma están fuertemente sujetos a la absorción fotoeléctrica. El conteo en esta ventana se utiliza para evaluar el índice de absorción fotoeléctrica (PEF).

6.2.1.1 Aplicaciones del registro FDC y LDT

Fig. 6.2.2.1.1 Efecto Ferroeléctrico

Determinación de la porosidad, suponiendo conocidas la litología y el fluido existente en los poros.

Detección de gas cuando se combina con el CNL.

Identificación de la litología:

Usando gráficas de interrelación con otros registros (CNL, BHC).

Usando directamente las curvas ρb y PEF.

6.2.2 Interacciones de los rayos gamma con la materia

Fig. 6.2.2.2.2 Efecto Comptón

Existen tres mecanismos por los cuales los rayos gamma pierden su energía cuando interaccionan con la materia: efecto fotoeléctrico, efecto Compton y producción de pares.

6.2.2.1 Efecto fotoeléctrico

Fig. 6.2.2.3.1 Producción Pares

Este se presenta cuando un rayo gamma transfiere todo su energía a un electrón orbital de un átomo (Figura 6.2.2.1.1), esto ocurre cuando la energía del fotón es menor de 100 KeV. Como el fotón es únicamente energía, simplemente desaparecerá y como la energía impartida al electrón orbital es cinética, el electrón será sacado de su órbita, emitiéndose un rayo X fluorescente, cuando la vacante es ocupada por un electrón de una orbita superior.

6.2.2.2 Efecto Compton En este caso se tiene sólo una pérdida parcial de energía, se presenta principalmente en el rango de 65 KeV a 2 MeV, el rayo

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gamma interactúa con un electrón orbital transfiriendo parte de su energía y cambiando de dirección, es decir, que sale dispersado (Figura 6.2.2.2.2). El electrón liberado produce ionización secundaria y el fotón continuará perdiendo energía a través de otras interacciones Compton, hasta desaparecer por efecto fotoeléctrico.

6.2.2.3 Producción de pares Este tipo de interacción es más rara que las anteriores. De hecho, es imposible, a menos que el rayo gamma tenga cuando menos 1.02 MeV y sólo se vuelva importante para energías de 2 MeV o más. En la producción de pares, un fotón gamma se aniquila en la vecindad del núcleo, originando la creación de un electrón y un positrón, cuya masa se creará a partir de la energía del fotón (m = E/C2). 220

Si el fotón tiene más de los 1.02 MeV de energía requeridos para crear la masa de las dos partículas, el excedente se transformará en la energía cinética del electrón y el positrón, los cuales viajarán produciendo pares de iones secundarios, hasta perder toda su energía cinética. Al encontrar el positrón una carga opuesta (electrón), ambos se atraerán y se aniquilarán entre sí, convirtiéndose la masa de cada uno en energía pura, generando dos rayos gamma de aniquilación de 0.51 MeV.

6.2.3 Principio de medición Para obtener la densidad de la formación y el índice de absorción fotoeléctrica, el equipo FDC y LDT usa una fuente radiactiva emisora de rayos gamma.

6.2.3.1 Medición de la densidad El principio físico de la herramienta FDC y LDT para medir la densidad es la interacción con la formación de los rayos gamma de energía media (662 KeV). Con este nivel de

energía, la interacción se debe principalmente a la dispersión Compton con los electrones orbitales. El número de dispersiones que ocurran estará directamente relacionado con el número de electrones en la formación, por lo que la respuesta del FDC y LDT dependerá esencialmente de la densidad electrónica (ρe) del material de la formación, por lo que se deberá obtener una relación entre la densidad electrónica y la densidad verdadera. Para obtener la relación entre ρ e y la densidad que mide la herramienta (ρ b), llamada densidad aparente, se usa una fórmula estándar que relaciona la densidad real con las densidades de la matriz (ρm), del fluido (ρf) y la porosidad (Ø): Tomando una matriz caliza, saturada completamente de agua, y ajustando para que la densidad medida por la herramienta (ρb) sea igual a la densidad verdadera (ρ e), tendremos: ρb=ρe en una caliza saturada de agua. Generalmente, las diferencias entre ρe y ρ b son pequeñas en las matrices de cero porosidad. La Figura 6.2.3.1.1 muestra la magnitud de las correcciones que se deben aplicar a las densidades aparentes para obtener las verdaderas.

6.2.3.2 Ventanas de energía La Figura 6.2.3.2.1 es el espectro típico de los rayos gamma a cierta distancia de la fuente. Los gamma de energía media de la zona B son los que han sufrido dispersión Compton, mientras que en la zona A se tiene lo correspondiente a la absorción fotoeléctrica. Como lo marcan las flechas, este espectro se modifica con los cambios de la densidad y del número atómico. Para medir la densidad se usa el conteo de los gamma que han sufrido dispersión Compton. En el equipo PGT, todos los gamma con energía inferior a 100 KeV eran bloqueados con una pantalla de

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Fig. 6.2.3.1.1. Correcciones a la ñ del registro

Cadmio y se contaban indistintamente todos los gamma con energías superiores a este nivel. Por su número atómico alto, el Cadmio absorbe todos los gamma con energías inferiores a 100 KeV.

Los detectores son del tipo proporcional y, mediante una cuidadosa discriminación, los gamma son separados en bandas o ventanas de energía bien definidas (Figura 6.2.3.2.2 y Figura 6.2.3.2.3).

En el LDT, la pantalla colocada sobre el detector es de Berilio, el cual, debido a su bajo número atómico (4), es prácticamente transparente para los rayos gamma.

6.2.3.3 Gráfica de columna y costillas

Fig. 6.2.3.2.1. Espectro de Energía de los Rayos

El primer efecto por el cual se compensa la medición de esta herramienta es el debido

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al enjarre interpuesto entre el patín y la formación. Esta compensación se basa en la diferente sensibilidad al enjarre de los dos detectores. El procedimiento de compensación inicia con una estimación de las densidades aparentes, medidas por los dos detectores en condiciones de no enjarre, para las cuales las densidades deben ser iguales (ρLS = ρSS) y corresponder a la densidad de la formación, definiéndose una línea recta denominada columna (Figura 6.2.3.3.1).

Fig. 6.2.3.2.2. Ventana Long Spacing (LS)

Si existe discrepancia entre las densidades de los dos detectores (ρLS - ρSS), se calculará una corrección (Δρ), la cual se sumará a la respuesta del detector lejano (ρLS-Δρ).

222

Para medir esta corrección, se hicieron muchas mediciones de laboratorio en bloques de referencia, usando varios enjarres artificiales de diferentes composiciones, densidades y espesores. Con los datos obtenidos de estas mediciones, se generaron unas curvas (costillas) que salen de la columna en el punto correspondiente al valor de la densidad de la formación, alejándose de ésta al aumentar el espesor del enjarre y regresando a la columna en el punto correspondiente al valor de la densidad del enjarre, cuando el espesor de éste es tal, que los dos detectores miden solamente enjarre.

Fig. 6.2.3.2.3. Ventana Short Spacing (SS)

la densidad de la matriz (ρ b). Observe que cuando ρmc es mayor que ρ b, el conteo de ambos detectores decrece y la curva de enjarre cae hacia abajo a la izquierda de la columna, por lo que, dependiendo de la densidad del enjarre con respecto a la matriz, la costilla puede quedar a la izquierda o a la derecha de la columna.

Así pues, tenemos que la columna representa la respuesta de la herramienta cuando no hay enjarre ni rugosidad. Cuando no es así, la respuesta del equipo se alejará de la columna conforme aumenta el espesor del enjarre, siguiendo la costilla a partir de la cual es posible obtener la corrección Δρ que se debe aplicar. La densidad ya compensada corresponde a la intersección de la columna con la costilla. En la Figura 6.2.3.3.2 se muestra lo observado con tres valores diferentes de la densidad del enjarre, manteniendo constante

Fig. 6.2.3.3.1. Gráfica básica de columna y costilla

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En la Figura 6.2.3.3.3 se muestran las costillas para cuatro diferentes densidades de formación y varios enjarres de laboratorio. Las desviaciones de la costilla promedio y, por lo tanto, los errores, llegan a ser más notables para las formaciones de alta densidad (bajas porosidades), cuando los enjarres contienen 30 ó 40% de barita y tienen ¾” de espesor o más y cuando ρmc se aproxima a ρb. 6.2.3.4 Teoría de medición de la litología Fig. 6.2.3.3.2 Ejemplos de varias costillas

Es muy conveniente el hecho de que, para cada valor de ρb, se pueda hacer coincidir la forma de todas las costillas situadas a un lado de la columna, para los rangos normales de espesor y densidad de enjarre, por lo que los cambios de ρmc y hmc se pueden agrupar en una sola variable, que corresponderá, en su pendiente y forma, a la de una costilla promedio; la cual, dentro de estos rangos normales, será la más representativa de todas, siendo entonces posible que, sin conocer ρmc y hmc, se puedan usar los conteos de los dos detectores para obtener el valor correcto de la densidad.

El principio físico usado para obtener el índice de absorción fotoeléctrica (PEF) es la reacción con la formación por medio de la absorción fotoeléctrica de los rayos gamma de la fuente del registro. A bajas energías, este fenómeno ocurre cuando un gamma transmite toda su energía a uno de los electrones del átomo sacándolo de su orbita. Mientras más estrechamente esté ligado el electrón al átomo, mayor es la probabilidad de que haya una absorción fotoeléctrica, por lo que este fenómeno involucra principalmente a los electrones de las capas más internas, y la sección transversal por electrón será función de la distancia al núcleo, pudiendo entonces postularse una sección transversal por átomo (t), la cual, obviamente, será función del número de electrones en el átomo y, consecuentemente, del número atómico (z) del elemento. De acuerdo con lo anterior, cada elemento tiene una sección transversal característica, por lo que puede inferirse la litología de una formación con base en los conteos de baja energía en los detectores.

6.2.3.5 Efecto del lodo con barita

Figura 6.2.3.3.3 Columna y costillas para varias densidades y enjarres

La barita es un mineral pesado que se usa frecuentemente en el lodo de perforación. Tiene una sección transversal fotoeléctrica muy grande (266), comparada con las de los minerales comúnmente encontrados en las formaciones, cuyos valores están entre de 2 y 5.

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Los parámetros de la barita (SO4 Ba) son: a) densidad 4.48 gr/cc, b) número atómico 46.20, c) PEF de 266.6. Su efecto en la medición del LDT será el de desplazar el umbral del inicio de la absorción fotoeléctrica hacia arriba en el espectro de energía (Fig. 6.2.3.5.1). Cualquier lodo adicionado con barita dará una curva PEF completamente absurda. La medición de la densidad se corrige automáticamente para pequeñas cantidades de barita por medio de la corrección por absorción fotoeléctrica.

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Tabla 6.2.4.1 Valores de densidad y factor fotoeléctrico

Figura 6.2.3.5.1 Efecto de la barita sobre el PEF

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Figura 6.2.4.2. Valores de densidad y factor fotoeléctrico de formaciones tipicas

Figura 6.2.4.3. Valores de seccion transversal de elementos

6.2.4 Datos para la medición del Pe (PEF) El Pe puede determinarse fácilmente para cualquier litología, suponiendo que está formado por contribuciones elementales. La medición es prácticamente independiente de la porosidad y del fluido alojado en ella. Otra forma de uso es expresarlo en forma volumétrica, esto es: U = Peρe

Ec. 6.2.4.1

6.2.5 Presentación del registro La información del registro se presenta como se muestra en la Figura 6.2.5.1. La curva de densidad total, ρb, se registra en las pistas 2 y 3 con una escala de densidad lineal en gramos por centímetro cúbico. También puede registrarse una curva de porosidad opcional en los carriles 2 y 3. Esta es una solución continua de la ecuación 6.2.4.1, usando valores preestablecidos de ρ ma y ρ f seleccionados de acuerdo a las condiciones que se presenten.

El Δρ (que indica cuanta compensación de densidad se ha aplicado para corregir el efecto de enjarre y la rugosidad del agujero), por lo general se registra en el carril 3. El calibre se registra en el carril 1. En este carril también puede registrarse simultáneamente una curva de rayos gamma (GR). Si se corre un registro de neutrón compensado en combinación con el registro FDC, también se graban en los carriles 2 y 3.

6.2.6 Calibración Los estándares de calibración primarios para la herramienta FDC son formaciones de laboratorio de caliza saturadas con agua dulce y de mucha pureza y densidades conocidas. Los estándares secundarios (calibración en taller) son grandes bloques de aluminio y azufre en los que se introduce la sonda. Estos bloques son de un diseño geométrico y de una composición conocida y sus características se relacionan con las formaciones de caliza. Para verificar la corrección automática por enjarre se utilizan dos diferentes espesores de enjarre artificiales con los bloques.

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Figura. 6.2.6.1 Registro de Litodensidad

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Finalmente, en el sitio del pozo se utiliza un calibrador para prueba radiactiva que produzca una señal de intensidad conocida para verificar el sistema de detección.

6.2.7 Efecto de agujero La gráfica de corrección Por-15 presenta las correcciones necesarias para tamaños de agujero de hasta 15" en agujeros llenos de lodo y gas. Las correcciones son insignificantes para agujeros con un diámetro menor a 10". La herramienta FDC no siempre sigue el mismo recorrido a lo largo del agujero en subsecuentes corridas. Si las formaciones son bastante heterogéneas y tienen, por ejemplo, más cavernas o fisuras de un lado de la pared del agujero que del otro, las dos corridas pueden variar un poco. Sin embargo, con muy poca frecuencia se encuentran desacuerdos, ya que el cartucho tiende a correr sobre la parte más baja del agujero, que casi nunca es absolutamente vertical.

6.2.8 Densidad de electrones y densidad total El registro de densidad responde a la densidad de electrones de las formaciones. Para una sustancia que consiste de un solo elemento, el índice de densidad de electrones, ρe, está relacionado con la densidad total, ρb:

Tabla 6.2.8.1 A, Z y 2Z/A para diferentes elementos

Donde Σ Z´s es la suma de los números atómicos de los átomos que constituyen la molécula (igual al número de electrones por molécula) y Peso Mol. es el peso molecular. Para la mayoría de los elementos y minerales de la formación, las cantidades entre paréntesis de las dos ecuaciones anteriores se acercan mucho a la unidad (columna 4 de los cuadros 1 y 2). Cuando la herramienta de densidad se calibra en formaciones de caliza saturadas con agua dulce, ρa, como es leída por la herramienta, está relacionada con el índice de densidad de electrones ρe, por:

Ec. 6.2.8.3 Ec. 6.2.8.1 Donde ρ b es la densidad real, Z es el número atómico (número de electrones por átomo) y A es el peso atómico (ρ b/A es proporcional al número de átomos por centímetro cúbico de la sustancia). Para una sustancia molecular, el índice de densidad de electrones se relaciona con la densidad total: Ec. 6.2.8.2 *Log Correction Charts, Schlumberger

Para areniscas, calizas y dolomías saturadas de fluido, la lectura de la herramienta ρa es prácticamente idéntica a la densidad total real ρb. para unas cuantas sustancias, como silvita, sal, yeso, anhidrita, Carbón, y para formaciones que lleven gas, son necesarias las correcciones que se muestran en la Figura 6.2.8 para obtener valores de densidad total a partir de las lecturas del registro de densidad.

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228 Tabla 6.2.8.2. Valores de densidad (electrónica, registro) de formaciones típicas.

6.2.9 Porosidad a partir del registro de densidad Para una formación limpia con una matriz de densidad conocida, ρma, que tenga una porosidad Ø que contenga un líquido de densidad promedio ρf, la densidad total de la formación ρb, será:

ρb = Øρf + (1- Ø) ρma Ec. 6.2.9.1 Para fluidos usuales en poros (excepto gas e hidrocarburos ligeros) y para minerales comunes de las matrices de yacimiento, la diferencia entre la densidad aparente, ρa, que lee el registro de densidad y la densidad total, ρb, es tan pequeña que no se toma en cuenta. De la Ec. 6.2.9.1 extraemos a Ø :

Ec. 6.2.9.2

Figura 6.2.8.1. Corrección necesaria para obtener la densidad de volumen real del registro de densidad

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Donde ρ b = ρ a (con las excepciones observadas). La Tabla 6.2.8.2 presenta valores comunes para ρma. El fluido en los poros de las formaciones permeables, dentro de la zona relativamente poco profunda que investiga la herramienta (cerca de 6"), por lo general es filtrado de lodo, que puede tener una densidad que varía desde valores menores de 1 a más de 1.1, dependiendo de su salinidad, temperatura y presión. La Figura 6.2.9.1 presenta las densidades de soluciones de agua y NaCl a diferentes temperaturas, presiones y salinidades. A 65°F (21.5°C) y a presión atmosférica, la relación entre la salinidad del agua por NaCl y la densidad puede aproximarse con ρw = 1 + 0.63 P, donde P es la concentración de NaCl en partes por millón.

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La gráfica de corrección Por-5 muestra porosidades del FDC contra lecturas ρb para distintas matrices y valores ρf que van de 1 a 1.2.

6.2.10 Efecto de hidrocarburos Si existen hidrocarburos residuales en la región investigada por la herramienta FDC, su presencia puede afectar las lecturas del registro. El efecto del aceite puede no ser notable debido al promedio de densidad del fluido, ρf (de ρo y ρmf) y probablemente todavía será cercano a la unidad. Si hay una considerable saturación de gas residual, su efecto será disminuir la ρa. La Figura 6.2.10.1 muestra las correcciones que deben sumarse a los valores de ρa registrados para obtener valores reales de ρ b cuando aire o gas de baja presión ocupan los poros (ρg ≈ 0). 229

Figura 6.2.9.1 Densidades de agua y soluciones de NaCl a diferentes temperaturas y presiones.

*Log Correction Charts, Schlumberger

Figura 6.2.10.1. Densidad de gas e índice de hidrógeno en función de la presión y la temperatura para la mezcla de un gas un poco más pesada que el metano.

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La densidad aparente del gas, como la capta el registro de densidad, puede calcularse si se conoce la composición y la densidad del gas. La Figura 6.2.10.1 es un diagrama que muestra, para un gas de composición específica, los valores de ρg (densidad real) y ρga o la densidad aparente del gas que lee la herramienta de densidad (con base en la densidad de electrones), en función de la presión y la temperatura. En formaciones saturadas con gas en la cercanía de agujero, use ρga en lugar de ρf en la ecuación 6.2.9.2. 6.2.11 Efecto de arcillas La arcilla en las formaciones puede afectar la interpretación. Aunque las propiedades de las arcillas varían con la formación y la ubicación, las densidades típicas para capas y laminaciones arcillosas son del orden de 2.2 a 2.65 g/cm3. 230

Las densidades de la arcilla tienden a ser menores a pocas profundidades, donde las fuerzas compactantes no son tan grandes. Las arcillas o lutitas diseminadas en los espacios porosos pueden tener una densidad algo menor que las capas de arcillas.

6.2.12 Efecto de presión La densidad total de la arcilla aumenta con la compactación y en áreas donde los sedimentos son relativamente jóvenes, el aumento en la densidad de la arcilla con la profundidad se hace aparente en los registros. Sin embargo, se observan desviaciones a esta tendencia en zonas sobre presionadas, en donde la densidad de la arcilla disminuye al aumentar la profundidad (Figura 6.2.12.1). Esta disminución aparece con frecuencia en arcillas a varios cientos de metros arriba de arenas permeables de alta presión. Una zona de alta densidad (barrera sello), por lo general, se encuentra en la parte superior de este intervalo de densidad disminuida. Se pueden utilizar registros de densidad, que se

Fig. 6.2.12.1 Registro de densidad en lutitas sobre presurizadas

corrieron a intervalos durante la perforación del pozo, para predecir zonas de presión anormal, a fin de tomar precauciones para eliminar posibles riesgos.

6.2.13 Herramientas modernas de litodensidad Las herramientas de lito-densidad proporcionan medidas de la densidad de la formación, del factor fotoeléctrico de la formación, y del diámetro del agujero. Los datos de la densidad se utilizan para calcular porosidad y para determinar la litología.

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6.2.13.1 Sonda de lito-densidad LDS La sonda de lito-densidad (LDS) es un componente del IPL (Integrated Porosity Logging) que mide la densidad de formación y el factor fotoeléctrico. Tiene un patín con una fuente de rayos gamma y dos detectores. El blindado magnético y la electrónica de alta velocidad aseguran una excelente estabilidad de la medida. El LDS registra el total de los pulsos altos del espectro de los rayos gamma de ambos detectores y los procesa dentro de las ventanas. La densidad y la sección fotoeléctrica son derivadas convencionalmente de los conteos de las ventanas con un control de calidad mejorada.

6.2.13.2 Sonda de lito-densidad de ambiente hostil HLDS

Fig. 6.2.13.1 Herramienta de lito-densidad de tres detectores TLD

La combinación de la densidad y de los datos de CNT se utiliza para indicar la presencia del gas. A continuación se mencionan algunas herramientas de última tecnología El sistema Platform Express incluye la herramienta de lito-densidad de tres detectores (TLD), que está contenida en la sonda mecánica de alta resolución (HRMS). El TLD mide la densidad y el factor fotoeléctrico de la formación. Parte de la medida del TLD es la densidad backscatter, que resulta de la utilización de un tercer detector localizado cerca de la fuente. La densidad del enjarre, el factor fotoeléctrico del enjarre y el espesor del enjarre se calculan usando un esquema recurrente de inversión, que se basa en un sistema grande de puntos de referencias. Este acercamiento proporciona densidad compensada y factor fotoeléctrico en lodo sin barita, y densidad compensada en lodo con barita.

La sonda de lito-densidad de ambiente hostil (HLDS) es un componente de la plataforma de registros Xtreme HPHT. Su diseño y operación es similar al LDS, pero adaptada para registrar en ambientes hostiles (altas presiones y temperaturas). Está clasificada para operar en temperaturas hasta de 500°F (260°C) y presión de 25,000 psi (162Mpa). El HLDS usa un patín que tiene una fuente de rayos gamma y dos detectores que hacen tres medidas primarias: densidad de formación, factor fotoeléctrico de largo y corto espaciamiento, y diámetro del agujero.

6.2.13.3 Herramienta de arreglo esbelto de lito-densidad SLDT Las herramientas que componen el sistema SlimAccess se adaptan para trabajar en pozos esbeltos (diámetro reducido) y trayectorias complejas. Parte de este sistema es la herramienta de arreglo esbelto de litodensidad (SLDT), que tiene un diseño tipo mandril de tres detectores. El tercer detector extra es colocado entre el detector de espaciamiento largo y el corto. Un

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brazo calibrador asegura la descentralización de la herramienta y proporciona una medida del diámetro del agujero. La medición de densidad la realizan los tres detectores.

6.2.15 Medidas y especificaciones de las herramientas modernas de litodensidad (Tabla 6.2.15.1a)

Una medida del factor de calidad de la densidad reemplaza al DRHO convencional para monitorear la consistencia de la medición. Otras medidas incluyen el factor fotoeléctrico y una compensación por el uso de protectores de la herramienta.

6.3 Registros sónicos

6.2.13.4 Herramienta de lito-densidad SlimXtreme QLDT La herramienta de lito-densidad SlimXtreme (QLDT) está diseñada para operar en pozos esbeltos (diámetro reducido) y en ambientes hostiles, con rangos de temperatura y presión hasta de 500°F y 30,000 psi.

232

6.3.1 Historia de la adquisición de registros sónicos (Con herramientas operadas con cable) En una patente otorgada en 1935, Conrad Schlumberger, especificó cómo podría utilizarse un transmisor y dos receptores para medir la velocidad del sonido en un intervalo de roca penetrado por un pozo (derecha). Sostenía que la velocidad y la atenuación del sonido permitirían caracterizar la litología. (Figura 6.3.1.1.)

Las medidas de densidad y factor fotoeléctrico usan todo el espectro de datos del arreglo de los tres detectores. La densidad de formación se determina usando un algoritmo extendido de espina y costilla.

6.2.14 Aplicaciones ·

Determinación de la porosidad

Determinación de la litología identificación de minerales

Detección de gas

Determinación de la densidad de los hidrocarburos

Interpretación de arenas arcillosas

Cálculo de las propiedades mecánicas de la roca

Determinación de presiones anormales

Sismograma sintético para correlacionar con la sísmica

Figura 6.3.1.1 Patente otorgada en 1935 a Conrad Schlumberger.

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Tabla 6.2.15.1a Medidas y especificaciones de las herramientas modernas de lito-densidad

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Su invento falló porque ni los ingenieros especialistas en adquisición de registros ni la tecnología de la época podían detectar la breve diferencia de tiempo –decenas de microsegundos (μs)– existente entre las señales que viajan a la velocidad del sonido y los receptores separados por unas pocas pulgadas. Durante la Segunda Guerra Mundial, surgieron los componentes electrónicos necesarios, lo que hizo posible la adquisición de registros sónicos. Según una fuente, la primera aplicación de los registros sónicos en campos petroleros correspondió a la localización de las conexiones de la tubería de revestimiento y tuvo lugar en 1946.

234

La mayor parte del resto de las fuentes históricas indican que las primeras aplicaciones sónicas aparecieron después de los experimentos de 1948, a cargo de Humble Oil Research, seguida por Magnolia Petroleum Company y Shell. Estas compañías diseñaron dispositivos con el fin de recolectar información de velocidad sónica para la conversión de tiempo a profundidad de las secciones sísmicas de superficie, y para la correlación de las secciones sísmicas de superficie con las interfaces litológicas. Las herramientas contaban con un transmisor y uno o dos receptores separados del transmisor por material aislante. Para mediados de la década de 1950, las compañías de servicios y las petroleras obtenían datos con herramientas de adquisición de registros sónicos con el fin de generar sismogramas sintéticos para su comparación con las secciones sísmicas de superficie. En 1957, habiendo concedido la patente de Humble, Schlumberger introdujo la primera herramienta sónica, es decir, la herramienta de adquisición de registros de velocidad (VLT, por sus siglas en inglés), para el mejoramiento de la interpretación sísmica. El primer artículo de la compañía Magnolia Petroleum había insinuado la posibilidad adicional de utilizar las velocidades sísmicas

para determinar la porosidad y la litología, pero fueron los científicos de la división de investigación de Gulf Oil Corporation, quienes publicaron por primera vez las observaciones experimentales que confirmaron el enlace. En poco tiempo, la demanda de aplicaciones de adquisición de registros de porosidad superó a la de las aplicaciones sísmicas. En 1960, las brigadas de campo que probaban la respuesta de la herramienta VLT en pozos entubados de Venezuela observaron que ciertas zonas producían señales de baja amplitud ilegibles. Correctamente, llegaron a la conclusión de que las señales anómalas podían atribuirse solamente a la condición de la cementación. La medición y el registro de la amplitud de la señal, además del tiempo de arribo, dio origen a una aplicación inesperada, y los registros de la herramienta de evaluación de la adherencia del cemento CBT pronto reemplazaron a los levantamientos de temperatura para la detección del tope del cemento. Para principios de la década de 1960, las primeras herramientas sónicas habían adquirido decenas de miles de registros y los ingenieros emprendieron el diseño de una herramienta de segunda generación para abordar tres problemas: la durabilidad de la herramienta y la debilidad de la señal en presencia de irregularidades en el pozo, y la alteración en la región vecina al pozo. El problema de la durabilidad de la herramienta surgió porque las primeras herramientas empleaban caucho para aislar los receptores de los transmisores, impidiendo así que las ondas sonoras no deseadas se propagaran en el interior de la herramienta y que las señales deseadas quedaran sumergidas. No obstante, el caucho tendía a absorber el gas de las formaciones gasíferas, provocando la expansión y la separación de la herramienta al llegar a la superficie.

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La herramienta se reforzó mediante el reemplazo del caucho por acero, pero luego debió moldearse la cubierta para que la trayectoria de las ondas sónicas que viajaban a través del acero fuera más larga que las trayectorias que atravesaban la formación y volvían a los receptores. Muchas herramientas sónicas modernas siguen presentando ranuras y surcos para retardar los arribos de las señales –conocidos como arribos de la herramienta – que viajan estrictamente a través de la herramienta. La salida para el segundo problema, es decir, registros pobres en pozos irregulares, fue sugerida por un ingeniero de Shell responsable de la primera herramienta sónica de esa compañía. Su arreglo compensador por efectos de pozo de receptores y transmisores no sólo eliminó el problema de la señal pobre en zonas lavadas, sino que removió los efectos de la inclinación y la excentricidad de la herramienta sobre la respuesta del registro. Con la resolución de dos de los tres problemas que importunaban a las herramientas previas, Schlumberger incorporó esta idea en el diseño, totalmente en acero, de la herramienta sónica compensada por efectos del pozo (BHC, por sus siglas en inglés), introducida en 1964. La herramienta BHC contenía dos transmisores y cuatro receptores. Junto con la tecnología BHC, surgió la capacidad de visualizar las formas de ondas registradas en un osciloscopio instalado en el camión de adquisición de registros. En la pantalla aparecían no sólo los arribos primarios (P), u ondas compresionales, sino también los arribos secundarios (S), u ondas de corte y los arribos posteriores. El hecho de reconocer la importancia de las ondas de corte, convirtió al período correspondiente, a mediados de la década de 1960, en un momento de intensa actividad relacionada con la expansión de las aplicaciones sónicas. Los especialistas de

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Shell propusieron el empleo de la relación entre la velocidad de ondas P y la velocidad de ondas S como indicador de la litología, y además utilizaron los registros sónicos para predecir zonas sobrepresionadas. Los ingenieros e investigadores de Schlumberger evaluaron el uso de las amplitudes de las ondas P y S para localizar las fracturas. Si bien se habían propuesto éstas y otras aplicaciones para las ondas de corte, los sistemas de adquisición de registros de la época registraban solamente el tiempo de arribo de la onda P. La forma de onda en sí, que incluía los arribos de las ondas P, S y posteriores, no se registraba. Otra desventaja de la herramienta BHC era su incapacidad para medir con precisión el tiempo de tránsito de un estrato de la formación en zonas invadidas, alteración de lutitas y daño inducido por la perforación. El espaciamiento de 0.9 a 1.5 m (3 a 5 pies) entre transmisores y receptores (TR) capturaba solamente las ondas que se propagaban en la zona alterada, dejando sin explorar la zona inalterada lejos del pozo. Incrementando el espaciamiento a 2.4 y 3.7 m (8 y 12 pies), la herramienta sónica de espaciamiento largo LSS mejoró la respuesta del registro en las lutitas alteradas. Las velocidades sónicas de la formación inalterada son más representativas del yacimiento en su estado natural y proporcionan sismogramas sintéticos que se ajustan mejor a las trazas sísmicas de superficie. El espaciamiento TR largo, además, estiraba el tren de ondas recibido, separando las ondas P, S y de otro tipo, en paquetes de energía reconocibles. Los esfuerzos por capturar la forma de onda completa se intensificaron, lo que condujo al desarrollo de herramientas que registraban formas de ondas digitales de un arreglo de receptores. La primera versión comercial de esta tecnología de Schlumberger, introducida en la década de 1980, se denominó herramienta

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de velocidad sónica de forma de onda completa Array-Sonic. La adquisición de registros de forma de onda completa dio origen a una diversidad de nuevas técnicas de procesamiento. El fin de la década de 1980 fue testigo de la realización de experimentos con fines de investigación con una herramienta sónica digital de segunda generación. El generador de imágenes sónico dipolar DSI poseía ocho conjuntos de cuatro receptores monopolares, que podían funcionar como receptores dipolares ortogonales y estaban provistos de una fuente monopolar y dos fuentes dipolares orientadas en sentido ortogonal. Las fuentes dipolares generaban ondas flexurales, lo que permitía la caracterización de la anisotropía de la formación y la lentitud de las ondas de corte, tanto en formaciones lentas como en rápidas. 236

También, a fines de la década de 1980, los investigadores de Schlumberger probaron una variedad de herramientas acústicas con receptores múltiples para comprobar su capacidad de generación de imágenes sónicas (imágenes de tipo sísmico de zonas aledañas al pozo). El primer servicio comercial de generación de imágenes sónicas se efectuó en 1996, pero el procesamiento implicaba un uso intensivo de tiempo y personal. En 2005, la plataforma de barrido acústico Sonic Scanner combinó numerosas innovaciones e incorporó las mediciones radiales para explorar simultáneamente la formación, con el fin de estimar las diferencias en la velocidad del sonido en la vecindad del pozo y en el campo lejano.

6.3.2 Principio de funcionamiento 6.3.2.1 Propagación del sonido en las rocas Las ondas sónicas que se transmiten en un medio infinito e isotópico, como las rocas, pertenecen a dos tipos: compresionales y transversales. a) Ondas compresionales. A estas ondas también se les llama ondas de presión, pues, como su nombre lo indica, corresponden a compresiones y expansiones de la roca y se originan, por ejemplo, cuando una roca es comprimida en forma instantánea, como sucede cuando se le golpea con un martillo (Figura 6.3.2.1). El movimiento de estas ondas se caracteriza por que las vibraciones de las partículas ocurren en la misma dirección de transmisión de la onda, es decir, que se propagan paralelamente al desplazamiento de las partículas (Figura 6.3.2.2).

Fig. 6.3.2.1 Propagación de ondas compresionales y transversales.

La herramienta en sí está completamente caracterizada con componentes acústicos predecibles. El amplio rango de frecuencias de los transmisores monopolares y dipolares ofrece excelente calidad de formas de ondas en formaciones de todo tipo. Este documento se concentrará básicamente en el registro sónico compensado BHC.

Figura 6.3.2.2 Ondas compresionales.

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Es decir, que debido a su rigidez, los sólidos se oponen a la dislocación, pues implica su ruptura, o sea que dos partes contiguas de un cuerpo se deslicen una con respecto a la otra, esto hace que los sólidos sí transmitan las ondas laterales, mientras que los líquidos y los gases que no tienen rigidez (cuando la viscosidad es baja) no transmiten las ondas laterales.

Figura 6.3.2.3 Ondas laterales

b) Ondas laterales. También conocidas como ondas de distorsión, aparecen cuando la columna de roca es golpeada en uno de sus lados (Figura 6.3.2.1), se caracterizan porque la dirección de su propagación es perpendicular al desplazamiento de las partículas. Es decir, que las vibraciones de las partículas se producen en una dirección perpendicular a la de propagación de la onda (Figura 6.3.2.3). Se acostumbra a referirse a las ondas compresionales y transversales como ondas P y S, respectivamente. La velocidad a la cual se propagan estas ondas está directamente relacionada a las propiedades mecánicas de la roca, tales como su rigidez y compresibilidad. Las ondas transversales son afectadas principalmente por la primera propiedad, mientras que las compresiones son afectadas por ambas. En las rocas saturadas con fluidos, esas propiedades dependen de la cantidad y el tipo de fluido presente, del tipo de granos de la roca y del grado de cementación de los mismos. Generalmente, las rocas pobremente consolidadas son menos rígidas y más compresibles que las rocas duras. Como resultado de esto, las ondas sónicas viajan más lentamente en las rocas suaves que en las duras, así como en los fluidos, en los que no hay la suficiente rigidez como para permitir la transmisión de las ondas transversales a través de ellos.

La velocidad de una onda lateral VS es 1.5 a 2.4 veces menor que la de una onda compresional VP, pero su amplitud es mayor. La medición de ambas es útil para evaluar las propiedades mecánicas de la roca. Son muchas las aplicaciones en las cuales se involucran las velocidades sónicas y las propiedades mecánicas de las rocas. Además de su uso clásico en la determinación de la porosidad, las velocidades contienen información respecto al contenido de fluidos y de la litología, y son de particular ayuda en la interpretación de los estudios sísmicos de superficie. En un medio finito y heterogéneo, como lo es el de un pozo, se presentan otros tipos de ondas secundarias: a) Ondas Rayleigh. Se originan en la interfase lodo-formación y su velocidad VR es muy cercana a la de las ondas laterales. VR = 0.9 VS. Esta onda está formada por la combinación de dos desplazamientos: uno paralelo y otro perpendicular a la superficie. Estas ondas se atenúan rápidamente con la distancia a partir de la interfase. b) Ondas Stoneley. Se originan en el lodo por la interacción entre el lodo y la formación, aunque son muy sensibles a la rigidez de la pared del pozo, sufren poca atenuación por ser ondas de baja frecuencia, su velocidad es menor que la de las ondas laterales. c) Ondas de lodo. Se trata de ondas compresionales que viajan por la columna de lodo a una velocidad menor que la de las ondas laterales y compresionales de formación, pero mayor que la de las ondas Stoneley.

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d) Ondas flexurales. Es un tipo especial de ondas, que sólo se presentan cuando se emplean transmisores acústicos tipo dipolo. Esta onda viaja por la pared del pozo a una velocidad similar a la de las ondas laterales de la formación, y se emplea en el procesamiento en lugar de estas últimas, cuando el tipo de formación no permite detectar normalmente las ondas laterales.

6.3.2.2 Propagación del sonido en un pozo Ondas acústicas

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Las ondas sónicas en un pozo son un caso especial de mediciones de ondas acústicas. Otras mediciones acústicas incluyen la sísmica de superficie, la sísmica de pozo (VSP’s y similares), imágenes ultrasónicas (UBI, USIT) y mediciones en laboratorios. La principal diferencia física entre estas diferentes mediciones es la frecuencia y por lo tanto la longitud de onda de la señal. La longitud de onda λ esta relacionada a la velocidad de propagación λ y al período de la señal t, por la siguiente ecuación:

o expresado en slowness Δt y frecuencia f como: Ec. 6.3.2.2.2 con λ en ft, Δt en μs/ft y f en kHz Por ejemplo, una onda sónica típica con una frecuencia de 10 kHz propagándose en una formación de 100 μs/ft tiene una longitud de onda de un pie (30 cm.). El concepto de longitud de onda es fundamental para entender la propagación de las ondas y las mediciones acústicas. En particular la longitud de onda, junto con la geometría de los sensores, controla la resolución vertical de la medición, típicamente estimada en un cuarto de longitud de onda. Por esto las mediciones sísmicas tienen resoluciones de 50 a 100 pies (15 a 30 metros) y las mediciones de laboratorio realizadas en tapones de núcleos de una pulgada de longitud deben realizarse con ondas ultrasónicas. La longitud de onda también impacta la profundidad de investigación de la medida.

λ = V.t

Ec. 6.3.2.2.1 con V en m/seg y t en seg y λ en m.

Figura 6.3.2.2.1 Rangos de frecuencia y longitudes de onda típicas de mediciones acústicas

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Como la longitud de onda de la mayoría de las mediciones sónicas está en el rango de un pie, y por lo tanto es similar o mayor al diámetro del pozo, visualizar las ondas sónicas como rayos cruzando el pozo no es físicamente correcto. De hecho las ondas acústicas se propagan como vibraciones en un medio elástico compuesto por el pozo y la formación que lo rodea. La mejor forma de entender la propagación sónica es usar la teoría elástica. El trazado de rayos sólo puede ser usado como una primera aproximación para entender el primer arribo. La transmisión del sonido de un medio a otro, dependerá de sus respectivas impedancias acústicas. La impedancia acústica se define como el producto de la velocidad de una onda acústica, por la densidad del medio en el que se propaga: Z=Vρ

Ec. 6.3.2.2.1

Sean dos medios, M1 y M2, con diferentes impedancias acústicas, Z1 y Z2, y una onda acústica viajando entre ellos. En este caso, parte de la energía acústica de la onda se transmite (refracta) hacia M2 y otra parte se refleja de vuelta en M1 (Figura 6.3.2.2.2). Si Z 1 = Z 2, habrá un acoplamiento acústico perfecto y no se tendrá onda reflejada, cuando Z 1 y Z 2 tienen valores similares, se tendrá un buen acoplamiento, por ejemplo, entre el lodo y las arenas no consolidadas (someras). El acoplamiento será malo cuando el contraste de impedancias sea grande, por ejemplo, en donde haya formaciones con gas. Cuando una onda acústica proveniente de un medio M 1 de velocidad V 1, e incide oblicuamente sobre otro medio M 2 de velocidad V2, una parte de la energía se reflejará hacia M 1 (onda R) y otra se transmitirá hacia M2 (onda T).

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El ángulo de incidencia i es igual al ángulo de reflexión r. La ley de Snell, establece la relación entre el ángulo de incidencia i y el ángulo de refracción, mediante la expresión: Sen (i) = Sen (Θ ) V1 / V2

Ec. 6.3.2.2.2

Si se varía el ángulo de incidencia, se alcanzará un valor I C (ángulo crítico de incidencia), para el cual el ángulo de refracción será igual a 90o. Lo recíproco también es cierto. Conforme la onda refractada se propaga a lo largo de la pared del pozo, radiará energía hacia el lodo con un ángulo igual al de incidencia que lo generó (Figura 6.3.3.2.2 y 6.3.3.2.3). La energía que se propaga paralela a la pared del pozo está confinada a unas pocas pulgadas de la formación, por lo que la profundidad de investigación del equipo sónico es pequeña y depende en gran medida de la longitud de onda del sonido. Aplicando lo visto hasta ahora al medio ambiente existente en un pozo (columna de lodo-formación), tenemos que, cuando la onda compresional que viaja por el lodo procedente del transmisor incide sobre la pared del pozo, creará esfuerzos mecánicos que llevan a la existencia de tres ondas distintas, creadas a partir de la onda compresional incidente: 1. Onda compresional reflejada: CR 2. Onda compresional refractada: C 3. Onda lateral refractada: S Puesto que la velocidad de la onda lateral es menor que la compresional, a partir de la ley de Snell se obtiene que Φ S < Φ C, y los ángulos de incidencia críticos para ondas laterales y compresionales refractadas serán distintos. La Figura 6.3.2.2.4 muestra lo que sucede en un pozo para distintos ángulos de incidencia de la onda del transmisor:

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Figura 6.3.2.2.2 Ondas reflejada y transmitida

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Figura 6.3.2.2.3 Ondas reflejadas y refractadas.

Fig. 6.3.2.2.4 Ondas generadas en el pozo por el transmisor

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Normalmente, los equipos sónicos miden el tiempo de tránsito de la primera señal que llega al receptor, la cual es la que viajó del transmisor a la formación como onda compresional, se refractó en la formación como onda compresional viajando paralela a la pared del pozo (ángulo crítico de incidencia) y se refractó nuevamente de la formación al pozo como onda compresional. Esta técnica de detección es la conocida como FMD (First Motion Detection) o detección del primer arribo, y permite únicamente la determinación del tiempo de tránsito de las ondas compresionales, pero no así de las restantes (laterales, Stoneley, etc.), para las cuales se emplean otras técnicas, como la STC (Slowness Time Coherence) y la Labeling. Estas técnicas se estudiarán en su momento. Todas las ondas vistas hasta aquí llegan a los receptores del equipo y tienen el aspecto que se muestra en la Figura 6.3.2.2.5. La primera señal, llamada T0, es un pulso doble y representa el momento en que dispara el transmisor de la sonda, al conjunto de señales que llegan al receptor, se le llama TX, los picos positivos de TX se denominan E1, E3, E5, … y los picos negativos E2, E4, E6.

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Ø Ec. 6.3.2.2.4 Donde el último término CΔtsh corresponde a una corrección por compactación, siendo Δtsh el tiempo de tránsito observado en las lutitas cercanas y C, una constante geológica.

6.3.2.3 Descripción de la medición Sonda de un receptor Sólo para su análisis, consideremos la forma más elemental de un equipo, con un transmisor y un receptor (Figura 6.3.2.3.1), la trayectoria seguida por el sonido abarcará las distancias a y c a través del lodo y la distancia b a través de la formación, el tiempo de tránsito medido (TT) será: TT = a/VL + b/VF + c/VL Ec. 6.3.2.3.1

Como ya se dijo, el sonido tiene diferentes velocidades en diferentes materiales, por lo que el tiempo de tránsito dependerá del tipo de formación (litología) existente en el pozo, mientras más denso y elástico sea el medio, mayor será la velocidad del sonido en él. La Tabla 6.3.2.2.1 muestra los valores de velocidad y tiempo de tránsito para las formaciones más comunes. Si se conoce el tipo de fluido existente en los poros de la formación (Δtf) y el tipo de material que constituye la matriz sólida (Δtm), se puede usar la relación de Wyllie para obtener la porosidad (Ø) a partir de la medición hecha con el sónico (Δt): Ec. 6.3.2.2.3

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Figura 6.3.2.3.1. Sonda con un receptor.

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Figura 6.3.2.2.5 Forma de onda del sónico.

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Tabla 6.3.2.2.1 Valores de tiempos de tránsito de formaciones típicas

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Donde: VL = Velocidad del sonido en el lodo. VF = Velocidad del sonido en la formación. El valor de TT, que se desea medir, es el de la formación y, con este arreglo, TT dependerá grandemente del lodo. Sonda de dos receptores El problema del tiempo de tránsito en el lodo se puede resolver utilizando un sistema de dos receptores (Figura 6.3.2.3.2). Con este sistema se usa la diferencia de los tiempos medidos con cada uno de los dos receptores, de manera que se cancele el tiempo de tránsito en el lodo.

TT1=a/VL + b/VF + d/VL

Ec. 6.3.2.3.2

TT2=a/VL+b/VF+c/VF+e/VL

Ec. 6.3.2.3.3

TT2-TT1=Δt=c/VF

Ec. 6.3.2.3.4

d=e

Figura 6.3.2.3.2. Sonda con dos receptores.

243

Esto sólo se cumple si d = e, lo cual no ocurre cuando hay cavernas (línea punteada) o si la sonda está inclinada. Sonda BHC Los problemas de las cavernas y sonda inclinada se resuelven con el arreglo BHC (Bore Hole Compensated), el cual consiste de dos sistemas de dos receptores (como el visto anteriormente) colocados en forma simétrica (Figura 6.3.2.3.3). 0bteniendo el tiempo de tránsito para cada uno de los dos arreglos, tenemos: Ec. 6.3.2.3.5 Ec. 6.3.2.3.6 Promediando y agrupando:

Ec. 6.3.2.3.7 y Ec. 6.3.2.3.8

Figura 6.3.2.3.3 Arreglo BHC.

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Para una sonda centrada y un pozo sin irregularidades e d’ y d e’, por lo tanto: Ec. 6.3.2.3.9 Como c

c’:

Ec. 6.3.2.3.10 En el diseño del equipo, c es igual a la distancia entre los dos receptores asociados a un transmisor y es igual a dos pies, por lo que, para obtener el resultado en μs/pie, es necesario dividir entre el espaciamiento, obteniendo la expresión: Figura 6.3.2.3.4. Compensación por inclinación de la sonda.

Ec. 6.3.2.3.11 244 Ec. 6.3.2.3.12 Entonces, la fórmula completa para el BHC queda así:

Ec. 6.3.2.3.13

Ec. 6.3.2.3.14 Si se considera el caso de que la sonda esté inclinada en el pozo (Figura 6.3.2.3.4), tenemos que e < d´, pero e´ > d en la misma proporción. A partir de uno se obtiene un tiempo más grande, y del otro se obtiene uno más chico en aproximadamente la misma cantidad. De manera que, al promediarlos, estos efectos opuestos se cancelan, obteniéndose el tiempo de tránsito de la formación.

Considerando ahora el efecto de cavernas presentes en el pozo, se observa que, cuando la herramienta entra en la caverna (Figura 6.3.2.3.5), el arreglo superior mide un tiempo de tránsito más corto debido a que la distancia d es mayor. Al mismo tiempo, el arreglo inferior mide un tiempo de tránsito mayor debido a que la trayectoria e´ es mayor. Si se graban por separado las mediciones de los dos arreglos, se obtendrán dos picos opuestos, los cuales, al promediarse, se cancelan. Sin embargo, la cancelación no es totalmente satisfactoria debido a la asimetría de los picos, causada por los ángulos de refracción diferentes. Este problema se reduce posicionando convenientemente los receptores, dejando entre ellos un espaciamiento tal que reduzca este efecto. En el arreglo BHC, este espaciamiento, llamado OFFSET, es de 5 pulgadas. La distancia entre los receptores superior e inferior, asociados a un mismo transmisor, es de 2 pies y se denomina SPAN.

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La siguiente figura muestra la sonda con el arreglo BHC y sus espaciamientos. Las herramientas sónicas actuales emplean un transmisor sónico monopolar isotrópico, que opera a frecuencias de 10 a 20 KHz, de tal manera que las ondas en el lodo tienen una longitud mucho menor al diámetro del pozo. Así, en la formación se producirán ondas compresionales y laterales, y en el pozo, otros tipos de ellas. En las formaciones rápidas, en las que el tiempo de tránsito lateral es menor que el compresional del lodo (típicamente del orden de 180 a 200 μs/pie), a lo largo de las paredes del pozo se propagan tanto las ondas compresionales como las laterales y, al hacerlo, pierden energía que regresa al agujero como frentes de onda que son detectables. Sin embargo, tal y como lo predice la ley de Snell, en las formaciones lentas (formaciones en las que el tiempo de tránsito lateral es mayor que el del lodo), la onda lateral transmitida en la formación viaja alejándose de las paredes del pozo, y en estas condiciones, la onda frontal lateral es detectable sólo marginalmente o puede estar ausente.

Figura 6.3.2.3.5 Compensación del efecto de cavernas.

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Como resultado de esto, el registro lateral no es continuo cuando hay formaciones suaves. A bajas frecuencias (tal vez algunos KHz), en las que las longitudes de onda en el lodo son mayores que el tamaño del agujero, las señales monopolares estarán dominadas por la onda Stoneley, que es un modo de onda dispersiva del agujero. A frecuencias sumamente bajas, el tiempo de tránsito de este modo se aproxima a la onda tubular, mientras que a frecuencias altas, se aproxima al de las ondas Scholte (interfase plana). Para todas las frecuencias, el tiempo de tránsito Stoneley estará determinado predominantemente por el lodo y, en un menor grado, por el tiempo de tránsito compresional y lateral de la formación, así como por su permeabilidad y algunos otros factores.

Herramienta sónica monopolar En esta herramienta se emplea un transmisor de presión no direccional para crear un pulso de onda compresional en el fluido del pozo. Esta onda se propaga uniformemente alrededor del agujero hacia la formación.

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Cuando el pulso entra a una formación rápida, produce una pequeña deformación alrededor del pozo, como se muestra de forma exagerada en la Figura 6.3.2.3.6. Ésta, a su vez, produce formas de ondas compresionales y laterales, tal como se muestra en la Figura 6.3.2.3.7. A medida que estas ondas viajan pozo arriba, crean ondas frontales en el fluido del mismo, semejantes a las que produce una lancha cuando se desplaza sobre el agua. Estas ondas frontales son las que detectan los receptores y no las compresionales o laterales de la formación. En las formaciones lentas, poco consolidadas, la velocidad lateral (o el retraso, el cual es igual al inverso de la velocidad y corresponde al tiempo de tránsito Δt), es a menudo menor que la velocidad de las ondas en el fluido y, por lo tanto, no se producen ondas frontales. 246

Así, a medida que se crean las ondas laterales en la formación por el avance de las ondas en el fluido, éstas tienden a propagarse pozo arriba y hacia adentro de la formación, viajando a lo largo de la pared del pozo junto con las ondas del fluido y, por lo tanto, no se producen ondas frontales (Figura 6.3.2.3.8) en las formaciones lentas.

Figura 6.3.2.3.6. Propagación de ondas sónicas monopolares en una formación rápida.

Figura 6.3.2.3.7. Formas de ondas monopolares en una formación rápida.

La onda lateral no estará presente en la forma de onda de los receptores y, por lo tanto, no puede medirse el tiempo de tránsito lateral (Figura 6.3.2.3.9).

El pozo debe estar lleno de fluido para que los receptores puedan detectar la energía sónica. Cuando el pozo no está lleno y la herramienta está operando, ésta deja de registrar al estar sobre el nivel del fluido del pozo.

6.3.3 Características de las herramientas sónicas

Cuando la onda de sonido emitida por el transmisor choca con las paredes del pozo, se forman trenes de onda en la formación, parecidos a los que se forman en la superficie. El tren de ondas sónicas en agujero descubierto es muy complejo, pero contiene la información esencial sobre la disipación de la energía del sonido dentro del medio en que se está registrando.

Resolución vertical: ·

Estándar (BHC, LSS): 24 pulgadas

Profundidad de investigación: ·

BHC: 5 pulgadas.

LSS: 24 pulgadas.

BHC: Sónico compensado.

LSS: Sónico de espaciamiento largo.

Comúnmente, el registro sónico convencional detecta sólo los arribos de las ondas compresionales. El inverso de la velocidad de

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la onda Δt se calcula de la diferencia de los tiempos de tránsito de varios espaciamientos entre transmisores y receptores. Las herramientas sónicas miden el tiempo de tránsito Δt, de una forma de onda acústica en μs/pie. Las herramientas sónicas pueden medir la amplitud del primer arribo.

6.3.4 Equipos que se han desarrollado

Figura 6.3.2.3.8. Propagación de ondas sónicas monopolares en formaciones lentas.

El desarrollo de la familia de las herramientas sónicas digitales representa la substitución de los equipos sónicos convencionales por sistemas de telemetría y es un intento por obtener la información adicional que se encuentra contenida en la forma de onda sónica. Para conseguir esto, se digitaliza la forma de onda acústica completa en la herramienta para que esté libre de la distorsión inducida en el cable. Un arreglo lineal de 8 receptores en la configuración de arreglo sónico (sonic–array AS), permite la adquisición de un mayor muestreo de las ondas provenientes de la formación.

Fig 6.3.2.3.9. Formas de onda monopolares en una formación lenta.

Figura 6.3.4.1. Componentes de la onda (compresional, de corte, y Stoneley).

Este incremento en la cantidad de datos hace posible el uso de técnicas modernas de procesamiento de señales para obtener los valores de los tiempos de tránsito de los diversos componentes de la onda (compresional, de corte, y Stoneley). Figura 6.3.4.1.

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6.3.4.1 Sónico de espaciamiento largo LSS (Long-Spaced Sonic) El Sónico de Espaciamiento Largo LSS consiste de dos transmisores con un espaciamiento de 2 pies y dos receptores por encima, también con espaciamiento de 2 pies, y con una separación entre el transmisor superior y el receptor inferior de 8 pies. Con esta configuración se pueden lograr mediciones de Δt con espaciamientos de 8 a 10 pies y de 10 a 12 pies. Debido al incremento en el espaciamiento entre T y R, aumenta la profundidad de investigación, y esta medición está mucho menos afectada por alteración de la formación que la sonda BHC convencional.

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Para mantener la longitud de la sonda dentro de límites aceptables, no hay transmisores por encima de los receptores como en la sonda BHC convencional. Por esto no es posible hacer directamente una compensación por efectos de pozo a una determinada profundidad. Para solucionarlo se combinan mediciones a profundidades diferentes para realizar una compensación “derivada de profundidad”, o DDBHC de sus siglas en inglés por Depth Derived BHC. Primero se hace una medición en “modo receptor”, obteniendo un ΔtR, sustrayendo los tiempos de arribo entre los dos receptores para un pulso emitido por un transmisor común (Fig. 6.3.4.1.1, esquema de la izquierda). Posteriormente, cuando la herramienta se mueve hacia arriba y los transmisores quedan frente al mismo intervalo de formación medido por los receptores, se hace una medición en “modo transmisor”, obteniendo un Δ t T, sustrayendo los tiempos de arribo de cada transmisor a un receptor común ubicado encima (Figura 6.3.4.1.1, esquema de la derecha). Esto es equivalente a medir la diferencia en tiempos de arribo entre dos receptores

Figura 6.3.4.1.1 Compensación por efectos de pozo

frente al intervalo medido y un transmisor común ubicado encima de los mismos. De esta forma la compensación derivada de profundidad DDBHC se obtiene como: Ec. 6.3.4.1.1 El nombre de compensación derivada de profundidad viene del hecho que el Δ t computado combinando los ΔT’s en modo receptor y transmisor, se obtiene a partir de mediciones efectuadas con la herramienta a diferentes profundidades en el pozo. Esto implica que la herramienta debe moverse en forma razonablemente uniforme para asegurar una buena medición. El incremento en el espaciamiento también resulta en arribos mas débiles y las mediciones de la sonda LSS, especialmente para los espaciamientos de 10 a 12 pies, son mas proclives a tener saltos de ciclo (cycle skipping) que la medición BHC de 3 a 5 pies.

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La mejora en la representatividad de la medición con sondas LSS es particularmente importante en agujeros de gran tamaño, formaciones poco consolidadas susceptibles a alteración por el diferencial de presión con los lodos de perforación (como puede ser el caso de arenas muy deleznables) o arcillas lentas y susceptibles a reaccionar con el lodo de perforación.

6.3.4.2 Herramienta de arreglo sónico (Array-Sonic Tool)

En la Figura 6.3.4.1.2 tenemos un comparativo del registro BHC y LSS

En particular se hizo posible evaluar componentes adicionales de las ondas con arribos posteriores a la onda compresional, especialmente la onda de cizalla y la onda Stoneley descrita en párrafos anteriores. Esto llevó a la introducción de las herramientas de arreglo sónico, o Array Sonic tools, a principios de los años 80.

A fines de los años 70. los avances en la tecnología electrónica hicieron posible obtener ondas sónicas digitalizadas y, con la ayuda de computadoras, aplicar complejos algoritmos de procesamiento para extraer las velocidades de propagación.

La herramienta constaba de una sección con dos transmisores y dos receptores con una disposición similar a la sonda LSS, pero con espaciamiento de T a R de un BHC, y una sección por encima con un arreglo de 8 receptores equi-espaciados cada 0.5 pies, con una apertura total para el arreglo de 3.5 pies, tal como se muestra en la Figura 6.3.4.2.1 Mediante técnicas convencionales de detección del primer arribo, esta herramienta permitía obtener Δt con espaciamientos de un BHC (3 - 5 pies) y un LSS (8 - 10 - 12 pies). Adicionalmente, mediante un procesamiento STC (Slowness Time Coherence), que será explicado mas adelante, se podía obtener velocidades compresionales y en ciertos casos de cizalla y Stoneley.

Figura 6.3.4.1.2. Comparativo BHC y de espaciamiento Largo LSS

Sin embargo, por tener esta herramienta todavía transmisores monopolares, la detección de la onda S era solo posible en formaciones rápidas. En la Figura 6.3.4.2.2 se muestran arribos típicos en un arreglo de receptores en una formación rápida (izquierda), donde se ve el arribo correspondiente a la onda de cizalla, y una formación lenta (derecha), donde el arribo de cizalla está ausente.

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En el segundo caso la información de las ondas de cizalla no está presente en las formas de onda que llegan a los receptores dentro del pozo. Además, para obtener la onda Stoneley, como los transmisores operaban a una única relativamente alta frecuencia (10 – 15 kHz), era necesario aplicar un fuerte filtrado, ya que la onda Stoneley concentra su mayor energía por debajo de los 2 kHz, con la consecuente pérdida en la amplitud de señal. Por estas razones, a principios de los años 90 se desarrolló una nueva generación de herramientas con transmisores monopolares y dipolares con frecuencias de excitación programables.

6.3.5 Presentación del registro

250

Fig. 6.3.4.2.1 Configuración de la herramienta de Arreglo Sónico

Las velocidades sónicas en litologías de formaciones comunes fluctúan alrededor de 6000 a 23,000 pie/seg. Para evitar fracciones decimales pequeñas, se registra el inverso de la velocidad (en escala inglesa) en microsegundos por pie (μs/pie) sobre un intervalo, cerca de 44 μs/pie para dolomita densa de porosidad cero, a cerca de 190 μs/pie para el agua.

Limitaciones del Transductor Monopolar

Figura 6.3.4.2.2 Arribos en un arreglo de receptores excitados con una fuente monopolar para una formación rápida (izquierda) y una formación lenta (arriba)

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Figura 6.3.5.1 Ejemplo de Registro sónico compensado

El tiempo de tránsito y la porosidad, por lo general, se registran en una escala lineal en los carriles 2 y 3 (ver Figura 6.3.5.1 y 6.3.5.2). El tiempo de tránsito integrado se da por una serie de puntos que, por lo general, se registran en el extremo izquierdo del carril 2. Cada pequeño pico indica un incremento del orden de 1 μs del tiempo total de tránsito. Cada 10 μs se registra un pico grande. El tiempo de viaje entre dos profundidades se obtiene simplemente contando los picos. El tiempo de viaje integrado es útil para propósitos sísmicos.

6.3.6 Efectos ambientales No hay correcciones al registro sónico BHC por efectos ambientales, sin embargo, puede estar afectado por el diámetro del pozo. Una herramienta de sónico con espaciamiento largo minimiza este efecto, aunque aumenta la resolución vertical. Compactación: Generalmente se asume que las propiedades elásticas de las rocas son independientes de la compactación si la roca está sometida a una presión suficientemente alta (varios miles de psi).

251

Figura 6.3.5.2 Ejemplo de Registro sónico de espaciamiento largo

Si la roca está sometida a presiones menores (por ejemplo formaciones someras o con presiones anormales), el valor del tiempo de tránsito medido es más alto que lo esperado, indicando valores de porosidad aparentemente mayores que la verdadera porosidad. Saltos de ciclo: en pozos de diámetro grande, la atenuación de la intensidad de la onda dificulta la detección y puede originar saltos de ciclo o cycle-skipping, efecto que también es producido por formaciones no consolidadas, fracturas en la formación, saturación de gas, lodos con aire o secciones alargadas o rugosas de agujero.

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6.3.7 Aplicaciones principales La herramienta sónica BHC compila información acústica. El sistema con tableros, sólo analógica. Los sistemas computarizados CSU y MAXIS, analógica y digital. En pozos con agujero de diámetro grandes se recomienda correr los registros con herramienta de espaciamiento largo. La herramienta sónica digital SDT compila información acústica, tanto analógica como digital, durante el proceso de toma de registro. Esta información es utilizada para las siguientes aplicaciones: 1. Geofísica ·

Correlación/calibración sísmica

Sismogramas sintéticos.

2. Evaluación de la formación en agujeros descubiertos y entubados. ·

Determinación de porosidades primaria y secundaria.

Evaluación del espesor de formación.

Detección de gas.

Determinación de la porosidad detrás de la tubería de revestimiento (sólo SDT).

252

3. Detección de fracturas. 4. Propiedades mecánicas de la roca.

Tabla 6.3.8.1.

Determinación de las dimensiones de la fractura hidráulica.

Análisis de arenas.

Estabilidad del agujero abierto.

5. Registro de cementación (CBL).

6.3.8 Métodos para determinar la porosidad Porosidades primaria y secundaria La herramienta sónica responde principalmente a la porosidad primaria. En carbonatos fracturados, se deben usar otros registros para determinar la porosidad total. Porosidad total (densidad-neutrón) = porosidad primaria (sónico) + porosidad secundaria

Velocidades sónicas en las formaciones En formaciones sedimentarias, la velocidad del sonido depende de muchos parámetros, principalmente, depende del material de la matriz de roca (arenisca, caliza, dolomita) y de la distribución de porosidad. En la Tabla 6.3.8.1 se presentan los rangos de valores de la velocidad sónica y del tiempo de tránsito para matrices de rocas y revestimientos comunes.

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Los valores mencionados son para sustancias no porosas. La porosidad disminuye la velocidad del sonido a través del material de la roca y, al mismo tiempo, aumenta el tiempo de tránsito. Método 1. Ecuación de Wyllie promedio de tiempo promedio Areniscas compactas y consolidadas Después de numerosas determinaciones de laboratorio, Mr. J. Wyllie propuso una ecuación para formaciones limpias y consolidadas con pequeños poros distribuidos de manera uniforme. La ecuación de Wyllie establece una relación lineal entre el tiempo de tránsito t medido y la porosidad Ø de la formación. Según este modelo, el tiempo de tránsito de la formación es la suma de los tiempos de tránsito de cada elemento ponderados por sus volúmenes en la formación. En el caso de una formación sucia con porosidad Ø y zona lavada de más de 5 cm de extensión, la ecuación de respuesta es:

Δt (reg ) = Øsv Δtf + (1- Øsv Δtma ) Ec. 6.3.8.1 Øsv = (Δt (reg) - Δtma )/Δtf - Δtma Ec. 6.3.8.2 Donde: Øsv: porosidad derivada de la lectura sónica de tiempo promedio.

Δt (reg): lectura del registro sónico en μs/pie. Δtma: tiempo de tránsito matriz. Δ t f : tiempo de tránsito del fluido de saturación.

(Aproximadamente 189 μs/pie para sistemas de lodo de agua dulce).

Δtma: tiempo de tránsito arcilla Por lo general, las areniscas consolidadas y compactas tienen porosidades de 15% a 25%. En dichas formaciones, la respuesta del

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registro sónico parece ser relativamente independiente del contenido exacto de los poros: agua, aceite, gas e incluso arcilla diseminada. Sin embargo, en algunas areniscas de mayor porosidad (30% ó más) que tienen muy poca saturación de agua (alta saturación de hidrocarburos) y una invasión muy poco profunda, los valores Δ t pueden ser algo mayores que aquellos en las mismas formaciones cuando están saturadas de agua. Si existen lutitas laminadas dentro de la arenisca, por lo general, los valores aparentes de porosidad sónica aumentan en una cantidad proporcional al volumen total de las laminaciones. Las lecturas Δt aumentan porque Δt de arcilla es generalmente mayor que Δ t de matriz de la arenisca En carbonatos que tengan porosidad intergranular, todavía se aplica la fórmula de tiempo promedio, pero algunas veces la estructura y la distribución del tamaño de los poros son bastante diferentes a los de las areniscas. Con frecuencia, hay cierta porosidad secundaria, que consiste de vesículas y fracturas con dimensiones mucho mayores que los poros de la porosidad primaria. En formaciones con vesículas, la velocidad del sonido parece depender en gran parte de la porosidad primaria intergranular, y la porosidad derivada de la lectura sónica por medio de la fórmula de tiempo promedio (Øsv) tenderá a ser muy baja por una cualidad que se acerca a la porosidad secundaria. Por lo tanto, si se conoce (a partir de registros de neutrones o densidad, por ejemplo) la porosidad total Ø t de una formación que presente porosidad primaria y secundaria (Ø2), se puede estimar la cantidad de porosidad secundaria:

Ø2= Øt - Øsv Ec. 6.3.8.3

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Arenas no compactas La aplicación directa de la ecuación de tiempo promedio proporciona valores de porosidad que son muy altos en arenas no consolidadas e insuficientemente compactadas. Las arenas no compactas prevalecen en las formaciones geológicamente más jóvenes, en particular a bajas profundidades. Sin embargo, aún a profundidades mayores, estas arenas más jóvenes con frecuencia no están compactadas cuando los diferenciales de presión de litoestática a fluidos de formación sean menores de alrededor de 4000 a 5000 psi. Esta falta de compactación puede estar indicada cuando las arcillas adyacentes presentan valores mayores a 100 μ/pie.

254

Cuando las formaciones no están suficientemente compactas, los valores Δ t observados son mayores a los que responden a la porosidad de acuerdo con la fórmula de tiempo promedio, pero la relación Ø en función del Δt todavía es aproximadamente lineal. En estos casos, se aplica a la Ec.

Fig. 6.3.8.1 Gráfica de corrección Por 1

6.3.8.2 un factor de corrección empírico Bcp para una porosidad corregida.

Øsv (corregida) = ((Δt (reg) -Δtma)/ Δtf -Δtma (1.0/Bcp) Ec. 6.3.8.4 Bcp (factor de compactación) = máx. (1,

Δt arcilla/100), utilizado en formaciones no consolidadas.

El valor Bcp se da aproximado al dividir entre 100 la velocidad sónica en las capas cercanas de arcillas. Sin embargo, el factor de corrección de compactación se determina mejor al comparar Øsv como se obtuvo de la ecuación con la porosidad real obtenida de otra fuente. Es posible aplicar varias soluciones. El método Ro: Se comparan los valores de los registros sónicos, inducción o laterolog en arena de agua dulce. El valor de Ro (resistividad de una formación porosa 100% saturada de agua) que se encontró a partir de la resistividad se divide entre Rw (resistividad de agua de formación) para obtener F (factor de formación).

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Entonces, de F se deduce la porosidad Ø y (gráfica de corrección Por 1) se compara con Øsv (porosidad sónica sin corrección de compactación). El valor de Bcp es igual a Øsv/Øv. Este valor de Bcp puede utilizarse para analizar confiablemente el potencial de arenas con contenido de hidrocarburos. Método gráfico de interrelación densidad-sónico Cuando se dispone de los registros de densidad y sónico, los valores ρ b (en la ordenada) y Δt (en la abscisa) se marcan sobre diferentes arenas en el intervalo de interés. Si las arenas no contienen gas, y algunas de ellas no están limpias, una línea trazada desde el punto de la matriz y que pase por los puntos colocados hacia el extremo superior izquierdo será Ia línea de arena limpia (gráfica ρb -Δt). Para cualquier valor de porosidad dado en esta línea de área limpia, habrá un valor Δt. Se busca este valor Δ t en la Gráfica de corrección* Por-3 y se va en dirección vertical hasta el valor de porosidad Ø. La intersección dará el valor para Bcp. Figura 6.3.8.2. Si se conoce que una arena está limpia y llena de líquido, entonces:

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Bcp = Øsv / ØD Ec. 6.3.8.5 Método de neutrones. Para aplicar los dos métodos anteriores, se requiere de arena limpia. Si las arenas contienen arcilla, no se puede utilizar ninguno con seguridad. Si se dispone un registro de neutrones (CNL), puede compararse ØN (porosidad neutrónica) con Øsv o con Δt utilizando la gráfica Por-3. Las diferencias entre ØN y Øsv en arenas llenas de agua se deben a la falta de compactación. Para dichas arenas:

Bcp = Øsv / ØN Ec. 6.3.8.6 En algunas rocas de alta porosidad, invadidas ligeramente con alta saturación de hidrocarburos, la porosidad del sónico puede ser muy alta debido al efecto del fluido. Tanto el aceite como el gas transmiten el sonido a velocidades menores (tiempos de tránsito mayores) que el agua. Por lo tanto, hay un porcentaje de transformación del tiempo de tránsito a porosidad, que supone que el agua es el fluido que satura los poros, por lo que algunas veces se sobrestima la porosidad de la roca. En estos casos, la porosidad derivada del tiempo promedio se multiplica por 0.9 en formaciones que llevan aceite, y por 0.7 en formaciones que llevan gas. Estas correcciones de fluido sólo se aplican cuando la porosidad derivada del tiempo promedio es evidentemente muy alta.

Ecuación empírica basada en observaciones de campo

Fig.6.3.8.2. Gráfica RHOB-DT de densidad neutrón utilizada para la determinación del factor de compactación.

*Log Correction Charts, Schlumberger

Los problemas constantes con el uso de la ecuación de tiempo promedio, asociados con las numerosas comparaciones del tiempo de tránsito sónico contra porosidad, dieron lugar a la propuesta de una transformación empírica de tiempo de tránsito a porosidad, la cual también se muestra en la gráfica de corrección* Por-3.

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La transformación empírica se basa por completo en comparaciones de tiempo de tránsito sónico contra una medición de porosidad independiente. La transformación empírica presenta varias características sobresalientes. Primero, sucede que todas las areniscas de cuarzo puro pueden caracterizarse por una velocidad de la matriz única un poco menor a 18,000 pies/ seg. Se sugiere un valor de 17,850 pies/seg (o Δ t ma = 56 μs/pie). Caliza y dolomita también parecen presentar velocidades de matriz únicas: para la caliza 20,850 pies/seg (o Δ tma = 49 μs/pie) y para la dolomita 22,750 pies/seg (o Δtma = 44 μs/pie. Para la arenisca, la transformación da valores de porosidad algo mayores en el rango de porosidad baja o media (es decir, entre 5% y 25%) que los que se obtienen con la ecuación de tiempo promedio utilizando una velocidad de 18,000 pies/seg. 256

De hecho, con un 15% de porosidad, la transformación indica una porosidad similar a la que da la ecuación de tiempo promedio si se utiliza una velocidad de 19,500 píes/ seg. Por lo tanto, parece que las matrices de mayor velocidad que se emplearon en la interpretación sónica en el pasado, se seleccionaron para forzar a que la ecuación de tiempo promedio diera una porosidad real en un rango de bajo a medio. Esto se aplica tanto a las areniscas como a los carbonatos. Para arenas de porosidad moderadamente alta (30%), la transformación empírica propuesta corresponde por lo general a la ecuación de tiempo promedio cuando se utiliza Vma = 18,000 pies/seg. Sin embargo, con una porosidad mayor al 35%, el tiempo de tránsito sónico aumenta mucho más rápido que la porosidad, y su respuesta se desvía rápidamente de la predicha por la ecuación de tiempo promedio. Aquí es donde la ecuación requerirá una corrección por falta de compactación. El nuevo proceso elimina la necesidad del factor de corrección y proporciona directamente la porosidad.

Este proceso empírico puede aproximarse en todo el rango de porosidades que se encuentran normalmente mediante la siguiente ecuación.

Ec. 6.3.8.7 El valor de la constante C puede fluctuar entre 0.625 a 0.7, dependiendo del investigador. La gráfica de corrección Por-3 emplea 0.7 para C, que fue el valor propuesto originalmente. Sin embargo, comparaciones más recientes de tiempo de tránsito a porosidad indican que 0.67 es más adecuado. Para el caso de una roca de yacimiento saturada de gas, C se convierte en 0.6 y se debe utilizar cuando la roca investigada por la herramienta sónica contiene una cantidad considerable de hidrocarburos en fase gaseosa (vapor). Debido a la poca profundidad de investigación, esta condición sólo existe normalmente en areniscas de mayor porosidad mayor al 30%.

Método gráfico para el cálculo de la porosidad La gráfica de corrección Por 3 convierte el tiempo de tránsito en porosidad. Se muestran dos juegos de curvas. Las azules emplean transformadas promedio. Las rojas están basadas en observaciones empíricas. Para ambas, se asume que la velocidad del fluido de saturación es agua con una velocidad de 5300 pies/seg. Al usar esta carta, ingrese en el eje X el tiempo de tránsito y, con la curva apropiada de velocidad de matriz o litología, lea la porosidad en el eje Y. Para rocas con mezclas como caliza dolomía, etc., se requieren curvas intermedias de matriz. Cuando se usan las curvas azules, transformadas promedio en arenas no consolidadas, debe usarse el factor de compactación Bcp. Entrando con el tiempo de tránsito en X, y con la intersección en las

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Fig. 6.3.8.3 Gráfica de corrección* Por 3

Tabla 6.3.8.1 Valores típicos de tiempo de tránsito

líneas B cp , se lee la porosidad en las ordenadas. Ejemplo: Δt (reg) = 76 μs/pie Vma = 19,500 pies/seg Luego Ø= 18 %

valores bajos y altos, pero más difícil de utilizar en cálculos manuales. En el caso de una formación limpia es: a = 1 / (ρma - ρf )

Ec. 6.3.8.8

b =1- (Δtma /Δt (reg))

Ec. 6.3.8.9

Ø (Raymon Hunt) = MIN (1,MAX(0,a*b)) Ec. 6.3.8.10

Método 1 Ecuación de Raymer Hunt La ecuación de Raymer-Hunt establece una relación de segundo grado entre el tiempo de tránsito t medido y la porosidad Ø de la formación, que puede dar mejores resultados en zonas con porosidades, variando entre

Donde:

ρma = Densidad de matriz ρf = Densidad de fluido (1 para lodos dulces y 1.1 para salados).

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También puede utilizarse la siguiente gráfica:

Fig. 6.3.8.2 Gráfica de conversión de tiempo de tránsito a porosidad

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6.3.9 Presiones anormales de formación Las formaciones que tienen presiones de fluido anormalmente altas, con frecuencia contienen arcillas sobre presionadas que tienen un exceso de agua en los poros. El tiempo de tránsito sónico es mayor en estas arcillas que en las que se compactan normalmente. Por lo tanto, puede emplearse un registro sónico para predecir la posibilidad de sobre presión. Normalmente el tiempo de tránsito sónico decrece en las arcillas al aumentar la profundidad. Un gráfico de Δ t contra profundidad, define la compactación normal. Las desviaciones de esta tendencia hacia valores más altos sugieren una sección anormal sobre presionada. Si se tiene experiencia en el área, la magnitud de la presión puede relacionarse frecuentemente con la diferencia entre el tiempo de tránsito real de la arcilla y el esperado de la línea de tendencia de compactación normal Figura 6.3.8.5.

Fig. 6.3.8.5 Registro sónico en escala reducida para identificar presiones anormales

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6.3.10 Correlaciones Las variaciones de velocidad, en diferentes tipos de rocas, producen una curva sónica que puede correlacionarse. Además, la buena definición vertical del registro sónico y la reducción del efecto de agujero debido a la compensación por efecto de agujero, hacen que este registro sea excelente para la correlación. Es muy útil en casos donde otros registros dan malos resultados (secciones arcillosas gruesas y evaporitas). Además, algunos tipos de formaciones, en particular las evaporitas, pueden identificarse fácilmente a partir de sus valores Δt. 6.4 Registros Sónicos Bipolares 6.4.1 Principio de funcionamiento Propagación multipolar Ya se comentó repetidamente que las herramientas que utilizan fuentes de excitación de tipo monopolar no permiten medir la velocidad de cizallamiento (shear) en formaciones lentas, donde se cumple que Δtshear en la formación > Δtmud en el lodo, porque en estos casos no se genera un frente de onda en el pozo correspondiente a la onda S en la formación, y entonces la información de la onda de cizallamiento no está presente en la formas de onda que llegan a los receptores dentro del pozo. Otro tipo de excitación, como la de tipo dipolar o multipolar, es requerida para medir la velocidad de cizallamiento en formaciones lentas. Todas las herramientas anteriores al DSI (Dipole Sonic Imager) usaban fuentes monopolares para generar la señal. Con este tipo de fuente se genera un pulso de presión omnidireccional. La onda de presión se propaga en forma radial de la misma forma en todas las direcciones, en forma análoga a las ondas que se forman en el agua cuando se arroja una piedra a un estanque.

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Físicamente es una fuente puntual, o de un polo. De aquí el nombre de monopolo con el que se lo denomina (Figura 6.4.1.1). En forma similar un receptor monopolar, un hidrófono, es igualmente sensible a variaciones de presión que vengan de cualquier dirección. Fuentes de dos puntos o polos, ubicadas en forma contigua y vibrando con fase opuesta, constituyen una fuente dipolar. La onda de presión resultante es tal que resulta positiva o “empuja” de un lado mientras que es negativa o “jala” del lado opuesto (Figura 6.4.1.2), comportándose como un pistón. Es importante notar que este tipo de fuentes son direccionales. Mas adelante veremos cómo se implementan mecánicamente. Una fuente de 4 puntos o polos, tiene dos fuentes en fase ubicadas sobre una diagonal y fuera de fase sobre la otra diagonal, constituyendo un cuadripolo (Figura 6.4.1.2). Para visualizar este modo es conveniente imaginar que se presiona un vaso plástico entre dos dedos en una dirección, y luego se afloja la presión para aplicar en una

Monopolo

Dipolo

Cuadrupolo

Figura 6.4.1.1. Modos de excitación acústica

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dirección perpendicular con otros dos dedos, y así se continúa apretando y aflojando en cada dirección en forma alternada. En la actualidad este tipo de fuentes sólo están disponibles en algunas herramientas sónicas de tipo LWD (Logging While Drilling). Un transductor dipolar puede ser construido como se muestra en la Figura 6.4.1.2: una especie de “parlante”, con un elemento móvil montado en membranas oscilantes alrededor de magnetos fijos. Si se aplica una corriente alterna a las bobinas enrolladas alrededor del elemento móvil, se genera el movimiento “jala-empuja” como un pistón, que es transmitido al lodo a través de las membranas, y luego a las paredes del pozo.

260

Fig. 6.4.1.2 Transductor dipolar y propagación flexural

La formación alrededor de la herramienta se mueve o flexiona lateralmente, y esta flexión se propaga axialmente a lo largo del pozo (Figura 6.4.1.2, centro). Este modo o vibración flexural es característica de la excitación dipolar. Al igual que las ondas de cizalla, el desplazamiento de las partículas es perpendicular a la dirección de propagación (Figura 6.4.1.2, derecha), pero la onda flexural es un “modo de pozo”, y es una onda superficial que se propaga por la pared del agujero, a diferencia de las ondas de cizalla, que son ondas que se desplazan por un sólido. La velocidad de propagación de la onda flexural a bajas frecuencias está muy cercana a la velocidad de cizalla de la formación. El lodo en el hueco sigue el movimiento de la onda flexural generando una onda de presión que puede ser detectada por los receptores dipolares aún en formaciones lentas (Figura 6.4.1.3). Por esto las herramientas dipolares son capaces de obtener la velocidad de las ondas de cizalla a partir de la onda flexural prácticamente en cualquier tipo de formación.

Figura 6.4.1.3. – Arribos en un arreglo de receptores excitados con una fuente dipolar en formación lenta

6.4.2 Características de las herramientas sónicas dipolares DSI ((Dipole Shear Sonic Imager) La herramienta DSI fue desarrollada a principios de los años 90 con la capacidad de combinar mediciones monopolares y dipolares. En la Figura 6.4.2.1 se muestra la configuración de la herramienta. La sección

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de transmisores contiene un transmisor monopolar piezoeléctrico y dos transmisores dipolares electro-dinámicos orientados en direcciones perpendiculares entre si. Pulsos eléctricos de diferentes formas y contenido de frecuencia pueden ser aplicados a los transmisores. Para excitar las ondas compresionales y de cizalla en la formación se aplica un pulso sónico con el transmisor monopolar a frecuencias similares a las herramientas convencionales (10 – 12 kHz). Para la onda Stoneley se utiliza un disparo separado del transmisor, utilizando un pulso de baja frecuencia (alrededor de 1 kHz) para maximizar la energía de este modo.

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Los transmisores dipolares también son pulsados a relativamente baja frecuencia (alrededor de 2 kHz) para excitar la onda flexural. Tanto el monopolo como los dipolos poseen modos adicionales para disparar pulsos en frecuencias mas bajas que las normales en casos de formaciones extremadamente lentas. Para prevenir la transmisión directa de la onda flexural a través del cuerpo de la herramienta se coloca una junta de aislamiento acústico (isolation joint) entre las secciones de los transmisores y los receptores. La sección de receptores tiene un arreglo de 8 estaciones receptoras espaciadas a 6 pulgadas entre sí, a 9 pies del transmisor monopolar y 11 y 11.5 pies de los transmisores dipolares. Cada estación receptora está compuesta de dos pares de hidrófonos piezoeléctricos de banda ancha alineados con los transmisores dipolares, como se muestra en la Figura 6.4.2.2. Sumando las señales registradas por un par de hidrófonos se obtiene una forma de onda monopolar, mientras que registrando la diferencia de las señales se cancela la señal monopolar y se obtiene una forma de onda dipolar. Cuando se dispara un transmisor dipolar normalmente se usa el par de hidrófonos ubicados en línea con ese

Figura 6.4.2.1.– Configuración de la herramienta DSI

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También es posible registrar un modo especial con los dipolos grabando las formas de onda recibidas tanto en los receptores en línea como los cruzados (perpendiculares) para cada dipolo. El registro de este modo implica 4 disparos (2 para cada dipolo) y se adquieren un total de 4 x 8 = 32 formas de onda. Este modo se denomina BCR, del inglés para both cross receivers, y se emplea para la evaluación de anisotropía.

6.4.3 Procesamiento de las formas de onda 6.4.3.1 Muestreo

Figura 6.4.2.2. Configuración de las estaciones receptoras del DSI

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transmisor. Cuatro conjuntos de 8 formas de onda se pueden registrar con los 4 modos básicos de operación: 1. Dipolo Inferior 2. Dipolo Superior 3. Modo Monopolo Stoneley (baja frecuencia) 4. Modo Monopolo P&S (frecuencias sónicas normales) Para cada modo la señal de los 8 receptores se ajusta en amplitud con un control automático de ganancia (AGC) y se digitaliza (12 bits) en la sonda antes de ser transmitida a la superficie. Se puede adquirir un modo adicional a frecuencias sónicas para registrar los cruces por cero de la señal (en vez de la onda completa) para transmitirlos a la superficie y utilizarlos para una detección del primer arribo en cada estación receptora. Este modo se puede usar para producir un registro de Δt compresional de alta resolución de 6 pulgadas (la separación entre niveles receptores).

Las formas de onda se registran en forma digital. Una onda digitalizada consiste de una serie de valores de amplitud, o muestras, tomadas a intervalos de tiempo regulares. El intervalo de muestreo depende de la frecuencia de la señal que se desea adquirir. La máxima frecuencia de señal que se puede registrar para representar correctamente la señal real analógica por una señal muestreada (evitando efectos de aliasing) se denomina frecuencia de Nyquist y es la mitad de la frecuencia de muestreo. Por ejemplo si quiero muestrear una forma de onda con un contenido de frecuencia de hasta 20 kHz, la frecuencia de muestreo debe ser de al menos 40 kHz. Para el modo Monopolo P&S las formas de onda son normalmente adquiridas con 512 muestras a un intervalo de muestreo de 10 μsec, correspondiente a una frecuencia se muestreo de 100 kHz. La frecuencia de Nyquist correspondiente es de 50 kHz, que es bastante seguro para las formas de onda en este modo, que usualmente tienen un contenido de frecuencia de entre 5 y 20 kHz. Para los modos dipolares y Stoneley las muestras son adquiridas a un intervalo de 40 μsec, resultando la máxima frecuencia registrable 12.5 kHz, nuevamente muy por encima de la máxima frecuencia esperada para los arribos en estos modos.

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6.4.3.2 Filtrado en frecuencia Normalmente se emplean filtros “pasabanda” para realzar la señal o modo de propagación de interés dentro de todo el tren de ondas que arriba a los receptores. Esto se realiza antes de efectuar la evaluación de tiempo de tránsito interválico o slowness para reducir el ruido y arribos no deseados, y para remover desplazamientos de la línea base (componentes de DC). En el caso de arribos dispersivos, como el caso de las ondas flexurales, filtros que retienen la parte de baja frecuencia reducen el efecto de dispersión y la cantidad de corrección necesaria.

6.4.3.3 Evaluación de tiempo de tránsito interválico STC (slowness Time Coherent) En la Figura 6.4.3.3.1 se muestra un tren de 8 ondas monopolares. Como es de esperar, el tiempo de llegada de los varios arribos en las formas de onda se incrementa al aumentar el espaciamiento transmisor-receptor. La pendiente de la línea dibujada sobre el arribo de una misma componente (compresional, cizalla, Stoneley, etc.) en cada

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forma de onda representa un cociente entre tiempo (en el eje horizontal) y distancia (separación entre receptores, en el eje vertical) y se puede expresar en μsec/ft. Esta pendiente, denominada move-out, tiene las unidades y representa en realidad el tiempo de tránsito interválico o slowness de la componente sobre el intervalo cubierto por el arreglo de receptores. El procesamiento de Slowness Time Coherence STC, es una técnica de procesamiento basada en el algoritmo de semblanza, que encuentra estas pendientes o velocidades en forma automática, buscando componentes coherentes barriendo todas las pendientes posibles en el arreglo de formas de onda. Para ello, a cada profundidad, se posiciona una ventana en tiempo y se va variando su pendiente. Los valores de las formas de onda para cada receptor se multiplican entre si obteniendo un valor de coherencia. Si la posición en tiempo y pendiente de la ventana se alinean con los arribos de alguna componente en particular la coherencia será máxima (valor 1), si no coinciden tendrá un valor pequeño o cero. Una vez que se barrieron todas las pendientes para una determinada posición en tiempo, se desplaza la ventana a otro tiempo y se repite la operación. Una forma conveniente de representar los resultados de coherencia a una determinada profundidad es con los gráfico de contorno, como se muestra esquemáticamente en la Figura 6.4.3.3.2.

Figura 6.4.3.3.1. – Determinación de las velocidades de propagación en una onda monopolar.

En esta gráfica cada punto representa el valor de coherencia para un determinado tiempo de arribo y pendiente (slowness). La mayor parte del gráfico de contorno está “plano” indicando baja coherencia, pero dos zonas se levantan por la presencia de arribos coherentes en el tren de ondas. Estos arribos coherentes se identifican posteriormente como la componente compresional (azul) y de cizalla (roja).

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máximas y mínimas para la relación

Δ t cizalla / Δ t compresional , etc. También se

determinan valores mínimos de coherencia para marcar un arribo.

Por lo anterior es posible que si la coherencia es muy baja por condiciones de pozo, ruido u otras, queden espacios en blanco sin etiquetar, donde las curvas de Δt se cortan. Estos huecos se pueden llenar interpolando valores si el espacio en blanco es pequeño, pero si supera los Δt pies pueden quedar zonas sin valores. Todo el proceso se repite para cada conjunto de formas de onda adquirido, correspondiente a cada modo de adquisición activado (Dipolo, P&S, Stoneley, etc.).

6.4.4 Aplicaciones principales Las aplicaciones clave para las mediciones del DSI, aparte de los usos tradicionales de los datos compresionales, incluyen:

264

Análisis de Propiedades Mecánicas: análisis de estabilidad de pozo, análisis de estabilidad de disparos y arenamiento, y diseño de fracturas hidráulicas.

Evaluación de formaciones: detección de gas, detección y evaluación de fracturas naturales e indicación cualitativa de permeabilidad.

Interpretación geofísica: sismogramas sintéticos de onda P y onda S, diseño de VSP (vertical seismic profiling) y calibración de modelos para análisis AVO (amplitude variation with offset).

Análisis de anisotropía de onda S: combinando la información de anisotropía con otros datos petrofísicos, geológicos y de ingeniería de yacimientos, es posible desarrollar una infinidad de aplicaciones que incluyen: diseño de disparos orientados, optimización de la distribución de pozos en un campo, detección de zonas fracturadas en hueco abierto o a través de tubería,

Figura 6.4.3.3.2. – Representación del funcionamiento del algoritmo de semblanza.

Esta operación se repite a cada profundidad y los gráficos de contorno proyectados en el eje de slowness generan un registro continuo o “Registro de Puntos” (Dot Log) donde los máximos de coherencia se alinean manteniendo cierta continuidad en función de la profundidad (Figura 6.4.3.3.2) El último paso para obtener una curva continua de Δt compresional o Δt de cizalla en función de la profundidad es unir los máximos del Registro de Puntos con una línea, en un proceso que se denomina “Etiquetado” o Labeling. Este proceso se realiza imponiendo ciertas reglas y restricciones para orientar el etiquetado, como son rangos de Δt máximo y mínimo para cada tipo de arribo (compresional, cizalla, etc.), Δtcizalla > Δtcompresional, relaciones

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Fig. 6.4.3.3.2 Presentación del registro

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determinación de la trayectoria más estable de perforación en pozos horizontales o de alto ángulo.

6.4.4.1 Análisis de Propiedades Mecánicas Tres conceptos son importantes en las aplicaciones de Propiedades Mecánicas: parámetros de dureza de la roca, estado de esfuerzos (orientación y magnitud) y mecanismos de falla de la roca. Estos tres factores contribuyen a explicar y predecir cuándo, dónde, porqué y cómo una formación fallará mecánicamente. La información del DSI, junto a otros registros, se usa para estimar los módulos elásticos dinámicos. Estos módulos son fundamentales para determinar la fortaleza de la roca y estimar la magnitud de los esfuerzos en la formación. 266

Se pueden emplear varios modelos de falla de la roca para evaluar fallas mecánicas de la formación una vez conocidos sus parámetros. En la Figura 6.4.4.1.1 se listan algunos de los módulos elásticos dinámicos que pueden ser calculados directamente de los Δt compresional y de cizalla y de la densidad. Otros módulos elásticos se pueden calcular con información derivada del análisis petrofísico (principalmente porosidad y contenido de arcilla).

6.4.4.2 Análisis de estabilidad de pozo El análisis de estabilidad de pozo se efectúa para determinar cuál es el rango o ventana de densidades de lodo que debe utilizarse para perforar un pozo en forma estable y segura, y además ayuda a determinar dónde se deben asentar las tuberías de revestimiento. Un lodo muy pesado genera una presión hidrostática excesiva y se corre el riesgo de fracturar hidráulicamente la formación, generando pérdidas de circulación.

Figura 6.4.4.1.1.- Módulos elásticos dinámicos

Un lodo demasiado ligero, aún por encima de la presión de formación, puede hacer que el pozo se colapse o se generen derrumbes (breakouts), lo que dificulta la limpieza del pozo. Puede derivar en atrapamiento de la sarta, dificultar o imposibilitar la toma de registros o dificultar operaciones posteriores en el pozo, como sería bajar la tubería de revestimiento, o bien, operaciones de cementación entre otras. Esto puede ser especialmente crítico en pozos con alta desviación, donde la ventana segura de densidad de lodo se reduce. Un análisis de estabilidad de pozo realizado con información del DSI, mas otros registros y evaluaciones, permite optimizar asentamientos de TR, pesos de lodo y parámetros de perforación, incluyendo la selección de barrenas. Para aumentar la certidumbre del modelo mecánico, además de la información de registros, también es deseable calibrarlo con datos de ensayos mecánicos de laboratorio efectuados en núcleos, reportes de perforación, pruebas de goteo en el pozo (leakoff test), gradientes de fractura de trabajos de estimulación, datos de presión de pruebas y probadores MDT entre otros.

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Figura 6.4.4.2.1 – Análisis de estabilidad de pozo – Ejemplo en Burgos

Los análisis de estabilidad en un pozo se efectúan una vez que el pozo ha sido perforado (análisis post-mortem), pero los resultados son de utilidad para hacer el diseño de nuevos pozos en el área o para poblar un modelo en tres dimensiones para hacer análisis predictivos de pozos, si se conoce la trayectoria que seguirán. En la Figura 6.4.4.2.1 se muestra un análisis de estabilidad de pozo efectuado con el programa ROXAN* para un pozo de la cuenca de Burgos. En el carril 4 están graficadas las densidades equivalentes de lodo que generan diferentes tipos de falla en la roca. El peso de lodo se debería mantener dentro de la “zona verde” para evitar pérdidas o derrumbes. En este caso se empleó una densidad de lodo de aproximadamente 1.7 g/cc, indicada por el trazo grueso en color marrón en el carril 4. A la profundidad de 1925 m se puede observar que para esa densidad de lodo se está muy cerca del gradiente de fractura, y en consecuencia hay riesgos de pérdida de circulación. *Schlumberger, Trade mark

267 En la Figura 6.4.4.2.2 un análisis de sensibilidad muestra cómo la ventana de densidad de lodo se va haciendo más angosta a medida que aumenta la desviación del pozo (se supone un caso normal con Sv> SH > Sh). Por ejemplo, en 1625 m se observa que si se exceden los 60 grados de desviación, no hay peso de lodo que no cause algún tipo de falla mecánica. De esta forma, si se planea perforar un pozo desviado en el área, 60 grados será la máxima desviación que podrá tener la trayectoria del pozo al atravesar este intervalo. Es importante tener en cuenta que estos límites para los pesos de lodo máximo y mínimo calculados se deben respetar en todo momento, aún en condiciones dinámicas cuando se está perforando o maniobrando la sarta de perforación. Por ejemplo, la densidad dinámica equivalente aumenta cuando se está circulando, o cuando se baja la sarta en el pozo si se hace muy rápidamente. Por otro lado, esta densidad bajará si se levanta la sarta (swabbing) rápidamente también.

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Figura 6.4.4.2.2 Sensibilidad de la ventana de lodo al ángulo de desviación del pozo (Burgos)

6.4.4.3 Análisis de estabilidad de disparos y arenamiento

formación y el pozo antes que los huecos de los disparos se colapsen (Figura 6.4.4.3.1).

Una importante aplicación de propiedades mecánicas es la identificación de zonas que pueden aportar arena durante la producción del pozo. El análisis que se efectúa es similar al de estabilidad de pozo, sólo que lo que se analiza en este caso, es la estabilidad mecánica de la cavidad perforada por los disparos efectuados durante la terminación (Figura 6.4.4.3.1).

En el ejemplo de la Figura 6.4.4.3.2 correspondiente a un pozo perforado en el Golfo de México, se pueden distinguir varias arenas. Según la evaluación, sólo la de más arriba, a una profundidad de X675 pies, estaba impregnada de hidrocarburos.

El resultado del análisis es determinar cuál es el máximo diferencial de presión (safe drawdown) que se puede aplicar entre la

Por la experiencia en otros pozos, se sabía que estas arenas eran propensas a producir arena, y por el espesor tan pequeño del intervalo, no justificaba la terminación con algún mecanismo de control como gravel packs, frac&pack o similares.

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Figura 6.4.4.3.2. Análisis arenamiento (Golfo de México)

Sin embargo, el análisis de arenamiento determinó que esta arena era lo suficientemente adecuada para producir con una terminación simple con disparos. El pozo se terminó de esta manera y el intervalo quedó produciendo sin arena. Con la información del DSI y otros datos se pueden calcular las constantes elásticas dinámicas, estimar parámetros de dureza de la roca, estimar esfuerzos y analizar modelos de falla. Pero es importante considerar dos situaciones. Primero, la producción de arena no necesariamente se debe a falla mecánica del hueco del disparo, por lo que se deben tomar en cuenta otros factores, como la existencia de partículas finas sueltas en la formación. Segundo, la estabilidad de los huecos de los disparos puede ir cambiando durante la producción del pozo, en especial si disminuye la presión de la formación, que originalmente formaba parte del esfuerzo de sobrecarga (overburden). Esto se debe tomar en cuenta en el análisis para predecir fallas y realizar los ajustes necesarios en los estranguladores para prevenir la producción de arena. *Schlumberger, Trade mark

6.4.4.4 Determinación de la altura de una fractura hidráulica Los módulos elásticos calculados a partir del DSI y otros parámetros de la formación (siendo la presión del yacimiento uno de los mas críticos) se pueden utilizar en algunos programas de diseño de fracturas hidráulicas, como el FracCade*, que permiten determinar la geometría de la fractura en tres dimensiones, la presión de bombeo y los volúmenes de fluido necesarios para obtener los resultados deseados. Pero también es posible hacer análisis simples para estimar cómo crecerá verticalmente una fractura con la utilización del programa FracHite*. El factor más importante para limitar el crecimiento vertical de la fractura es el contraste en los esfuerzos horizontales (Clossure Stress). Estos contrastes se pueden determinar a partir de los módulos elásticos del DSI, combinándolos con un análisis petrofísico para tener un panorama completo y diseñar la terminación del pozo. El ejemplo de la Figura 6.4.4.4.1 corresponde a un pozo de América del Sur.

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En el carril de profundidad se indican con barras rojas los intervalos disparados. En el carril 2 se muestra esquemáticamente cómo se propagarían las fracturas al aumentarse la presión de bombeo por encima de la presión de inicio de fractura. Como se ve en el registro, el intervalo superior crecerá hacia arriba, mientras que los dos inferiores hacia abajo, hacia la zona de agua. Este análisis se hizo después de una intervención (post-mortem), justamente para explicar la producción de agua luego de un fracturamiento hidráulico que se efectuó sin tener en cuenta cómo se propagarían las

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Fig. 6.4.4.4.1. Resultado de FracHite* (Suramérica)

fracturas, mostrando la importancia de la información y de un diseño adecuado.

6.4.4.5 Evaluación de Formaciones En rocas sedimentarias la velocidad del sonido depende se varios parámetros, pero principalmente del material que constituye la matriz, la magnitud y distribución de la porosidad y los fluidos que llenan los poros. La información de velocidad de las ondas compresionales y de cizalla puede ser de utilidad para identificar litología y ciertos fluidos.

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6.4.4.6 Detección de gas y tipo de litología A partir de la introducción de las herramientas sónicas dipolares ha sido posible obtener Δt de cizallamiento en cualquier tipo de formación. La nueva experiencia adquirida en formaciones lentas mostró que la relación Vp/Vs, cociente entre las velocidades de la onda compresional y de cizalla, se incrementa con la falta de consolidación de los sedimentos. Graficando Vp/Vs contra Δtc (Δt o slowness de onda compresional), debido a que este último es una función de la porosidad, se puede considerar al eje horizontal como el eje de porosidad.

Fig. 6.4.4.6.1 La gráfica Vp/Vs vs Δ tc ilustra las tendencias litológicas respecto a la porosidad y tipo de litología. Los datos mostrados corresponden a DSI registrados en Malasia y Mar del Norte

En la gráfica que se muestra en la Figura 6.4.4.6.1, los puntos de caliza (limestone) y la dolomía (dolomite) usualmente caen sobre una línea recta horizontal, con relaciones Vp/Vs casi constantes iguales a 1.86 y 1.80 respectivamente. Arenas secas o saturadas al 100% con gas, también caen sobre una línea horizontal con Vp/Vs aproximadamente igual a 1.58, mientras que arenas saturadas con agua, muestran una relación Vp/Vs creciente al aumentar la porosidad y cuando la compactación y el esfuerzo efectivo decrecen. Este comportamiento observado en el campo con datos reales puede ser justificado con la teoría poro-elástica de Biot-Gassmann, asumiendo una relación empírica entre Δtc y la porosidad, o lo que es equivalente entre el módulo de cizalla G, y la porosidad. Esto permite estimar una tendencia promedio para arenas saturadas con agua mostrada en la Figura 6.4.4.6.1 con la línea azul con la leyenda “Wet Sands”.

Fig. 6.4.4.6.2 Vp/Vs vs Δ tc en dos pozos de gas en Italia

Una tendencia similar, representada por la línea verde, se observa para lutitas con una forma casi idéntica, pero desplazada hacia arriba a valores mayores de Vp/Vs. Los puntos mostrados en la gráfica de la Figura 6.4.4.6.1, corresponden a datos reales de pozos en Malasia y el Mar del Norte.

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En su mayor parte consisten de lutitas, y coinciden muy bien con la curva verde propuesta para la lutita. Los puntos de Malasia que caen por debajo de la tendencia, son causados por capas delgadas con gas. Los puntos azules de arenas acuíferas del Mar del Norte tienen una buena correlación con la línea azul de las arenas saturadas de agua. Para ilustrar el efecto del gas, analizaremos datos obtenidos con DSI en dos pozos de gas en Italia, graficados en la Figura 6.4.4.6.2. Las arenas estudiadas en el Pozo A son someras, a una profundidad promedio de 1,000 metros. Las porosidades promedio están alrededor del 33%. La formación es poco consolidada, y el efecto de gas es muy pronunciado, con el Δt compresional tan alto como 180 μs/ft. Sin embargo, la relación Vp/Vs cae hasta solo 1.65,

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sin tocar la línea de gas. Esto se debe a que las arenas contienen algo de agua irreductible, y por lo tanto no generan un efecto completo. Las arenas estudiadas en el Pozo B están a una profundidad vertical promedio de 3000 m, y tienen una porosidad promedio de 20%. Los datos muestran también la tendencia característica del gas, esta vez yendo completamente hasta la línea de gas para Vp/Vs = 1.58. El último ejemplo, mostrado en la Figura 6.4.4.6.3, es bastante impresionante y corresponde a un pozo perforado costa afuera en el estado de Veracruz, México. En la Figura 6.4.4.6.3, se muestran los registros del mismo. En el carril 1, tanto el GR convencional como espectral (HCGR y HSGR) no muestran evidencia de presencia de arenas. En el carril 2, las resistividades son bastante bajas, y apenas si superan 1 ohmm en parte del intervalo ilustrado. En el carril 3, las curvas de densidad y neutrón están separadas en la mayor parte del intervalo, indicando una zona en apariencia mayormente de lutitas, lo cual es consistente con el GR.

Figura 6.4.4.6.3 Ejemplo de detección de gas en una zona de baja resistividad (Veracruz offshore)

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En la parte derecha de la Figura 6.4.4.6.3 se grafica Vp/Vs vs Δtco, y se muestra un fuerte efecto de gas, pero, ¿de donde viene? En el carril 4 se graficaron los Δ t compresional (ΔtCO) y de cizallamiento (ΔtSM) en una escala especial para resaltar el efecto de gas, que se destaca sombreando de amarillo donde ΔtCO y ΔtSM se cruzan. Esto indicaría que la zona potencialmente con gas va de X135 a X200 m, es decir 65 metros. La razón para esta baja resistividad y la respuesta de lutita en la mayoría de los registros, se debe a que la zona en cuestión está compuesta de finas laminaciones de arena, de 5 a 15 cm de espesor, intercaladas con lutitas. La resistividad está fuertemente afectada por las láminas de arcilla que “cortocircuitan” las arenas con gas con resistividad más alta, resultando en una baja resistividad para el conjunto. Pero el DSI, que ve todo el volumen, sí alcanza a detectar el gas. Con base en la respuesta del DSI, se decidió bajar una herramienta de resonancia magnética (CMR) y un probador de formaciones ((ΔtSM). El espesor con indicación de gas del DSI coincidió con el volumen poroso indicado por el CMR, y con el MDT se obtuvieron muestras de puro gas en X141 y X186 m. Sólo los 10 metros superiores se dispararon y produjeron gas seco sin agua (10 mmpc/d), pero todo indicaría que el intervalo completo de 65 m debería estar saturado con gas.

6.4.4.7.1 Inversión del ancho de fracturas con SonFrac*

*Schlumberger, Trade mark

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6.4.4.7 Evaluación de Fracturas Naturales Una de las principales aplicaciones de la onda Stoneley es su uso para la detección y evaluación de fracturas naturales, pero el uso efectivo de estas técnicas fue posible a partir de la introducción del DSI. Con herramientas anteriores, como el Array Sonic Tool, descrito previamente, las ondas Stoneley se obtenían filtrando las formas de onda de un disparo único a frecuencias convencionales (10 – 15 kHz). Esto tenía la desventaja que a estas frecuencias no se excitaban tan fuertemente estos modos en el pozo, y se perdía mucha energía en el filtrado, resultando muchas veces en una pobre relación señal/ruido. El DSI tiene un modo especial para la onda Stoneley, disparando la fuente monopolar a baja frecuencia, alrededor de 1 kHz. Las ondas Stoneley tienen la particular ventaja de ser sensibles a fracturas permeables (abiertas). Cuando una onda Stoneley encuentra una fractura que cruza el pozo, parte de su energía se refleja, debido al alto contraste de impedancia acústica creado por la fractura, y otra parte es transmitida a través de la misma. Las primeras técnicas se basaban en el cómputo del coeficiente de reflexión para detectar la ubicación de las fracturas y evaluar su posible “apertura”. Sin embargo, tenían la limitación que irregularidades en el pozo y cambios litológicos con contraste de impedancia acústica también producían reflexiones, que se podían confundir por fracturas si no se tenía cuidado. Las nuevas técnicas de análisis (SonFrac*) combinan la medición de los coeficientes de Reflexión y Transmisión de las ondas Stoneley con el modelado de los efectos de pozo y Δtc, Δts, RHOB, litológicos a partir de registros (Δ Caliper) para diferenciar reflexiones y atenuaciones debidas a fracturas de las producidas por irregularidades del agujero y cambios litológicos.

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6.4.4.7.1 Inversión del ancho de fracturas con SonFrac* La evaluación se hace en dos pasos. El primero consiste en el análisis de las formas de onda Stoneley reales registradas en el pozo para extraer los coeficientes de transmisión y reflexión. El segundo paso es invertir una distribución de apertura de fracturas a partir de los coeficientes de reflexión y transmisión

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Fig. 6.4.4.7.2 Ejemplo de inversión de apertura

calculados con base en un modelo de multicapa que se construye con los registros Δtc, Δts, RHOB y Caliper. El ancho efectivo de fractura se invierte minimizando la diferencia entre los coeficientes de transmisión y reflexión medidos con los calculados por el modelo. Finalmente se encuentra una “permeabilidad de fractura” para cada capa del modelo a partir del ancho

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efectivo de fractura. El proceso de inversión se muestra esquemáticamente en la Figura 6.4.4.7.1. Esta nueva metodología tiene las siguientes ventajas: (1) integra el análisis de los coeficientes de transmisión y reflexión, (2) se incorpora el efecto de irregularidades de pozo y efectos litológicos y (3) la inversión con los coeficientes de reflexión de ondas ascendentes y descendentes y de transmisión, permite realizar una mejor estimación de la apertura de fractura. En la Figura 6.4.4.7.2 se muestra un ejemplo de un procesamiento. El caliper y el ΔT Stoneley se muestran en el carril 1. El carril 2 muestra los resultados del análisis de coeficientes de transmisión. Los carriles 3 y 4 muestran el resultado del análisis de los coeficientes de reflexión de ondas ascendentes y descendentes. El carril 5 muestra las aperturas invertidas. El carril 6 se muestra el VDL (Variable Density Log) de las formas de onda Stoneley, con los característicos patrones “Chevrones” frente a las fracturas.

6.4.4.8 Indicación de Permeabilidad A baja frecuencia la onda Stoneley se convierte en una onda de tubo que se propaga comprimiendo el fluido en el hueco como un pistón. Cuando el pozo cruza una zona permeable o con fracturas abiertas, se

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produce un movimiento de fluidos entre el pozo y la formación. Esto resulta en pérdida de energía, es decir atenuación y disminución de la velocidad de las ondas, o sea, un incremento en el Δt Stoneley. Para el caso específico de zonas permeables sin fracturas se han desarrollado una serie de técnicas que tratan de estimar la movilidad de los fluidos a partir de estos efectos de atenuación y ralentización de las ondas Stoneley. Las primeras aproximaciones se basaban en calcular un Δt Stoneley para un medio elástico completamente impermeable a partir de ΔTc, ΔTs y RHOB. Este Stoneley elástico, Se, se comparaba con el Δt Stoneley medido, S. La movilidad Stoneley se estimaba a partir de la diferencia entre ambos: MOB (mD/cP) = f (S – Se) Ec. 6.4.4.8.1 Sin embargo este método no siempre producía buenos resultados y necesitaba calibración en la mayoría de los casos. Técnicas mas recientes (SPE-49131) realizan una inversión del modelo poroelástico completo de Biot sobre un amplio rango de frecuencias, modelando además el efecto del enjarre (mud cake) como una membrana elástica. En la Figura 6.4.4.8.1 se muestra el proceso de inversión en forma esquemática. Notar que aparentemente son necesarios una gran cantidad de parámetros,

Figura 6.4.4.8.1 Proceso de inversión para estimar movilidad a partir de las ondas Stoneley

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Figura 6.4.4.8.2. Ejemplo de procesamiento StPerm*

pero sólo tres son los más críticos: la velocidad del lodo, su atenuación y el módulo elástico del fluido en los poros. Adicionalmente, la aplicación para calcular la movilidad, StPerm*, propone una serie de flujos de trabajo para estimar estos parámetros. Este método, como cualquier otro, tiene también sus limitaciones, y se recomienda usarlo donde haya al menos una porosidad del 10% para lograr niveles aceptables de error en el cómputo de movilidad. En la Figura 6.4.4.8.2 se muestra un ejemplo de un procesamiento. *Schlumberger, Trade mark

6.4.5 Interpretación Geofísica Sumado a los usos tradicionales de los registros sónicos en geofísica, las mediciones sónicas dipolares pueden ser útiles para otras nuevas aplicaciones, éstas incluyen: correlaciones con sísmica de ondas S, Sismogramas sintéticos de onda S, interpretación y procesamiento de VSP y sísmica de superficie (anisotropía, constantes elásticas). Las mediciones de sónicos dipolares también proporcionan información necesaria para definir anomalías de amplitud

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relacionadas a la presencia de gas en la formación y se utilizan como datos de entrada para modelado AVO.

6.4.5.1 AVO (Amplitude variation with offset) Estudios y datos de campo han mostrado que los yacimientos de gas tienen una relación de Poisson marcadamente diferente a yacimientos con líquidos o lutitas adyacentes. Esta diferencia puede crear una respuesta AVO anómala en la sísmica. El AVO se describe como cambios de amplitud de la onda reflejada en un horizonte en las profundidades de la tierra al cambiar el ángulo de incidencia. La reflexión en un límite de impedancia acústica es función de cuatro variables: velocidad compresional, velocidad de cizallamiento, densidad de la formación y el ángulo de incidencia con el cual las ondas arriban al límite. Usando la velocidad de cizallamiento registrada con sónicos dipolares, la velocidad compresional y la densidad, se puede calcular un modelo simple de respuesta AVO. En la

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Figura 6.4.5.1.1, a la extrema izquierda se muestra una columna volumétrica calculada con ELAN*, con los principales componentes de minerales y fluidos de la formación, a la que se le empalmó la impedancia acústica (trazo negro) calculada con los datos de DSI y densidad. La curva aparece “cuadrada” porque para reducir el número de reflectores y simplificar el análisis, se dividió el intervalo en zonas a las que se les asignó un valor de impedancia constante. Los mayores cambios en la impedancia acústica corresponden a cambios de porosidad o litología en la formación. La variación de la amplitud con el ángulo de incidencia se muestra en la derecha de la figura, junto a algunos atributos AVO claves: gradiente, intercepción (incidencia normal) y su producto. Como el modelo construido con el sónico dipolar y la densidad está vinculado a una interpretación petrofísica, las respuestas AVO se pueden correlacionar a zonas y eventos reales en el pozo, como sería la cima de una zona productora de gas.

Figura 6.4.5.1.1. Modelo de AVO computado con DSI y densidad. Notar las claras variaciones de amplitud a medida que cambia el ángulo de offset (incidencia) entre 0 y 38 grados. Las amplitudes están normalizadas respecto del primer trazo.

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Posteriormente, la respuesta de estos modelos se puede comparar con anomalías encontradas en análisis AVO efectuados en la sísmica de superficie. De esta forma las respuestas y anomalías AVO de la sísmica de superficie se pueden validar y “calibrar”, y así identificar prospectos para proponer nuevas localizaciones.

velocidad de propagación de cizallamiento es aproximadamente la mitad de la compresional. Pero cuando se pasa a una escala de profundidad, los reflectores del sismograma y corridor S se comprimen, lográndose una mayor resolución.

6.4.5.2 Sismogramas sintéticos de onda S

En la Figura 6.4.5.2.1 se muestran una comparación de corredores de VSP de P y S (convertida) con sismogramas sintéticos construidos con Δ t compresional y cizallamiento medidos con un sónico dipolar en un pozo del campo Cuitláhuac, en la cuenca de Burgos. Notar la mayor resolución de los reflectores tanto en el corredor como en el sismograma de onda S.

Los sismogramas sintéticos construidos a partir de registros sónicos se utilizan frecuentemente para ayudar en los amarres entre la sísmica en tiempo y eventos en el pozo en profundidad, y así ajustar las conversiones tiempo-a-profundidad. En escala de tiempo S, los mismos eventos aparecen como “estirados”, debido a que la

Por esto, la información de onda S es mucho mejor para observar reflectores que están menos espaciados.

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Figura 6.5.2.1 –Comparación de VSP corridors y sismogramas sintéticos de onda P y S (Cuitlahuac, Burgos)

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Capítulo 7. Operaciones de Registros Eléctricos 7.1 Introducción .................................................................................................. 282 7.2 Registros con Cable ....................................................................................... 282 7.3 Registros con Tubería Flexible ......................................................................... 283 7.4 Utilización de Tubería de Perforación para las Operaciones de Registros .......... 285 7.5 Sistemas de Tracción para Transporte de Herramientas de Registros (TDT) ....... 285 7.6 Adquisición de Registros Durante la Pesca ........................................................ 287 7.7 Operaciones de Pesca de Herramientas ............................................................. 288

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7.1 Introducción

· Riesgo

La técnica de toma de registros con cable (Wireline) ha sido utilizada para la adquisición de datos en los pozos desde que los hermanos Schlumberger la inventaron y popularizaron. La técnica consiste en introducir un instrumento al pozo para obtener mediciones, que una vez procesadas, permitirán obtener información de las formaciones y fluidos aledaños al pozo.

· Desviación del pozo.

Los dispositivos para registrar los pozos, comúnmente llamados sondas o herramientas de fondo, se sostienen por medio de un cable, conocido como cable de registro, que contiene conductores eléctricos protegidos por una armadura de acero que puede soportar miles de libras de tensión.

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Durante la operación de toma de registros, las sondas se introducen al pozo y bajan al fondo del mismo por efecto de la gravedad, se realizan las mediciones y los datos se transmiten a la superficie por medio de señales eléctricas, a través del cable de registro. En superficie, en la unidad de registros (un vehículo con cabina de control y malacate), se controla la adquisición de datos, el procesamiento, almacenamiento y, en su caso, la transmisión de información al lugar de toma de decisiones. Esta técnica es útil siempre y cuando el pozo sea vertical o su desviación con respecto a ésta no sea severa y las herramientas puedan llegar al fondo por efecto de la gravedad. Si se pretende registrar pozos muy desviados o bien horizontales, deberán utilizarse otras opciones, por ejemplo, el uso de tubería flexible para empujar las sondas al fondo del pozo, o dispositivos de arrastre que dirigen las herramientas a través del pozo. También se han diseñado servomecanismos que en conjunto con la tubería de perforación permiten tomar los registros en pozos muy desviados u horizontales. La selección del método para introducir las sondas al pozo está en función de:

· Costo del pozo. · Incertidumbre en la evaluación de las formaciones que atraviesa el pozo. En las operaciones de toma de registros, ocasionalmente ocurren eventos no deseados como derrumbes en pozo descubierto, colapso de tuberías, problemas con el cable de registro, etc., que evitan que las sondas o el cable se puedan recuperar. Si algo de esto ocurre, es necesario realizar operaciones de pesca para eliminar los obstáculos en el interior del pozo. También se han desarrollado técnicas para registrar durante las operaciones de pesca, de gran utilidad cuando las condiciones del pozo no permiten que haya otra oportunidad para obtener información.

7.2 Registros con Cable El propósito fundamental de los registros de pozo, es realizar mediciones de parámetros físicos con la finalidad de caracterizar las formaciones y los fluidos que circundan al pozo. Para lograrlo se utiliza un sistema formado por un equipo de fondo o sonda que se introduce a los pozos y que contiene básicamente los dispositivos electromecánicos necesarios para medir las variables físicas, procesar la información obtenida y enviarla por medio de señales eléctricas analógicas o digitales, a la superficie. La sonda, en este caso, se sostiene en el interior del pozo por medio de un cable electromecánico de uno, cuatro o siete conductores eléctricos, protegidos con una cubierta de acero llamada armadura, que además de proteger a los conductores, soporta el peso de la sonda en el pozo cuando se realiza la operación de toma de registros. El último componente del sistema es la unidad de registros, que contiene un malacate en el que se enrolla el cable, un motor

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mecánico o hidráulico con la potencia suficiente para bajar o subir las herramientas en el pozo, y una cabina con los instrumentos y equipos necesarios para que el personal pueda realizar la operación. Otros componentes necesarios para la operación de registros, es el conjunto de poleas, cables y cadenas, que en un arreglo específico guían el cable de registro de la unidad al interior del pozo y lo mantienen centrado (Figura 7.2.1).

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convencionales. Esta diferencia significa un mejor aprovechamiento de los equipos de fondo, ya que con estos cables es factible realizar operaciones que no era factible realizar por el peso de la sarta de herramientas de fondo, o por la fricción que provoca el arrastre de las mismas en pozos desviados. Adicionalmente, la utilización de cables de alta resistencia ayuda a reducir o eliminar operaciones de pesca, ahorrando tiempo de perforación o terminación, ya que puede incrementarse la tensión de ruptura del punto débil del cable. Desafortunadamente, no todas las operaciones pueden realizarse utilizando únicamente el cable de registro, ya que en pozos altamente desviados u horizontales es prácticamente imposible que las herramientas lleguen al fondo por gravedad. Es factible utilizar cable de registro para bajar las herramientas en pozos con inclinación hasta de 65º con respecto a la vertical y se han reportado casos en los que se han podido tomar registros con cable en pozos con 75º grados de inclinación, sin embargo, pueden considerarse excepciones.

Fig. 7.2.1 Método de Registro con Cable

Estos aditamentos han evolucionado y se han complementado con modernos cabrestan-tes (capstans) motorizados, sistemas de alivio de tensión y cables de alta resistencia a los esfuerzos, a la temperatura y a medios ácidos, lo que ha permitido reducir el riesgo en las operaciones de adquisición de registros y ampliar aún más la capacidad de los equipos para realizar las operaciones con cable en pozos profundos. La utilización de mejores materiales y tecnología para la fabricación de los nuevos cables de registro, ha permitido un incremento de alrededor de 25% en la capacidad de tracción en comparación con la de los cables

Cuando se pretende registrar pozos desviados en aguas profundas, por ejemplo, el tiempo de operación es muy costoso e importante, y debe seleccionarse un sistema de empuje o arrastre que complemente al cable de registro. Si se selecciona el sistema adecuado, el ahorro en tiempo y mejora en efectividad puede ser considerable.

7.3 Registro con Tubería Flexible Normalmente, la tubería flexible se utiliza para transportar fluidos en operaciones de limpieza, estimulaciones, etc. y también se utiliza para mover equipos de perforación y terminación dentro del pozo, y puesto que la tubería flexible no solo depende de la gravedad para introducir los fluidos o equipos al interior del pozo, es factible utilizarla en pozos altamente desviados u horizontales. (Figura 7.3.1. y 7.3.1a).

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Fig. 7.3.1a Registros con Tubería Flexible

Fig. 7.3.1 Registros con Tubería Flexible

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En el caso de las operaciones de registros, la tubería flexible tiene la capacidad para empujar la sarta de herramientas de fondo a través de obstrucciones y patas de perro. Esta capacidad no la tiene el cable de registro. Sin embargo, éste es necesario como medio para proporcionar energía a las sondas y para transmitir y recibir información. En operaciones con tubería flexible, el cable viaja por el interior de ésta y se conecta a las herramientas de fondo y al equipo de superficie por medio de adaptadores especiales. Cuando se utiliza este método, es necesario tomar en cuenta ciertas consideraciones que normalmente no se presentan en operaciones convencionales con cable o con tubería flexible, pero sí se presentan en operaciones de toma de registros, particularmente el efecto de compresión a que se somete la tubería cuando empuja las herramientas de fondo. Esta compresión puede llegar a colapsar o doblar y fracturar la tubería flexible. El entendimiento de los efectos mencionados y sus causas, ha permitido elaborar modelos para simulación del comportamiento de la tubería en condiciones extremas de operación, lo que ha permitido extender los límites de aplicación de este método de manera más segura. La probabilidad de éxito al utilizar la tubería

flexible en operaciones de registros es alta. Sin embargo hay que tomar en cuenta que este método, normalmente se utiliza en operaciones de registro en agujero entubado y ocasionalmente en agujero abierto. El método es muy conveniente y no requiere equipo de perforación para operar, sólo se requiere la unidad de tubería flexible y el sistema de control del pozo. Una desventaja de la tubería flexible como medio de empuje, es que tiene un alcance limitado. Cuando la tubería se va desenrollando, pasa por un cuello de ganso y una cabeza inyectora, que ejercen sobre la tubería una tensión superior a la de las condiciones normales de operación en el pozo. Esta operación ayuda a quitar la curvatura que la tubería adquiere cuando está enrollada. Sin embargo, la tubería conserva una pequeña curvatura remanente. Esta curvatura y las desviaciones en los pozos, pone a la tubería en contacto con la superficie interior de los mismos. Con el contacto se incrementa la fricción, y en la medida de que más tubería se introduce, se va formando una especie de helicoide que presiona la pared del pozo. La fuerza requerida para empujar la tubería se incrementa en la medida que más tubería está en contacto con la pared del pozo. Eventualmente la resistencia provocada por la fricción es tal que es necesario detener la operación para evitar colapsos o dobleces en la tubería flexible. Esta

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condición se llama amarre helicoidal. En pozos muy desviados u horizontales donde el cable de registro y la tubería flexible puede experimentar el efecto de amarre, otros métodos, llamados de tracción, operan mucho mejor.

7.4 Utilización de Tubería de Perforación para las Operaciones de Registros Este método se utiliza en pozos con alta desviación y/o geometría compleja. Se utiliza la tubería de perforación como medio de empuje para que las sondas puedan alcanzar el fondo del pozo. También puede utilizarse cuando el pozo se está perforando sobre balance, lo que aumenta la posibilidad de atrapamiento de la herramienta, o bien, cuando se utilizan herramientas de mayor diámetro que las convencionales, como la Herramienta de Probador de Formaciones (MDT), ya que puede realizarse la operación de muestreo con menos riesgo de que la herramienta quede atrapada. El sistema desarrollado para la aplicación del método se conoce como TLC (Tough Logging Condition system) y utiliza equipamiento especial para conectar las

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herramientas de registro a la tubería de perforación. (Figura 7.4.1) El sistema se utiliza para registrar pozos con agujero en condiciones difíciles, como altos ángulos de desviación o múltiples patas de perro. También se utiliza con sartas de herramientas cuyo peso se aproxima al límite de operación con cable de registro (punto débil). Las herramientas de registro en la sarta pueden protegerse del peso de la tubería monitoreando continuamente la compresión en la misma. Como en el caso de la tubería flexible, se utilizan aditamentos especiales para pasar el cable de registro por el interior de la tubería para conectar la sarta con la unidad de registros. El sistema TLC normalmente no se utiliza para transportar las herramientas de registro en agujero descubierto más allá del límite definido por la longitud de la tubería de revestimiento que va del punto de insersión del cable de registro, hasta donde se encuentra la zapata de la tubería de revestimiento, ya que puede dañarse el cable de registro.

7.5 Sistemas de Tracción para Transporte de Herramientas de Registros (TDT) Los sistemas de tracción conocidos como TDT (Tractor Drive Technology) son los más recientes de los sistemas de transporte de herramientas en el pozo. El método consiste en que un dispositivo conocido como tractor se utiliza para jalar o para empujar la sarta de herramientas aún en pozos donde la desviación excede los 90º.

Fig. 7.4.1 Técnica TLC aplicada a una herramienta de fondo en un pozo desviado

Como se ha comentado, la fricción es un enemigo del transporte de herramientas en el pozo, ya que hay que aplicar energía adicional en la medida que las herramientas, cable o tubería, rozan con la pared del pozo. Sin embargo, estos sistemas precisamente utilizan la fricción para operar. El tractor presiona la pared del pozo con la fuerza suficiente fuerza para que la fricción evite que

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se resbale y deje de avanzar mientras empuja o jala su propio peso, el de la sarta y el del cable, al fondo del pozo. Existen dos mecanismos de tracción, el continuo y el reciprocante. El continuo utiliza ruedas dentadas o bandas tipo oruga que contactan la pared del pozo. Si el diámetro del pozo tiene variaciones significativas, sobre todo si disminuye, el mecanismo trata de adaptarse a diámetros diferentes y no siempre lo logra. (Figura 7.5.1. y 7.5.2.) Fig. 7.5.1 Mecanismo de tracción reciprocante

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Fig. 7.5.2 Sistemas de transporte para operaciones de registros

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El tractor reciprocante utiliza ruedas descentradas con dos unidades de fuerza que operan alternadamente, mientras una actúa empujando las ruedas a la pared del pozo, la otra se libera para permitir el movimiento hacia delante, imitando el andar de una oruga.

7.5.1 Mecanismo de tracción reciprocante Para mover al tractor y a su carga (sarta y cable) se requiere energía que es suministrada desde la superficie a través del cable. Ya que los conductores del cable pueden manejar una cantidad limitada de energía, el tractor no opera a su máxima capacidad, reduciendo con ello la velocidad o la fuerza del mismo, esto quiere decir que un tractor puede empujar una carga pesada pero su velocidad será muy baja, o se puede mover rápido si la carga es ligera. En general, la eficiencia de los tractores es muy baja ya que su capacidad de convertir energía eléctrica en movimiento es de alrededor del 10%. El 90% restante, se convierte en calor, que no puede disiparse si la temperatura de los pozos es elevada, lo que puede provocar daño al mecanismo de tracción.

Fig. 7.6.1 Torpedo doble utilizado en operaciones de LWF

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7.6 Adquisición de Registros Durante la Pesca En situaciones donde las operaciones de registros tienen cierto riesgo, el sistema de registro durante la pesca LWF (Logging While Fishing) puede ser una alternativa a una operación con el sistema TLC, que utiliza la tubería de perforación como medio de transporte de las herramientas de registros. En situaciones adversas el método LWF incrementa la posibilidad de poder registrar el pozo. La sarta incluye una herramienta para monitorear la compresión de la misma durante la operación con LWF. Si la operación resulta exitosa, se ahorrará tiempo y el costo de una operación con el método TLC. En el caso de que una herramienta quede atrapada en el pozo, el método LWF es una buena opción para recuperar la herramienta y efectuar la operación de registros. (Figura 7.6.1.) La operación LWF se basa en el procedimiento convencional de pesca de cortar y enhebrar. Una herramienta especial corta y asegura el cable en la superficie. El extremo del cable pasa a través del tramo de tubería y éste se mete al pozo. Mientras este tramo cuelga, el cable pasa por otro tramo de tubería, éste se enrosca y así sucesivamente. Debido a que el cable tiene que pasar por el interior de la tubería, la operación es más tardada que una operación TLC, hasta que el cable llega al punto en que se conecta a una ventana subsuperficial para entrada de cable CSES (Cable Side Entry Sub). Justamente debajo de esta ventana se conecta la herramienta para cortar cable CCTS (Cable Cutting Tool Sub). Más allá de este punto, la operación tarda más o menos el mismo tiempo que una operación TLC y tiene las mismas restricciones en cuanto a que no se recomienda extender el tramo registrado más allá de la longitud definida entre la zapata de la tubería de revestimiento y la ventana subsuperficial por donde se introduce el cable de registro a la tubería. (Tabla 7.6.1. y 7.6.2.)

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Tabla 7.6.1 Cuadro comparativo de técnicas de registro

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Tabla 7.6.2 Métodos de transporte para operaciones de registros

En el extremo de la tubería se encuentra una herramienta de pesca en forma de campana, de tal forma que cuando la tubería llega a la herramienta atrapada, se realiza una maniobra con la tubería para asegurar que la herramienta quede sujeta al pescante. El cable se reconecta en la superficie utilizando un torpedo. Una vez conectado el cable, se procede a realizar la operación de registros. Una vez que concluye la operación, se saca la tubería y se corta el cable, de tal forma que la herramienta se libera del pescante por separado.

7.7 Operaciones de Pesca de Herramientas Pesca es el nombre que se da en la industria petrolera a cualquier operación que implica el retiro de material atrapado o dejado en el pozo. Existen diversas causas por las que una herramienta puede llegar a quedar atrapada y también varios métodos para recuperarlas.

7.7.1 Causas de atrapamiento en pozo abierto En agujero abierto las principales causas de atrapamiento tienen que ver con la presión

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diferencial en el pozo, con el asentamiento del cable en la formación y con pozos restringidos o colapsados. a) Presión Diferencial El atrapamiento por presión diferencial tiene que ver con la relación que existe entre la presión de formación y la presión hidrostática que ejerce la columna de fluido dentro del pozo. La presión diferencial que existe entre el cable o la herramienta y las paredes de pozo, crea una fuerza de succión cuando el enjarre se rompe por el paso de estos mismos, ya que la formación queda expuesta y se propicia la pérdida de fluidos.

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c) Pozos con Restricciones o colapsados El atrapamiento ocurre cuando el diámetro del pozo es menor que el de la herramienta. Las restricciones del pozo pueden ser causadas por la hidratación de lutitas, el derrumbe de formaciones poco consolidadas, o bien, acuñamiento debido a escombros o al colapso del agujero. (Figura 7.7.1.2.)

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b) Asentamiento del cable en la formación

Fig. 7.7.1.1 Atrapamiento por Presión Diferencial.

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hacia arriba ésta se queda atorada en el surco.

El atrapamiento ocurre cuando la fuerza generada por el diferencial de presión es más grande que la máxima tensión segura a la cual podemos jalar el cable. Una presión diferencial de 500 psi puede llegar a causar una fuerza de 150,000 libras sobre el cable (Fig. 7.7.1.1)

El atrapamiento por asentamiento del cable en la formación, ocurre cuando el cable cava un surco en alguna parte de la pared del pozo. Esto podría pasar en pozos desviados o con alta severidad. Al jalar la herramienta

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Fig. 7.7.1.2 Pozos restringidos o colapsados

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d) Otros tipos de atrapamiento Adicionalmente a los tipos de atrapamiento ya mencionados para pozo abierto, existen los causados por una zapata dañada o ranurada, por un cable dañado, o por una herramienta dañada, y aquellos que pueden ser causados al introducir herramientas o accesorios que sean de diámetro mayor al recomendado. (Figuras 7.7.1.3. y 7.7.1.4.) Fig. 7.7.2.1 Acuñamiento de herramienta con residuos

Fig. 7.7.1.3 Tubería de revestimiento Dañada

290 Fig. 7.7.2.2 Tubería de Revestimiento colapsada y herramienta (cañón) dañada.

7.7.3 Técnicas de Pesca

Fig. 7.7.1.4 Cables Dañados

7.7.2 Causas de Atrapamiento en Pozos Entubados Las causas de atrapamiento en pozos entubados también suelen ser diversas, entre ellas podemos encontrar: acuñamiento de la herramienta con residuos, tubería colapsada, herramientas dañadas, tapón asentado parcialmente, herramientas de mayor diámetro que las restricciones y cable dañado. (Figuras 7.7.2.1. y 7.7.2.2.)

Existen diversas medidas de prevención que deben tomarse en cuenta para no dejar una herramienta en el pozo, pero si a pesar de ello ocurre el atrapamiento, se deberá estar preparado para realizar una operación de pesca. La decisión de cuál técnica de pesca usar no es simple, por lo que hay que seguir ciertos lineamientos para la toma de decisiones: 1.- En caso de pozo abierto poco profundo (< 1000 metros) con buenas condiciones de agujero, conviene utilizar un pescante de puerta lateral (side-door overshot). 2.- Si se trata de un Pozo abierto profundo (> 1000 metros) o pozo abierto poco profundo con malas condiciones de agujero, conviene realizar la maniobra de pesca de cortar y enhebrar (cut and thread).

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3.- En pozo entubado hay que liberar en el punto débil (excepto en pozos profundos en donde es posible de que el cable se rompa antes que el punto débil). Es importante hacer notar que estos lineamientos son reglas generales y para cada caso deberá de realizarse una evaluación de los posibles riesgos para tomar la decisión final. Por ejemplo, siempre que haya fuentes radiactivas, el método recomendado es el de cortar y enhebrar, ya que es el más seguro, y sin embargo es el método más laborioso y por tanto, el que consume más tiempo. a) Método de cortar y enhebrar Consiste en cortar el cable en superficie con el objeto de poder utilizarlo como guía para localizar la herramienta atrapada en el pozo. Una vez cortado el cable, se enhebra el pescante que ha sido colocado en el extremo inferior de la tubería, para posteriormente colocar los accesorios que permiten la conexión y desconexión mecánica en forma rápida. De esta manera es posible enhebrar y roscar cada tramo de la tubería conforme el pescante baja al pozo, aproximándose a la herramienta atrapada. Al llegar a la herramienta, el pescante se presiona contra la cabeza de pesca de la herramienta para sujetarla. Una vez que la herramienta ha sido liberada de la formación, se procede a cortar el punto débil y a recuperar el cable para posteriormente recuperar la tubería con la herramienta sujeta en la punta. Una variante de este método de pesca es cortar y enhebrar en reversa (reverse cut and thread) que básicamente es igual que el método anterior hasta antes de romper el punto débil. En este caso, en lugar de romper el punto débil se procede a sacar tubería con el cable adentro. En cada desconexión de tubería se deberá cortar el cable y realizar un nudo. El método cortar-y-enhebrar en reversa es aún más seguro que el convencional, sin embargo suele tomar aún más tiempo y tiene la desventaja que el cable queda inservible.

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b) Método de pescante de acceso lateral El método utiliza un pescante con un acceso lateral que permite la entrada del cable sin necesidad de cortarlo. Dado que el cable esta enhebrado, solamente en el pescante se puede hacer la conexión de tubería sin que el cable pase por el interior de la misma. El cable servirá de guía para poder encontrar la herramienta en el fondo. Una vez pescada la herramienta en el extremo de la tubería de perforación, se procederá a retirarla del pozo. Este método es relativamente rápido pero tiene la desventaja de que el cable va por afuera de la tubería, y éste puede ser dañado con facilidad, complicando la operación.

c) Método de liberación por rompimiento del punto débil Este método es el más simple, más rápido y el más utilizado en pozo entubado, sin embargo, es uno de los métodos menos efectivos, debido a que no utiliza el cable como guía para encontrar la herramienta. El método consiste en romper el punto débil y recuperar el cable. Una vez que el cable ha sido recuperado, se procede a bajar un pescante con una campana lo más justa al diámetro del pozo para buscar la herramienta. Al momento de tener un indicio de que la herramienta ha sido encontrada y pescada, se procede a recuperar la tubería, esperando que la herramienta se mantenga sujeta al pescante.

7.8. Bibliografía Primer of Oilvell Drilling, 6th Edition. Schlumberger TLC Manual TLC animation Intouch ID # 3830797 Schlumberger Wellsite Reference Manual (online edition). Schlumberger Fishing Operations Manual CT Loggin Operations Manual (Ver. 1) EDMUSUID: 274730896

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Capítulo 8.

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Control de Calidad de Registros Eléctricos

8.1. Introducción .................................................................................................. 294 8.2. Datos Digitales .............................................................................................. 294 8.2.1. 8.2.2.

Formatos Reporte de Calidad de Datos

8.3. Registros Impresos ........................................................................................ 295 8.3.1. 8.3.2. 8.3.3. 8.3.4. 8.3.5. 8.3.6. 8.3.7. 8.3.8. 8.3.9. 8.3.10. 8.3.11. 8.3.12.

Página Principal Observaciones y notificaciones especiales Descripción del Equipo Diagrama del Pozo Control y Medición de la Profundidad Histograma de Velocidades del Cable Sección Principal Parámetros Sección Repetida Calibraciones Encabezado Final Organización de la Copia Impresa

8.4. Control de Calidad de Registros Eléctricos ....................................................... 308 8.4.1. 8.4.2. 8.4.3.

Herramientas de Resistividad Herramientas Nucleares Herramientas Sónicas

8.5. Bibliografía .................................................................................................... 314

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8.1 Introducción

8.2 Datos Digitales

El valor de los datos adquiridos durante las operaciones de registros, está en función del uso que se les dé para tomar decisiones clave durante la evolución de un pozo. Es primordial asegurarnos que los datos sean confiables para poder tomar dichas decisiones.

Los datos digitales son el producto principal de los registros geofísicos. Éstos contienen mucha mayor información que los datos impresos. Es por esto imperativo que todos los datos y parámetros necesarios sean registrados en la cinta.

Existen procedimientos aplicables al control de calidad de los registros que tienen como objetivo evaluar y monitorear el nivel de calidad que tienen los datos adquiridos. Estos procedimientos se basan en una serie de verificaciones como las que se listan a continuación:

294

Verificar la respuesta de la herramienta contra valores conocidos.

Asegurar la consistencia de las herramientas antes y después de la adquisición de datos.

Asegurar que todos los datos críticos fueron recavados y documentados.

Asegurar la utilización de los parámetros adecuados de adquisición.

Comparar la repetibilidad de las lecturas.

Verificar que toda anomalía u observación durante la operación sea documentada.

Asegurar que los componentes del registro impreso estén incluidos y completos.

Asegurar que los datos digitales sean válidos y correctamente almacenados.

En este capítulo describiremos en las siguientes secciones, las especificaciones de control de calidad usadas: 1.

Datos Digitales

Registros Impresos (Hard Copy)

Adicionalmente se presenta una breve descripción de los procedimientos de control de calidad para los servicios básicos.

8.2.1 Formatos Los datos digitales son presentados en diferentes formatos según la aplicación de los mismos.

8.2.1.1 DLIS El formato mas común para manejo de datos digitales es el DLIS (Digital Log Interchange Standard). DLIS es un formato sofisticado de grabación de datos de servicios petroleros que fue originalmente diseñado por Schlumberger y que actualmente se encuentra registrado ante el POSC (Consorcio de Estándares Petroleros Abiertos, por sus siglas en inglés) con el número de referencia POSC RP66. El estándar DLIS propone un manejo de datos que permite el almacenamiento, administración e intercambio de datos de calidad. Al especificar equipo, herramienta, proceso y datos, el formato asegura guardar la pista de la información, lo cual es requerido en la industria de la exploración y producción. La información estática almacenada en los Parámetros (PARAMETERS), describe las condiciones ambientales y operacionales. La información dinámica (datos del registro) es almacenada como Canal (CHANNEL). Existe un software diseñado para desplegar en la pantalla de un monitor los datos de un archivo DLIS, de esta manera se pueden identificar los siguientes puntos: ·

Servicios y canales adquiridos.

Intervalo de registro.

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Parámetros relevantes de adquisición.

Errores presentados durante el almacenaje de los datos.

8.2.1.2 SEGY Los datos geofísicos adquiridos en pozos petroleros no son registrados en formato DLIS. A pesar de que estos datos pueden ser convertidos a DLIS, el formato SEGY es más comúnmente usado. Publicado y mantenido por la Sociedad de Geofísicos de Exploración (SEG, por sus siglas en inglés), este formato es específico a la industria geofísica y ha adquirido un uso generalizado. La descripción del formato está disponible en las publicaciones de estándares técnicos del SEG.

8.2.1.3 LAS A solicitud de PEMEX, los datos digitales pueden adicionalmente ser entregados en Log ASCII (LAS). El formato LAS fue publicado por la Sociedad Canadiense de Registros en Pozos (CWLS, por sus siglas en ingles). LAS consiste de archivos individuales escritos en ASCII y fue originalmente diseñado para almacenar los datos más relevantes de un pozo en un disquete. Su estructura garantiza que todos los sistemas operativos de computación puedan abrir y leer los archivos LAS.

8.2.2 Reporte de Calidad de Datos Todos los datos adquiridos durante los registros deben ser evaluados, para esto las compañías de servicio han definido procedimientos detallados, que miden paso a paso el grado de cumplimiento contra estándares de calidad. El ingeniero de registros durante la ejecución del servicio, debe realizar los controles necesarios para garantizar que los datos cumplan con todos los atributos requeridos de calidad.

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Servicio a Pozos (SERAP) de PEMEX en conjunto con las compañías de servicio ha definido un procedimiento estandarizado de control de calidad, “Procedimiento para la Evaluación de los Servicios de Registros Geofísicos y Línea de Acero” (216-21900GCOE-PMP-0025). Dicho documento detalla el procedimiento a seguir para la evaluación final y el proceso de obtención de los registros geofísicos, además de servir de guía para la evaluación mensual de las compañías de servicio, incluyendo SERAP. Por medio de la hoja de Evaluación Técnica de Registros (Formato 8.2.2.1), se cuantifica la calidad de cada uno de los registros realizados en una operación. La evaluación se divide en 4 principales rubros: presentación, calibraciones, operativa y de calidad de los datos. Como resultado se obtiene una calificación final para cada servicio y se definen el número de servicios con alta calidad (aquellos que obtengan más del 80% en la calificación final).

8.3 Registros Impresos La estandarización de presentaciones estáticas y dinámicas deben acomodar la amplia diversidad de mediciones que se realizan en la actualidad. Un registro impreso típico se entrega en papel plegado y presenta no solo las mediciones obtenidas, sino también otra información relevante. La impresión consiste de página principal, observaciones y notificaciones especiales, descripción del equipo, esquema del pozo, resumen de parámetros de profundidad, histograma de la velocidad del cable, sección principal, sección repetida, parámetros, calibraciones y encabezado final. Cada medición registrada es usualmente referida a una curva presentada contra tiempo o profundidad, o contra ambos. A continuación se definen los componentes de un registro estándar.

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Formato 8.2.2.1 para la Evaluación de Registros

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8.3.1 Página Principal

8.3.1.1Encabezado

La página principal contiene información acerca del pozo y la operación. Mucha de esta información es provista por el ingeniero a cargo del pozo y debe ser revisada para asegurar que este completa y correcta. Una página principal estándar incluye los siguientes componentes:

En la parte superior el logo de la compañía que realiza el servicio. La identificación del pozo incluye el nombre de la compañía, nombre del pozo, nombre del campo, municipio y país (Figura 8.3.1.1.1 sección a).

Encabezado

Datos operativos del pozo

Propiedades del fluido (lodo)

Abajo, en la primera línea, se identifica el servicio realizado, en la siguiente se coloca el mnemónico del registro y en la última línea se ubica la escala utilizada. La localización del pozo se define con referencia a otro pozo o a una referencia conocida.

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d Fig. 8.3.1.1.1 Página Principal de un Registro

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Se anota en esta sección el nombre del equipo de perforación que realiza las operaciones en el pozo. Las coordenadas UTM se colocan tal como fueron provistas por el cliente, así como la máxima desviación registrada hasta el momento del servicio. La información de elevación provee una referencia vertical para operaciones de perforación y para posteriores operaciones de registro. La referencia permanente debe ser el nivel de terreno para tierra y el nivel de mar para operaciones en el mar. Tanto la perforación como los registros deben estar medidos desde la mesa rotaria.

8.3.1.2Datos Operativos del Pozo

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La fecha, número de la corrida, intervalos de registro, profundidad inicial y profundidad de la zapata del perforador y del registro, deben estar presentes en esta sección de la página principal. El tamaño de la barrena indica el diámetro nominal de la sección de pozo abierto (Figura 8.3.1.1.1 sección b).

8.3.1.3Datos del Fluido (Lodo) Datos precisos y completos del fluido son críticos para efectuar las correcciones a las mediciones y así poder realizar un evaluación de la formación (Figura 8.3.1.1.1 sección c). Los datos del fluido deben constar de la siguiente información: ·

Tipo de fluido.

Densidad del fluido, viscosidad, pérdidas por filtrado y PH.

Fuente de la muestra de fluido.

Resistividad del fluido (Rm), filtrado (Rmf) y enjarre (Rmc). Estos datos no se presentan en caso de fluido base aceite.

Temperatura de las muestras cuando las mediciones de resistividad sean tomadas.

Temperatura máxima observada durante el registro. Esta temperatura se debe tomar mediante el uso de tres termómetros y se debe observar cuál fue la profundidad máxima a la que estos termómetros llegaron.

Valores de R mf y R mc a la máxima temperatura, cuando aplique.

Fecha y hora de la última circulación anterior al registro.

En la Figura 8.3.1.1.1. sección “d” se ubica el número de la unidad y los nombres del operador del registro y el testigo que certifica la operación.

8.3.2 Observaciones y notificaciones especiales La sección de observaciones y notificaciones especiales incluye comentarios referentes a circunstancias no estándar relacionadas con la operación de las herramientas, presentación del registro, anomalías, solicitudes especiales y cualquier eventualidad que cambie los procedimientos operacionales estándar (Figura 8.3.2.1). En esta sección se deben mencionar como mínimo los siguientes datos: ·

Registro utilizado para correlación

Datos complementarios del lodo como: porcentaje de sólidos, de agua, de aceite y cantidad de cloruros en ppm.

Profundidad a la que se registró la temperatura máxima de los termómetros.

Primeras lecturas de cada servicio.

Computación o corrección ambiental aplicadas a cualquier herramienta.

Cuando aplique, fórmula de porosidad y matriz utilizada para su cálculo.

Cualquier información o incidente que pueda ir en detrimento de la calidad o interpretación del registro: lodo cortado por gas, pescado en el pozo, tubería de revestimiento cercana, presencia de barita, etc.

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Cualquier incidente que pueda explicar anomalías en el registro: aprisionamientos, pegadura por diferencial, rugosidad, cavernas, etc.

8.3.3 Descripción del Equipo La descripción del equipo utilizado durante el registro permite el mantener la pista tanto del equipo de superficie como del equipo de pozo. Lista el nombre de las herramientas, con su número de serie y muestra esquemáticamente cómo fue corrida la sarta de herramientas (Figura 8.3.3.1). La posición de las herramientas es muy crítica para adquirir mediciones de alta calidad. Algunas mediciones, tales como las de neutrón, responden mejor cuando la herramienta se encuentra descentralizada, mientras que otras incluyendo los registros acústicos, es mejor correrlos centralizados.

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Centralizadores

Ayudan a mantener las herramientas de registro en el centro del pozo. ·

Descentralizadores

Ayudan a establecer contacto entre la herramienta y la pared del pozo. ·

Standoffs

Son diseñados para mantener la herramienta a una cierta distancia separada de la pared del pozo. Usualmente son de goma y consisten de cuatro a seis aletas del tamaño deseado. El esquema de las herramientas de pozo debe incluir todos los centralizadores, descentralizadores y standoffs en la posición aproximada a la que fueron colocados. La longitud y distancia de los puntos de medida de cada sensor debe aparecer con referencia al cero de la herramienta (usualmente el fondo). 299

Fig. 8.3.2.1 Observaciones y Notificaciones Especiales

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Fig. 8.3.3.1 Descripción del Equipo

La sección de Observaciones y Notificaciones Especiales puede ser usada para indicar o enfatizar una configuración específica de la herramienta.

válvulas de superficie y de fondo, intervalos perforados, empacadores y tapones, etc. (Figura 8.3.4.1).

8.3.5 Control y Medición de la Profundidad 8.3.4 Diagrama del Pozo El esquema del pozo debe estar completo con la profundidad de la zapata, tubería de revestimiento y la del aparejo, profundidad de

Profundidad es la medición más fundamental durante las operaciones de registro. Todos los registros están referenciados a la profundidad, por lo tanto el tener precisión en la determina-

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Fig. 8.3.4.1 Esquema del Pozo

ción de la misma es crítico para la calidad de los datos. La utilización de cable para bajar herramientas y equipos en los pozos permite la determinación de una profundidad absoluta bajo condiciones de agujero razonables, a través de la estricta aplicación de procedimientos de control y de la implementación de mantenimiento y calibración sistemática de los dispositivos de medición. La medida de profundidad debe tener una precisión de ±1.5 m para cada 3,000 m y una repetibilidad de ±0.6 m por cada 3,000 m.

Normalmente el primer registro en el pozo es usado como referencia de profundidad para bajadas subsecuentes. El Resumen de Parámetros de Profundidad (Depth Summary Listing) provee información relevante para mantener la pista del equipo utilizado en la medición de la profundidad, así como parámetros de corrección y calibraciones (Figura 8.3.5.1).

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302 Fig. 8.3.5.1 Resumen de parámetros de profundidad

8.3.6 Histograma de Velocidades del Cable La velocidad máxima de registro para cada herramienta se determina por diversos factores, como son el diseño de la herramienta, repetibilidad deseada, precisión, características de la formación y condiciones de pozo. Existe una velocidad máxima recomendada para cada herramienta. Velocidades más bajas de las recomendadas pueden ser necesarias en condiciones inusuales de pozo o debido a características de la formación. Cuando varias herramientas se utilizan en una misma corrida, la velocidad de registro debe ser la recomendada para la herramienta más lenta. Pequeñas variaciones dentro del 10% de la velocidad recomendada son aceptadas. La velocidad del cable siempre se registra y debe presentarse como una curva o más

Fig. 8.3.6.1 Histograma de Velocidades de Cable

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comúnmente en forma de una marca blanca por cada minuto en el extremo izquierdo del primer carril. Un histograma de velocidades del cable, el cual presenta la distribución de la velocidad del cable a lo largo del intervalo, es valioso como una referencia global (Figura 8.3.6.1).

8.3.7 Sección Principal En la sección principal del registro se deben presentar curvas estándar de datos. Los canales y el formato utilizado para su presentación depende de los requisitos del cliente, en general existen guías de

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presentaciones estándar utilizadas para cada región, las cuales deben ser respetadas y cualquier modificación especial solicitada debe observarse en la sección correspondiente. El intervalo completo registrado debe ser presentado en un archivo continuo. Si debido a las condiciones operativas o a solicitud de PEMEX, es necesario realizar la adquisición en múltiples archivos, éstos deben ser adquiridos con suficiente sobreposición para poder realizar un empalme. Sin embargo, dicho procedimiento debe ser anotado en el área de observaciones y los archivos digitales individuales deben ser

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Fig. 8.3.8.1 Parámetros

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identificados y almacenados para su posterior verificación.

azimutal de la herramienta no está en la misma posición de la pasada anterior.

Las curvas deben estar etiquetadas con los mnemónicos correspondientes a intervalos regulares, de la misma forma deben estar identificadas la profundidad inicial, la zapata y las primeras lecturas.

La sección repetida debe ser presentada en modo de análisis de repetición (repeat analysis). De esta manera las curvas del registro principal se sobreponen a las curvas de la sección repetida y son presentadas en conjunto.

8.3.8 Parámetros Los parámetros son información estática, la cual describe las condiciones ambientales y operativas. Estos son relevantes para la adquisición de las herramientas, para el procesamiento de los datos o como información del trabajo. Los parámetros utilizados para la adquisición aparecen en el inserto de parámetros que es automáticamente generado en la parte inferior de la sección principal (Figura 8.3.8.1) 304

8.3.9 Sección Repetida El propósito de la sección repetida es poder evaluar la repetibilidad de las lecturas al registrar, con los mismos parámetros dos veces sobre el mismo intervalo. La sección repetida debe comprender como mínimo un intervalo de 60 metros de curvas activas. La sección repetida debe ser seleccionada en una zona del pozo en buenas condiciones, preferentemente donde las curvas presenten un buen comportamiento o en la zona de interés. Mediciones realizadas con herramientas de patín pueden no repetir si la orientación

Tabla 8.3.10.1.1 Frecuencia mínima requerida para las calibraciones maestras

El área entre las curvas de la sección repetida y la principal se colorean para facilitar la identificación de problemas de repetibilidad o diferencia de profundidad entre las dos corridas. Cada herramienta tiene diferentes rangos de repetibilidad, los cuales deben ser consultados en su propia sección, ejemplos de esto se presentan más adelante.

8.3.10 Calibraciones La mayoría de herramientas de registro necesitan ser calibradas para generar registros de precisión. Para esto la herramienta es colocada en presencia de un calibrador, por ejemplo una fuente de rayos gamma para una herramienta de rayos gamma, o un bloque de referencia con densidad conocida para una herramienta de densidad. Los coeficientes de calibración, típicamente una ganancia y una desviación (offset), se calculan para que la herramienta mida correctamente en el calibrador. Existen varios tipos de calibraciones o verificaciones de herramienta, la calibración maestra, la calibración antes y la calibración después (Figura 8.3.10.1).

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Fig. 8.3.10.1 Calibraciones (1ra.)

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Fig. 8.3.10.1 Calibraciones (2da.)

8.3.10.1 Calibración Maestra La Calibración Maestra se realiza en el taller a intervalos regulares de un mes, tres meses o más. La información posteriormente se registra y almacena junto con la historia de la herramienta. La fecha de la calibración debe estar vigente de acuerdo con el manual de procedimientos, ver tabla 8.3.10.1.1 como referencia. El número de la herramienta utilizada debe corresponder con el número reportado en el encabezado del registro. Los valores deben estar dentro de tolerancia y la versión del software debe ser la misma que la del registro.

8.3.10.2 Calibración antes (de realizar el registro) En el pozo, las mediciones de la herramienta se comparan con una referencia para asegurar que no se tengan variaciones desde la última calibración maestra. A esto le llamamos Calibración Antes, y puede ser una calibración o sólo una verificación de funcionamiento. El registro debe incluir la Calibración Antes, la cual debe tener fecha y hora anterior al registro, dado que ésta se realiza en el pozo con un máximo de 24 horas previas al registro.

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Fig. 8.3.10.1 Calibraciones (3ra.)

Los valores deben estar dentro de tolerancia con la calibración maestra y la versión del software debe ser la misma que la del registro.

8.3.10.3 Calibración Después (de la realización del registro) Al finalizar el registro, las mediciones de las herramientas se verifican de nuevo para asegurar que cualquier variación en éstas se encuentre dentro de tolerancia. Esta verificación se llama Calibración Después. Los valores deben estar dentro de tolerancia y la versión del software debe ser la misma que la del registro. La hora y fecha reportada debe ser después del registro.

Fig. 8.3.11.1 Encabezado Final

Las calibraciones maestra, antes y después, son presentadas numérica y gráficamente, lado a lado para ser evaluadas en conjunto. Si alguna lectura excede los límites, la barra indicadora (normalmente en amarillo) cambia a rojo e indica Excede los límites.

8.3.11 Encabezado Final El encabezado final repite la información que aparece en el encabezado, como Cliente, Campo, Pozo e información general (Figura 8.3.11.1)

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8.3.12 Organización de la Copia Impresa 1.

Página Principal y Observaciones

Resumen de Profundidades

Descripción del Equipo

Esquema de Pozo

Sección Principal y Parámetros

Sección Repetida

Registro de Correlación (si aplica)

Gráficos (si aplica)

Calibraciones

10. Encabezado Final

8.4 Control de Calidad de Registros Eléctricos

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Diferentes principios operativos aplican para cada tipo de herramienta, por lo mismo cada una requiere diferentes controles de calidad. En su mayoría las herramientas requieren de calibraciones, éstos son uno de los métodos preferidos para verificar la confiabilidad de las mediciones. Sin embargo, ésto es solo una parte del control que se realiza, dado que existen diversas evaluaciones aplicables.

Fig. 8.4.1.1.1 Gráfico para selección de herramienta resistiva

En la actualidad se pueden realizar extensos controles de calidad utilizando presentaciones diseñadas especialmente con este propósito. Esta es una poderosa herramienta que tiene a su alcance el ingeniero de registros, (operador) que le permite evaluar el desempeño de las herramientas en tiempo real, tanto del software como del hardware. Además de esto, existen los controles tradicionales, como son comparar la respuesta de la herramienta contra valores conocidos o esperados, verificar la repetibilidad, etc. A continuación se presentan algunos de los controles de calidad aplicables a las herramientas de registro básicas: ·

Resistivas

Nucleares

Rayos Gamma

Litodensidad

Neutrón

Sónico

BHC Sónico Compresional

Sónico Bipolar

Para obtener mayor información de control de calidad en estas herramientas, favor de referirse a los manuales específicos de cada una de ellas.

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Velocidad Máxima de Registro

8.4.1 Herramientas de Resistividad

8.4.1.1 AIT y DLL

Resistiva: 5000 pies por hora. Inductiva: 3600 pies por hora

Existen dos principales tipos de herramientas que miden la resistividad de la roca, las resistivas y las inductivas. Las primeras tienen un electrodo emisor de corriente que inyecta corriente eléctrica en la formación, por lo que no pueden ser usadas en lodo base aceite.

Repetibilidad

Las tablas 8.4.1.1. y 8.4.1.2. muestran los valores en base al porcentaje de repetibilidad permitida para el doble Laterolog y el AIT.

Tabla 8.4.1.1. Repetibilidad DLL.

Tabla 8.4.1.2. Repetibilidad AIT.

Las inductivas basan su principio de operación en generar un campo magnético en la formación para inducir una corriente que a su vez genere otro campo magnético, el cual es medido por la herramienta y que es proporcional a la conductividad de la formación. Las herramientas inductivas trabajan con valores de Rt /Rm bajos, o sea en lodos de alta resistividad y valores de Rt no muy altos. Referirse a la Figura 8.4.1.1.1 para selección de la herramienta de registro más adecuada. ·

Calibraciones

Para la herramienta resistiva, existen procedimientos de calibración antes y después que deben ser verificados, sin embargo no existe calibración maestra. Para la herramienta inductiva, existen procedimientos de calibraciones maestra, calibración antes y calibración después. Para esta herramienta la calibración maestra debe realizarse en periodos no mayores a 3 meses.

Respuesta ante condiciones conocidas

En zonas permeables las curvas deben indicar un perfil de invasión correspondiente a la relación R mf contra R w . En zonas impermeables, como arcillas, las curvas deben sobreponerse (siempre y cuando el pozo este en buenas condiciones geométricas y los efectos de sobre presión, hidratación de arcillas y anisotropía sean ignorados). ·

Correcciones ambientales por agujero

Para los registros de arreglos inductivos (AIT) se aplican tres diferentes opciones. 0_ComputeMudResistivity Esta opción toma datos de caliper y standoff y resuelve por el mejor estimado de resistividad de lodo. Ésta es la opción por defecto del AIT-B/C y para lodos dulces da una corrección adecuada. 1_ComputeElectricalDiameter Esta opción requiere una medición de resistividad de lodo y una entrada del tamaño de standoff.

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2_ComputeStandoff Esta opción requiere una medida de resistividad del lodo y caliper y resuelve por el standoff entre la herramienta y la formación.

8.4.2 Herramientas Nucleares Las herramientas nucleares las podemos clasificar en aquellas que leen la radioactividad natural de la formación y las que utilizan fuentes generadoras de radiación para realizar mediciones de las propiedades de las rocas para determinar porosidad y litología. Las herramientas de rayos gamma, utilizadas principalmente como identificadores de arcillas y correlación, miden los rayos gamma emitidos por la formación. Adicionalmente el registro de rayos gamma espectros-cópico permite cuantificar el contenido de Torio, Uranio y Potasio. 310

Entre las herramientas que utilizan fuentes radioactivas encontramos la de Neutrón y la de Litodensidad. La primera emite neutrones que penetran en la formación para medir el índice de hidrógeno, del cual se deriva la porosidad. La segunda emite rayos gamma que interactúan con los átomos de la formación y regresan a los detectores para medir la densidad de la roca, también proporciona un indicador de litología por medio del efecto fotoeléctrico.

8.4.2.1 Rayos gamma (SGT, NGT Y HNGS) La herramienta de rayos gamma utiliza un detector que mide los rayos gamma emanados de la formación. Esta radiación recibida se utiliza para determinar el contenido de arcillosidad de la formación, además de ser el principal auxiliar en correlaciones entre pozos. El rayos gamma espectroscópico adicionalmente realiza un análisis del espectro energético de la radioactividad recibida de los rayos gamma, esto se aprovecha para determinar el contenido de Torio, Uranio y Potasio.

Calibraciones

El rayos gamma espectroscópico requiere de calibración maestra, calibración antes y calibración después. Las mediciones de dichas calibraciones deben estar dentro de los rangos permitidos. La calibración maestra se realiza cada 3 meses. Para el caso del rayos gamma convencional no existe una calibración maestra, por lo que sólo se realiza la calibración antes y después. En operaciones donde el rayos gamma es utilizado como herramienta de correlación, no es necesario la realización de una calibración después. ·

Velocidad de Registro

La velocidad máxima de registro es de 1800 pies por hora. ·

Repetibilidad

La repetibilidad del Torio, Uranio y Potasio depende de una gran cantidad de variables, principalmente de la velocidad de registro, de la concentración de minerales, de su concentración en relación con los otros y del tipo de filtro aplicado, si es el caso. En consecuencia, el valor absoluto de tolerancia para la repetibilidad no puede ser especificado. Con herramientas modernas como el HNGS en comparación con las antiguas como el NGT, las tolerancias se han mejorado y la repetibilidad entre sección repetida y principal ha mejorado significativamente. Para el HNGS, la tolerancia en desviación estándar para el HSGR es de 3% en la medición. Para el HCGR, la tolerancia es de 7% de la lectura. La desviación estándar para el Torio de la formación es de 1 μg/g cuando la lectura es de 12 μg/g. Para el Uranio de la formación es de 0.5 μg/g cuando la lectura es de 6 μg/g. Para Potasio de la formación y el fluido, las tolerancias son 0.15% cuando HFK (Potasio de la formación) es 2% y 0.2% cuando HBHK (Potasio del fluido) es 2%.

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Para el GR convencional la repetibilidad es de +/- 7% en la medición. ·

Respuesta en condiciones conocidas

La curva SGR debe repetir con la curva del GR registrada con la herramienta SGT con una tolerancia de 17%, después de que ambas curvas han sido corregidas por efectos de pozo.

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antes y después consisten en hacer lecturas del medio ambiente y verificar cualquier desviación con las lecturas obtenidas durante la calibración maestra. ·

Velocidad de Registro

La velocidad máxima de registro es de 1800 pies por hora.

Tabla 8.4.2.2.1 Respuesta bajo condiciones conocidas del densidad

Para identificación de minerales, los valores de Torio, Uranio y Potasio, deben compararse con los valores de PEF de la herramienta de densidad.

Respuesta bajo condiciones conocidas

En la Tabla 8.4.2.2.1 se presentan valores típicos de densidad, éstos son validos una vez que se han aplicado las correcciones ambientales. Para el PEF se considera que no hay enjarre.

8.4.2.2Densidad (LDS) La herramienta de densidad utiliza una fuente ionizante de rayos gamma los cuales se emiten hacia la formación. Estos rayos gamma interactúan con la formación a través de los efectos Compton Scattering y factor Fotoeléctrico. Como resultado se puede determinar la densidad de la formación y un indicador de litología. ·

Calibraciones

El registro de densidad requiere de calibración maestra, calibración antes y calibración después. La calibración maestra consiste en colocar la herramienta en un bloque de densidad conocida de aluminio y se realiza mensualmente. Las calibraciones

Tabla 8.4.2.3.1 Repetibilidad del Neutrón

8.4.2.3 Neutrón La herramienta de neutrón utiliza una fuente ionizante generadora de neutrones, para determinar el índice de Hidrógeno de la formación y en base a esto determinar la porosidad de la formación. ·

Calibraciones

La herramienta de neutrón requiere de la realización de calibración maestra, calibración antes y calibración después. La calibración maestra debe realizarse cada 3 meses. ·

Velocidad de Registro

La velocidad máxima de registro es de 1800 pies por hora. Actualmente algunos

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canales se registran a 3600 pies por hora sin detrimento de la calidad. ·

Repetibilidad

La repetibilidad de la herramienta de neutrón se indica en la Tabla 8.4.2.3.1.

8.4.3 Herramientas Sónicas Las herramientas sónicas emiten pulsos sónicos y miden su velocidad en la formación. La velocidad compresional de la formación se relaciona con la porosidad de la misma. Adicionalmente, con estas herramientas se obtienen velocidades de cizallamiento y stoneley. La primera se relacionada con propiedades mecánicas de la formación y la segunda auxilia en la identificación de fracturas y la determinación de la permeabilidad de la formación.

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8.4.3.1 Sónico Compensado El sónico compensado utiliza 4 receptores y 2 transmisores para determinar dos Δt, los cuales promediados nos dan un Δ t compensado por efectos de pozo. ·

Calibraciones El sónico no requiere de calibración.

Velocidad de Registro

La velocidad máxima de registro es de 3600 pies por hora. Velocidades más bajas pueden ser requeridas dependiendo del nivel

Tabla 8.4.3.1.1 Respuesta bajo condiciones conocidas

de ruido, la frecuencia de disparo de la onda sónica y las condiciones del pozo. ·

Repetibilidad

La repetibilidad del tiempo de tránsito depende del nivel de la señal, la posición de la herramienta y las condiciones del pozo. En casos normales (pozo no mayores a 8.75 pulgadas, en calibre, sin gas y con la herramienta centralizada), la repetibilidad debe estar dentro de +/- 2 μs/ft. ·

Respuesta bajo condiciones conocidas

La verificación del sónico compensado en tubería (57 μs/ft) debe estar incluida, ya sea en la sección principal o en una sección individual. (Tabla 8.4.1.1.)

8.4.3.2 Sónico Dipolar La herramienta sónico dipolar adquiere ondas sónicas generadas por los transmisores monopolar y dipolar. Esta herramienta cuenta también con 8 receptores. El transmisor dipolar se diseñó para contrarestar las limitaciones físicas del transmisor monopolar que no permite adquirir ondas de corte en formaciones lentas (180 μs/ft a 200 μs/ft de Δt compresional). Las formas de onda son procesadas a través del procesamiento STC (Slowness Time Coherence). ·

Calibraciones El sónico dipolar no requiere de calibración.

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Velocidad de registro

La velocidad de registro del DSI depende de los modos de disparo que estén habilitados, de la frecuencia de disparo y de la combinación de herramientas. El sistema calcula la velocidad máxima de adquisición, este valor es mostrado al ingeniero de registro durante el registro.

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verificar si se excedió la velocidad máxima (valores de WCIn mayores de 0 indican velocidades mayores de la permitida). ·

Repetibilidad

La Tabla 8.4.3.2.1, muestra los valores permitidos de repetibilidad.

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Tabla 8.4.3.2.1 Repetibilidad del sónico bipolar

Si la velocidad de registro es mayor que la calculada por el sistema, se repetirán las ondas para procesamiento y éstas serán escritas al archivo DLIS. Los canales DCIn registran cuando se está repitiendo un juego de datos, la curva WCIn se presenta en los registros para

Tabla 8.4.3.2.2 Respuesta bajo condiciones conocidas

Respuesta bajo condiciones conocidas

La verificación de la lectura en la tubería de revestimiento no es requerida para esta herramienta, ya que eso sólo controla un evento en la forma de onda. (Tabla 8.4.3.2.2)

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En compensación se puede hacer una evaluación de las ondas adquiridas y del procesamiento al observar las presentaciones de coherencia (Figura 8.4.3.2.1).

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Fig. 8.4.3.2.1 Presentación de Coherencias

8.5. Bibliografía Schlumberger Wellsite Reference Manual (online edition). Schlumberger Log Quality Control Manual (online edition). Procedimiento para la Evaluación de los Servicios de Registros Geofísicos y Línea de Acero (216-21900-GCOE-PMP-0025)

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Esta obra se diseño y elaboró bajo la supervisión de los Autores y se terminó de imprimir el 30 de Diciembre de 2008, con un tiraje de 300 libros mas piezas de reposición, en la ciudad de Villahermosa, Tabasco. InCubo! Despacho de Diseño Gráfico / Impresora Mercantil