Fundamentos Registros Electricos RAUL VALENCIA (1)

EEESSSCCCUUUEEELLLAAA PPPOOOLLLIIITTTCCCNNNIIICCCAAA

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CARRERA DE INGENIERA EN PETRLEOS

FFFUUUNNNDDDAAAMMMEEENNNTTTOOOSSS DDDEEE

IIINNNTTTEEERRRPPPRRREEETTTAAACCCIIINNN DDDEEE RRREEEGGGIIISSSTTTRRROOOSSS

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CCCOOONNNVVVEEENNNCCCIIIOOONNNAAALLLEEESSS

Ing. Ral Valencia T. Msc.

Agosto, 2007

ESCUELA POLITCNICA NACIONAL INGENIERA EN PETRLEOS

EVALUACIN DE FORMACIONES I

NDICE

1 INTRODUCCIN ............................................................................................ 1

1.1 Uso De Los Registros De Pozos .................................................................. 1 1.2 Concepto De Yacimiento De Hidrocarburos Y Reservas .............................. 4 1.3 Estructuras Geolgicas Favorables A La Acumulacin De Petrleo ............ 4

1.3.1 Clasificacin De Las Estructuras Geolgicas ......................................... 4 1.3.1.1 Trampa Estratigrfica ...................................................................... 4 1.3.1.2 Trampa Estructural .......................................................................... 4 1.3.1.3 Trampas Mixtas ............................................................................... 5 1.3.1.4 Anticlinales....................................................................................... 5 1.3.1.5 Domos ............................................................................................. 5 1.3.1.6 Fallas ............................................................................................... 6 1.3.1.7 Depsitos Lenticulares .................................................................... 6 1.3.1.8 Discordancias .................................................................................. 7

1.4 Consideraciones Petrofsicas ....................................................................... 7 1.4.1 Rocas Productivas ................................................................................. 7 1.4.2 Clsticas O Detrticas ............................................................................. 7 1.4.3 Carbonatos O Rocas Carbonticas ........................................................ 8

1.5 Caractersticas De Un Yacimiento ................................................................ 9 1.5.1 Porosidad ............................................................................................... 9

1.5.1.1 El Empaquetamiento ....................................................................... 9 1.5.1.2 La Seleccin .................................................................................... 9 1.5.1.3 El Cemento ...................................................................................... 9 1.5.1.4 La Angularidad Y Redondez .......................................................... 10 1.5.1.5 La Compactacin ........................................................................... 10

1.5.2 Permeabilidad ...................................................................................... 10 1.5.3 Saturacin ............................................................................................ 11

1.6 Clasificacin De Las Reservas ................................................................... 11 1.6.1 Reservas Probadas .............................................................................. 11 1.6.2 Reservas Suplementarias .................................................................... 12 1.6.3 Recursos No Probados ........................................................................ 12 1.6.4 Reservas Probables ............................................................................. 12 1.6.5 Reservas Posibles O Potencial Geolgico ........................................... 12

1.7 Mtodo Volumtrico Para La Estimacin De Reservas Probadas .............. 12 2 PROPIEDADES ELCTRICAS DE LAS ROCAS ...................................... 14

2.1 Naturaleza De La Resistividad Elctrica De Las Rocas Reservorio....... 15 2.2 Factor De Formacin (F) ........................................................................ 18 2.3 Efecto De Salinidad Del Agua De Formacin Y Temperatura Sobre La Resistividad De Las Formaciones ................................................................... 21

2.3.1 Concentracin ................................................................................ 21 2.3.1.1 Concentracin Volumtrica ............................................................ 21 2.3.1.2 Concentracin En Peso ................................................................. 21

2.3.2 Movilidad ............................................................................................. 21



2.3.3 Carga De Los Iones ............................................................................ 24 2.4 Relacin Factor De Formacin Porosidad .......................................... 27 2.5 Relacin Factor De Formacin Y Porosidad A Partir De Medidas De Laboratorio ........................................................................................................ 28 2.6 Relaciones Generalizadas Entre Factor De Formacin Y Porosidad ..... 29

2.6.1 Ecuacin De Humble ...................................................................... 29 2.6.2 Ecuacin De Philips ........................................................................ 30 2.6.3 Frmula De Chevron ....................................................................... 30 2.6.4 Relacin F- De Datos De Registros De Pozos ........................... 30

2.6.5 Relacin F- Para Rocas Carbonatadas30 2.7 Resistividad Como Una Base Para La Interpretacin - Ecuacion De Archie .......................................................................................................................... 31

2.7.1 ndice De Resistividad .................................................................... 35 3 MEDIDAS AMBIENTALES ........................................................................... 37

3.1 Dimetro Y Forma Del Hueco ..................................................................... 37 3.2 Propiedades Del Lodo Filtrado De Lodo Y Costra De Lodo........................ 40

3.2.1 Tipo De Lodo ........................................................................................ 41 3.2.2 Densidad .............................................................................................. 42 3.2.3 Viscosidad ............................................................................................ 42 3.2.4 Potencial Hidrgeno (Ph) ..................................................................... 42 3.2.5 Prdida De Fluido................................................................................. 42

3.3 Resistividades Del Lodo, Filtrado De Lodo Y De La Costra De Lodo ......... 43 3.3.1 Correlacin De Resistividades De Filtrado De Lodo Y Costra De Lodo Con La Resistividad Del Lodo ....................................................................... 43

3.3.1.1 Mtodo 1. Lowe Y Dunlap ............................................................. 43 3.3.1.2 Mtodo 2. Oderton Y Lipson .......................................................... 44 3.3.1.3 Mtodo 3. ....................................................................................... 44

3.3.2 Efectos De La Temperatura En La Resistividad Del Lodo, Filtrado De Lodo Y Costra De Lodo ................................................................................. 45 3.3.3 Variacin De Las Resistividades Del Lodo De Perforacin ................. 46

3.4 Variacin Radial De Las Propiedades De La Formacin ............................ 46 3.4.1 Perfil De Invasin ................................................................................. 47 3.4.2 Perfil De Transicin .............................................................................. 49 3.4.3 Perfil Anular .......................................................................................... 50 3.4.4 Profundidad De Invasin ...................................................................... 51

3.4.4.1 Prdida De Agua Del Lodo .......................................................... 51 3.4.4.2 Diferencia De Presin .................................................................. 51 3.4.4.3 Permeabilidad ............................................................................... 51 3.4.4.4 Tiempo .......................................................................................... 51 3.4.4.5 Porosidad De La Formacin ......................................................... 52

3.4.5 Concepto De Saturacin De Petrleo Mvil ........................................ 52 3.5 Temperatura De La Formacin .................................................................. 53

3.5.1 Clculo del gradiente geotrmico y temperatura de formacin...56 3.5.2 Distribucin De La Temperatura En Pozos Profundos ......................... 56

3.6 Informacin necesaria para un Registro .................................................... 59 3.7 Formatos De Registro ................................................................................. 61

3.7.1 Escalas De Profundidad ....................................................................... 62 3.7.2 Cuadrculas.....63

3.8 Presentacin Del Registro .......................................................................... 65



4 REGISTROS ELCTRICOS DE POZOS .......................................................... 66

4.1 Penetracin Con Herramientas De Registros Elctricos............................. 67 4.2 El Registro Potencial Espontneo .............................................................. 68

4.2.1 Utilizacin Del Sp. ................................................................................ 68 4.3 Origen Del Sp ............................................................................................. 70

4.3.1 Componente Electroqumico Del Sp (Ec).- ........................................... 70 4.3.1.1 Potencial De Difusin.- .................................................................. 70 4.3.1.2 Potencial De Membrana ................................................................ 72

4.3.2 Componente Electrocintico Del Sp (Ek) .............................................. 74 4.4 Essp Terico Versus Sp Medido .................................................................. 76 4.5 Determinacin De La Resistividad Del Agua De Formacin ....................... 78

4.5.1 Rw De Catlogos De Agua ................................................................... 78 4.5.2 Rw De Anlisis Qumicos ...................................................................... 78 4.5.3 Rw Del Sp ............................................................................................. 78

4.5.3.1 Determinacin De Rmfe .................................................................. 79 4.5.3.2 Determinacin De Rw ..................................................................... 80

4.6 Precauciones Y Correcciones Por El Medio Ambiente ............................... 82 4.7 Relacin Essp = Rw Para Agua Que Contiene Sales Distintas A NaCl......... 83 4.8 Carcter Y Forma De La Desviacin Del Sp ............................................... 85 4.9 Aplicaciones Y Caractersticas De Las Curvas Del Autopotencial .............. 88

4.9.1 Precauciones Que Se Deben Tener En Cuenta Al Correr El Registro Del Sp ........................................................................................................... 88 4.9.2 Utilidades Del Sp .................................................................................. 88 4.9.3 Condiciones Bajo Las Cuales Essp = Esp .............................................. 89 4.9.4 Formas De La Curva Del Sp ................................................................ 89

4.10 Desplazamiento De La Lnea Base De Lutita ........................................... 89


EVALUACIN DE FORMACIONES I 1

1 INTRODUCCIN El objetivo del presente texto es introducir en los registros de pozos como una tcnica de evaluacin de formaciones, evaluacin de formaciones es una sub-disciplina de la ingeniera en petrleos especializada en la recoleccin de datos y en la cuantificacin de parmetros necesarios para realizar actividades en otras reas como perforacin, produccin e ingeniera de yacimientos. Los mtodos de evaluacin de formaciones incluyen:

Laboratorio (anlisis de muestras de fluidos y rocas)

Registros de pozos

Pruebas de presin y produccin Por lo general, es indispensable la combinacin de estos mtodos para tener una completa y exhaustiva evaluacin. Para el caso que nos ocupa nos centraremos nicamente en los REGISTROS DE POZOS. La tcnica de registros de pozos abarca tres secciones distintas, pero mutuamente relacionadas:

1. Definicin del modelo matemtico y emprico que relacione las propiedades de la formacin de inters a las propiedades medidas con las herramientas de registros. Responsabilidad que corresponde al petrofsico.

2. Obtencin de los registros del pozo, abarca el diseo y calibracin de la herramienta. El personal de la compaa de servicios generalmente realiza estas tareas.

3. Anlisis e interpretacin, usualmente realizado por el analista de registro. Frecuentemente el ingeniero en petrleos analiza los registros de pozos para extraer la informacin necesaria para realizar sus actividades de exploracin, perforacin, produccin, ingeniera de yacimientos, etc. Sin embargo, debido a que el proceso de interpretacin es altamente afectado por la calidad de la medicin y limitaciones del modelo petrofsico, el ingeniero en petrleos deber conocer los tres aspectos de la tecnologa de registros de pozos. Los modelos matemticos que se presentarn apuntan a la utilizacin de las tcnicas de interpretacin convencional o tradicional, que utilizan solamente las respuestas del registro y se basan en modelos petrofsicos generalizados desarrollados principalmente para formaciones limpias. Algunos de estos modelos son solamente aproximaciones. El presente texto introduce al lector en la primera seccin, las otras secciones se lo tratar en textos posteriores.

1.1 USO DE LOS REGISTROS DE POZOS

En la industria del petrleo, la calidad de un reservorio lo determinan la zona de inters y la permeabilidad efectiva. La zona de inters define la cantidad de hidrocarburos in situ, se lo cuantifica por la porosidad, saturacin de hidrocarburos y espesor; y la permeabilidad efectiva define cun rpido se podra producir los



hidrocarburos. Para el caso que nos ocupa la evaluacin de una formacin consiste en diferenciar las rocas productivas porosas y permeables de aquellas que no lo son y cuantificar sus reservas: para tal propsito es indispensable obtener de los registros elctricos la informacin necesaria que permita cuantificar los parmetros para estimar las reservas y determinar si estas son comerciales. Por lo tanto, el objetivo final de los registros de pozos es mediante el anlisis y la interpretacin apropiada localizar y evaluar los yacimientos de hidrocarburos y estimar el potencial de la formacin para permitir su explotacin. La fase ms importante de las operaciones de registros de pozos es la interpretacin. Durante esta fase, gelogos, geofsicos, ingenieros y analistas de registros utilizan los registros de pozos para obtener la informacin necesaria para realizar sus tareas. Los registros tienen varios usos. Para los gelogos exploratorios sirve para conocer ambientes deposicionales y otras caractersticas geolgicas significativas. Para el gelogo de desarrollo se utiliza generalmente para correlacionar y mapear formaciones potenciales. Los registros son herramientas invaluables para la interpretacin geofsica de los datos ssmicos. El ingeniero de perforacin utiliza la informacin del registro para detectar zonas de sobrepresin, la presin de poros esperada y el gradiente de fractura. Informacin que es indispensable para la seguridad y eficiencia de las operaciones de perforacin. Los registros tambin se utilizan durante la completacin. Los datos son extremadamente valiosos en los clculos de ingeniera de yacimientos, especialmente en la estimacin de reservas, principal objetivo del presente texto. De esta manera, un conjunto de registros corridos en un pozo tendr una significacin diferente para cada uno de los especialistas. Examinemos las preguntas planteadas y/o respuestas dadas por una variedad de especialistas:

El Geofsico. Estn los topes dnde inicialmente se predijo de las lneas ssmicas? Son las zonas potencialmente porosas tal como se asumi de los datos

ssmicos? Qu muestra de la seccin ssmica sinttica?

El Gelogo. A qu profundidad estn los topes de las formaciones? Es el ambiente conveniente para la acumulacin de hidrocarburos? Existe la evidencia de hidrocarburos en este pozo? Qu tipo de hidrocarburos est presente? Los hidrocarburos se presentan en cantidades comerciales? Cun bueno es el pozo? Cules son las reservas? Podra esta formacin ser comercial en otros lugares cercanos al pozo?

El Ingeniero de perforacin. Cul es el volumen necesario para la cementacin del casing? Existen patas de perro (dog legs) u otras deformaciones? Dnde se localiza un buen sitio para asentar un paker para una prueba? Dnde es el mejor lugar para poner herramientas de desviacin?



El Ingeniero de reservorios. Cun potente es la zona de pago? Cun homognea es la seccin de pago? Cul es el volumen de hidrocarburos? El pozo ser econmicamente rentable? Cunto tiempo se espera de produccin?

El Ingeniero de produccin. Dnde debe completarse el pozo y en que zona(s)? Qu tasa de produccin puede esperarse? Debe considerarse cualquier produccin de agua? Cmo debera ser completado el pozo? Est la zona potencial hidrulicamente aislada? El pozo requerir de alguna estimulacin? Qu tipo de estimulacin sera mejor?

De esta manera, la evaluacin de registros puede significar varias interpretaciones para los diferentes especialistas. Cada uno de los profesionales utilizar la informacin de los registros de una manera diferente para encontrar sus propias respuestas. El ensayo ms comn es leer los registros y entender las diferentes reacciones producidas por las caractersticas propias de la formacin sobre las herramientas de registros. Los fundamentos de la interpretacin cuantitativa convencional de registros, los factores que influyen en la medida del registro y la informacin que proporciona estas herramientas, son temas que se deben conocer para poder interpretar la informacin contenida en los registros. Cuando la produccin de la formacin finaliza debido a que se ha alcanzado el lmite econmico o el pozo ha desarrollado problemas mecnicos se contempla una recompletacin en zonas superiores. Los registros de pozos se utilizan para evaluar las zonas candidatas. Los analistas de registros estn enfocados en cuatro cuestiones bsicas:

1. La formacin o zona especfica contiene hidrocarburos? 2. Qu clase de hidrocarburo est presente, petrleo, gas o ambos? 3. Es la saturacin de hidrocarburos lo suficientemente alta para indicar la

suficiente permeabilidad efectiva al hidrocarburo? 4. Es la acumulacin de hidrocarburos lo suficiente grande de modo que

garantice la completacin del pozo? Si el analista puede contestar las cuatro cuestiones afirmativamente, el pozo es completado en la zona de inters. Si una de las respuestas es negativa, la formacin es abandonada. El programa moderno de registros no solo proporciona informacin para el mapeo estructural del subsuelo, sino que tambin suministra informacin respecto a:

Litologa

Identificacin de las zonas productoras

Profundidad y espesor de las zonas productoras

Efectivas interpretaciones cuantitativas y cualitativas de las caractersticas y contenido del yacimiento.



En consecuencia, el programa moderno de registros constituye la base fundamental para decisiones importantes. Aunque la ciencia de los registros ya es parte de la era del computador, el objeto de esta publicacin es sentar una base fundamental para el anlisis de los registros. Por tanto, tenga en cuenta que al iniciar su lectura, la comprensin de los conceptos bsicos es esencial an en las tcnicas de interpretacin ms avanzadas. Domine los conceptos bsicos y el resto le ser fcil. Es cierto que la tecnologa cambia constantemente, pero tambin es cierto que los conceptos bsicos siempre sern los mismos. Por consiguiente, empecemos por el principio: los conceptos bsicos.

1.2 CONCEPTO DE YACIMIENTO DE HIDROCARBUROS Y

RESERVAS

Los yacimientos son los cuerpos de roca con comunicacin hidrulica en donde los hidrocarburos estn acumulados llenando, usualmente en presencia de agua, los poros del medio. Las fuerzas capilares y gravitacionales controlan principalmente la distribucin de los fluidos de dichas acumulaciones que, al ser perturbadas en sus condiciones originales de presin con la perforacin del pozo, expulsan parte de su contenido inicial hacia estos y luego a la superficie. En trminos generales, esa fraccin recuperable es la reserva.

1.3 ESTRUCTURAS GEOLGICAS FAVORABLES A LA

ACUMULACIN DE PETRLEO Las formaciones productivas o yacimientos se presentan en una cantidad casi ilimitada de formas, tamaos y orientaciones, dado que la orientacin y la forma fsica de un yacimiento pueden influir seriamente en su productividad es necesario mencionar los principales tipos de yacimientos.

1.3.1 CLASIFICACIN DE LAS ESTRUCTURAS GEOLGICAS

Una trampa de petrleo es una estructura que presenta la roca almacn que favorece la acumulacin del petrleo y puede ser de tres tipos principalmente: 1.3.1.1 Trampa estratigrfica

a. Primarias: relacionadas con la morfologa del depsito y con procesos acaecidos durante la sedimentacin (interdigitaciones, acuamientos, arrecifes, cambios laterales de facies)

b. Secundarias: relacionadas con procesos postsedimentarios (cambios

diagenticos caliza - doloma, porosidades por disolucin, discordancias, depsitos lenticulares, arrecifes de coral).

1.3.1.2 Trampa estructural

Relacionadas con procesos tectnicos o diastrofismo (fallas, cabalgamientos, antiformas...), estas se originan por cambios laterales y verticales en la porosidad de la roca. Se forman generalmente cuando ha desaparecido la continuidad de una roca porosa.



1.3.1.3 Trampas mixtas

Se superponen causas estratigrficas y estructurales. Dentro de esta clasificacin ponemos algunos ejemplos de algunos tipos de trampas: 1.3.1.4 Anticlinales

Los anticlinales simtricos simples que presentan condiciones anticlinales ideales para la acumulacin del petrleo, aunque estos pocas veces se encuentran en la naturaleza. Comnmente un flanco esta ms inclinado que el otro, resultando as la forma ms comn del anticlinal asimtrico (Figura 1.1).

1.3.1.5 Domos

En el caso de los domos se tienen las condiciones ms favorables de alta concentracin de aceite y gas mejor desarrolladas. La estructura aqu se inclina hacia abajo en todas direcciones desde un punto de la cumbre, y el aceite se encuentra en todos los flancos del rea del domo hacia la cspide (Figura 1.2). Se encuentran asociados con depsitos de sal han sido causa durante su acumulacin de una gran presin hacia arriba, resultando en la formacin de domos en las rocas sedimentarias situadas encima.

FIG.1.2 Depsito tpico de domo salino. El petrleo se acumula en formaciones porosas arriba y en los

flancos del ncleo de sal

FIG. 1.1 Anticlinal Asimtrico



1.3.1.6 Fallas

La formacin de las fallas, es producto de las mismas fuerzas terrestres que ocasionan el doblamiento de los estratos, y se encuentran frecuentemente en las formaciones que contienen aceite y deben considerarse como un factor en la acumulacin de petrleo. (Figura 1.3).

1.3.1.7 Depsitos Lenticulares

Las variaciones laterales en los estratos que contienen aceite, particularmente entre arenas y areniscas, a menudo es la causa de grandes cambios en el contenido de aceite en los estratos en diferentes puntos (Figura 1.4). El resultado es una sucesin de lentes de arenas porosas incrustadas en rocas de grano relativamente fino, formando el conjunto lo que es aparentemente un estrato continuo ms o menos bien definido.

FIG. 1.4 Acumulacin de petrleo en arenas lenticulares

Fig. 1.3 Ejemplo de una falla. Esta ilustra acumulaciones de petrleo tanto en el lado de la

falla ascendente como en la descendente



1.3.1.8 Discordancias

Un periodo de erosin, tal vez acompaado de inclinaciones y dobleces puede intervenir entre dos periodos de depsito y deja las acumulaciones de los dos periodos discordantes en su superficie de contacto (Figura 1.5)

1.4 CONSIDERACIONES PETROFSICAS

1.4.1 ROCAS PRODUCTIVAS

La comprensin de las caractersticas bsicas de las rocas es fundamental en la evaluacin de una formacin que contiene cantidades comerciales de petrleo o gas. Estas formaciones productoras o yacimientos tienen varios parmetros o caractersticas comunes. Las rocas gneas o metamrficas ocasionalmente contienen petrleo o gas. La mayor parte de las rocas productivas son de origen sedimentario. Para nuestro objeto, las rocas sedimentarias pueden dividirse en dos grandes grupos: clsticas y carbonatos. Los tres tipos generales de rocas productivas de importancia en la industria son arenisca, caliza y dolomita.

1.4.2 CLSTICAS O DETRTICAS

Las rocas clsticas estn compuestas principalmente de fragmentos o partculas de minerales, rocas o conchas. Como consecuencia de la meteorizacin, erosin y transporte, estos fragmentos eventualmente se depositan en cuencas marinas junto con fragmentos de origen orgnico. Esta depositacin generalmente se lleva a cabo en capas sucesivas. Las rocas clsticas se clasifican segn el tamao del grano de los fragmentos que las componen. Se ha fijado un lmite arbitrario (4 mm. de dimetro promedio) por debajo del cual los componentes se denominan arenas, y por encima del mismo se denominan gravas (TABLA 1.1). Cuando las arenas estn cementadas, las rocas se denominan areniscas y cuando las gravas estn cementadas se denominan conglomerados. Adems existen tambin las lutitas que son un tipo de areniscas pero ms compacta y adems es una roca impermeable. La presencia de arcilla o lutita en las arenas de un yacimiento clstico es un parmetro que debe tenerse muy en cuenta en la evaluacin del yacimiento. Debido a que esta presencia afecta tanto las caractersticas de la formacin como la respuesta de los instrumentos de registro, ser necesario referirnos a ella constantemente en este texto.

FIG.1.5 Acumulacin de petrleo contra una discordancia



1.4.3 CARBONATOS O ROCAS CARBONTICAS

La matriz o cemento de estas rocas se deposita directamente del agua marina o es extrada de ella por los organismos vivientes. Los sedimentos sufren el efecto de varios procesos qumicos que pueden alterarlos o reestructurarlos.

CLASIFICACIN DE LAS ROCAS SEGN EL TAMAO DE SUS PARTCULAS

LMITES (DIMETRO EN

mm)

FRAGMENTO

AGREGADO

> 256 Canto Grava de cantos, conglomerado de cantos

256 128 Guijarro grande Grava de guijarros grandes, conglomerado de guijarros grandes

128 64 Guijarro pequeo

Grava de guijarros pequeos, conglomerado de guijarros pequeos

64 32 Piedra muy grande

Grava de piedras muy grandes, conglomerado de piedras muy grandes

32 16 Piedra grande Grava de piedras grandes, conglomerado de piedras grandes

16 8 Piedra mediana Grava de piedras medianas, conglomerado de piedras medianas

8 4 Piedra pequea Grava de piedras pequeas, conglomerado de piedras pequeas

4 2 Granulo Grava de grnulos, conglomerado de grnulos

2 1 Arena muy gruesa

Arena arenisca

1 Arena gruesa Arena arenisca

- Arena mediana Arena arenisca

- 1/8 Arena fina Arena arenisca

1/8 1/16 Arena muy fina Arena arenisca

1/16 1/32 Limo grueso Limo limolita

1/32 1/64 Limo mediano Limo limolita

1/64 1/128 Limo fino Limo limolita

1/128 1/256 Limo muy fino Limo limolita

1/256 1/512 Arcilla gruesa Arcilla lutita

1/512 1/1024 Arcilla mediana Arcilla lutita

1/1024 1/2048 Arcilla fina Arcilla lutita

TABLA 1.1. Clasificacin segn el tamao de las partculas



El carbonato clcico (principalmente en forma de calcita) y el carbonato clcico- magnsico (dolomita) son las constituyentes principales de las rocas sedimentarias carbonatadas llamadas respectivamente calizas y dolomitas.

1.5 CARACTERSTICAS DE UN YACIMIENTO

La evaluacin de rocas productivas o potencialmente productivas requiere bsicamente tres clases de informacin: (1) porosidad. (2) permeabilidad, y (3) saturacin. La distincin entre petrleo y gas es de importancia secundaria. 1.5.1 POROSIDAD

La porosidad es la capacidad que tiene una roca de contener fluidos. En los clculos la porosidad puede expresarse en porcentaje o en fraccin decimal. Por definicin, la porosidad es el volumen vaco de roca (aquel lleno de fluidos) dividido por el volumen total de roca. En arenas limpias, la matriz de la roca se compone de granos de arena individuales, con una forma ms o menos esfrica, y apiados de manera que los poros se hallan entre los granos. A esta porosidad se la llama sucrsica, de matriz, intergranular o primaria. Los factores que afectan la porosidad primaria son:

1. Empaquetamiento 2. Seleccin 3. Cemento 4. Angularidad / Redondez 5. Compactacin

1.5.1.1 El empaquetamiento

Se refiere a la configuracin geomtrica de la distribucin de las partculas. Esta configuracin puede ser cbica, rmbica o hexagonal, siendo el empaquetamiento cbico con el que se obtiene la mayor porosidad (47.6%), y como mnima porosidad, se tiene una porosidad del 25.9%, tmese en cuenta que en estos empaquetamientos, se asumen a los granos como esferas perfectas, algo que es imposible encontrarlo en la realidad. (Figura 1.6 y1.7).

1.5.1.2 La seleccin

Se refiere a la variacin en el tamao y forma de las partculas. Una roca bien seleccionada es aquella compuesta por partculas de tamao y forma uniforme, en tanto que una roca pobremente seleccionada es aquella compuesta por partculas con tamao y forma variables. Obviamente, una roca bien seleccionada tendr una porosidad mayor que una mal o pobremente seleccionada. 1.5.1.3 El cemento

Es la sustancia que mantiene juntos los diversos granos o partculas. Muy a menudo este cemento es cuarzo o calcita. Es obvio que una roca bien cementada tiene una porosidad menor que aquella mal cementada.



1.5.1.4 La angularidad y redondez

De los granos, junto con el empaquetamiento y seleccin, afectan la porosidad debido al entrelazamiento de los granos as como al relleno de los espacios vacos. 1.5.1.5 La compactacin

Es el grado de alteracin del tamao y forma de las partculas debido a la presin de las rocas suprayacentes. Es lgico que con el tiempo la sobrecarga reduzca la porosidad. Aunque hay muchas excepciones, se puede decir que la porosidad disminuye con el aumento en la profundidad o en la edad de la roca. Asimismo, pueden tener porosidad secundaria en forma de pequeas cavidades, estas se deben a la accin de aguas de formacin o fuerzas tectnicas en la matriz de roca despus del depsito.

1.5.2 PERMEABILIDAD

La permeabilidad es una medida de la facilidad con la que los lquidos fluyen a travs de una formacin. En una determinada muestra de roca y con cualquier lquido homogneo, la permeabilidad permanece constante siempre y cuando el lquido no interactu con la roca en s. La unidad de la permeabilidad es el Darcy que es muy grande. Por lo tanto se usan comnmente el mili-Darcy (md). Se dice que una roca tiene la permeabilidad de un Darcy cuando un fluido con una viscosidad de un centipoise avanza a una velocidad de un centmetro por

FIG. 1.6 Esferas ilustrando una porosidad mxima del 47.6%

A: vista tridimensional B: seccin

FIG. 1.7 Esferas ilustrando una porosidad mnima del 25.9%

A: vista tridimensional B: seccin



segundo bajo un gradiente de presin de una atmsfera por centmetro. Una roca debe tener fracturas, capilares o poros interconectados para ser permeables. Por lo general una permeabilidad mayor se acompaa de una porosidad mayor; sin embargo, esto no es ningn concepto o regla absoluta. 1.5.3 SATURACIN

La saturacin en fluido de una roca es la relacin entre el volumen de un fluido en los poros con el volumen total de los poros (Figura 1.8). Las saturaciones se expresan como porcentajes del volumen de los poros. En un yacimiento de hidrocarburos se pueden encontrar simultneamente agua, petrleo y gas. Sin embargo, debido a los efectos de la gravedad, los fluidos se segregan o separan en el yacimiento. Parte de los fluidos de un yacimiento no puede extraerse; esta parte de los fluidos recibe el nombre de saturacin residual o irreducible. A veces las saturaciones residuales de hidrocarburos pueden extraerse mediante los mtodos de recuperacin secundaria o terciaria. Al estudiar un intervalo productor, aquella fraccin del espacio en los poros que no contiene agua se supone que contiene hidrocarburos.

1.6 CLASIFICACIN DE LAS RESERVAS

1.6.1 RESERVAS PROBADAS

FIG. 1.8 Relacin entre el volumen de un fluido en los poros con el volumen total en

los poros



Las reservas probadas son el volumen de hidrocarburos que se estima ser recuperable de yacimientos conocidos por medio de mecanismos primarios o secundarios, es decir, elevacin natural o artificial (bombeo mecnico, elctrico, hidrulico o neumtico), o mediante inyeccin de fluidos (agua, vapor, aire, CO2, gas seco, etc.). 1.6.2 RESERVAS SUPLEMENTARIAS

Las reservas suplementarias, son una subcategora de las reservas probadas, son aquellas que se recuperarn mediante la aplicacin de varias tcnicas llamadas en su conjunto, de recuperacin mejorada (secundaria o terciaria). Ello puede expresarse matemticamente mediante la igualdad:

Sw1 Saturacin de hidrocarburos.

1.6.3 RECURSOS NO PROBADOS

Es el volumen de petrleo que se estima ser recuperado de las partes de las cuencas sedimentarias donde el taladro an no ha comprobado la presencia o no de depsitos petrolferos.

1.6.4 RESERVAS PROBABLES

Son aquellas reservas en donde el anlisis de la informacin geolgica y de ingeniera de estos yacimientos sugiere que son ms factibles de ser comercialmente recuperables, que de no serlo. Si se emplean mtodos probabilsticos para su evaluacin existir una probabilidad de al menos 50% de que las cantidades a recuperar sean iguales o mayores a la suma de las reservas probadas ms las probables. El concepto de reserva probable difiere esencialmente del concepto de reserva probada, por el hecho de que no hay pozos exploratorios perforados en el rea que se est evaluando.

1.6.5 RESERVAS POSIBLES O POTENCIAL GEOLGICO

Son aquellos volmenes de hidrocarburos cuya informacin geolgica y de ingeniera sugiere que es menos segura su recuperacin comercial que las reservas probables. De acuerdo con esta definicin, las reservas posibles son el volumen de hidrocarburos que se cree que existe en reas an no exploradas, evaluando solamente con base a criterios geolgicos.

1.7 MTODO VOLUMTRICO PARA LA ESTIMACIN DE

RESERVAS PROBADAS

Este mtodo se lo realiza al inicio de desarrollo de los campos, y se basa en el clculo del volumen de las cantidades de petrleo in situ que estn originalmente en los yacimientos, a las cuales se les multiplica por el factor de recuperacin que anlisis petrofsicos, de presin, volumen, temperatura (PVT) y de ingeniera petrolera, determinan para cada tipo de depsito. El material bsico para la estimacin de reservas por el mtodo volumtrico es:



a) Los registros elctricos de los pozos b) Los anlisis de muestras c) Los anlisis de los fluidos encontrados d) La determinacin de la porosidad total y de la porosidad efectiva e) La determinacin de la permeabilidad y el estudio de otros parmetros.

Es muy importante tener todos estos datos en el inicio del desarrollo del campo, ya que para una correcta evaluacin de las reservas, hay necesidad de que dichas muestras presenten lo mas aproximado posible, las condiciones del yacimiento. As, el volumen total de hidrocarburos in situ puede ser expresado por:

SwhAV 1 [Acres-Pies]

El volumen de hidrocarburos usualmente es expresado en barriles:

SwhAV 17758

El volumen de hidrocarburos que se podra recuperar es:

RFSwhAV 17758 (1.1) donde:

A = rea del yacimiento en Acres. h = espesor del yacimiento en Pies = porosidad en porcentaje. Sw = saturacin de agua en porcentaje. FR = factor de recobro.

Podemos concluir que los principales parmetros fsicos necesarios para evaluar un yacimiento son: porosidad, saturacin de hidrocarburos, espesor permeable de la capa hidrocarburfera, y permeabilidad. Estos parmetros pueden ser derivados o deducidos de registros elctricos, nucleares o acsticos.



2 PROPIEDADES ELCTRICAS DE LAS ROCAS

Una de las propiedades fsicas ms importantes de las rocas es la resistividad. Las mediciones de resistividad en conjunto con la porosidad y la resistividad del agua se usan en los clculos de saturacin de agua, y en consecuencia, en la saturacin de hidrocarburos. La resistividad (R), llamada tambin resistencia especfica, se puede definir como la capacidad que tiene una sustancia de resistir, o impedir el flujo de una corriente elctrica. La Figura 2.1 ayuda a entender el concepto de la resistividad elctrica. Un generador libera una corriente elctrica, I, al alambre metlico de seccin transversal A y longitud L. La cada de voltaje, V, entre los extremos del alambre vara proporcionalmente con I. Esta se expresa matemticamente por la Ley de Ohm como:

rIV * (2.1)

Donde r es la constante del alambre, que es la medida de la oposicin ejercida por el alambre al paso de la corriente, esta constante se aplica sin tomar en cuenta la naturaleza ni la geometra del alambre. Si V, el voltaje se expresa en voltios, I, se expresa en amperios, entonces r, ser expresado en ohmios. El reciproco de la resistencia (1/r) es la conductancia, c, que estar dada en mhos o siemens. Si se reemplazara el alambre del circuito por otro del mismo material pero de diferente geometra, es decir, diferente longitud y rea transversal, y la corriente entregada se mantiene constante, se producir un cambio en la cada de voltaje entre los extremos del alambre. El cambio en la cada de potencial es

Fig. 2.1 Esquema de un circuito elctrico



producido por un cambio en la resistencia del alambre, si la longitud del alambre aumenta entonces aumenta su resistencia y si el rea del alambre aumenta entonces la resistencia disminuye:

A

LRr * (2.2)

donde R es la resistividad, que es la capacidad de una sustancia de impedir o resistir el flujo de una corriente elctrica a travs de ella. La resistividad es independiente de la forma y el tamao del conductor. La resistividad es una propiedad fsica bsica del material, su valor es constante para todas las piezas de un mismo material a una temperatura dada. Si la resistencia se expresa en ohmios (), la longitud en metros (m) y el rea en (m2), entonces la resistividad estar dada en (-m). Suponiendo que el voltaje atraviesa un cubo de 1 metro de lado podemos calcular:

Rr

m

mRr

A

LRr

21

1*

*

Por definicin podemos decir que la resistividad R es igual numricamente a la resistencia r, cuando el voltaje pasa a travs de un material cbico de 1 m de lado. La conductividad, C, es el inverso de la resistividad, para evitar fracciones decimales, la conductividad se expresa generalmente en milimhos por metro (mmho/m) donde:

1000 mmho/m = 1mho/m

C = 1000 / R (mmho / m) (2.3)

2.1 NATURALEZA DE LA RESISTIVIDAD ELCTRICA DE LAS

ROCAS RESERVORIO Las rocas reservorio son normalmente rocas sedimentarias, porosas y permeables. Estas incluyen tres tipos de rocas principales:

Areniscas, con fragmentos consolidados principalmente minerales de cuarzo, SiO2.

Caliza, CaCO3 con restos orgnicos precipitados de calcio, y

Dolomita, CaMg(CO3)2 con alteraciones qumicas formadas principalmente por calizas.

La mayora de las rocas sedimentarias contienen agua en sus poros, que por lo general contienen sales disueltas. El grado de salinidad vara en gran medida. A ms de agua, las rocas sedimentarias tambin contienen petrleo y / o gas natural.



La naturaleza de la resistividad elctrica de las rocas reservorio puede explicarse reemplazando el alambre del circuito de la Figura 2.1 por un core limpio y seco de una de las tres rocas. Un core, normalmente es un cilindro para ejemplos de anlisis. Solventes se utiliza para limpiar la muestra de todos los fluidos residuales. El resultado es un core limpio y seco que contiene solo aire en sus espacios porosos. El core se adapta a unos electrodos que cubre completamente el rea de las dos caras opuestas (Figura 2.2). Este arreglo garantiza el flujo lineal de corriente.

Con el core limpio y seco en lugar del alambre metlico no significa que la corriente pueda pasar a travs del circuito porque la roca matriz y el aire que satura los espacios porosos son pobres conductores de electricidad o aislantes. Sin embargo, rocas reservorio in situ son casi siempre conductores. Puesto que el petrleo y el gas tambin son aislantes, la conduccin elctrica en las rocas reservorio resulta por la presencia de agua. El core saturado con agua pura de la Figura 2.2, podra no significar un cambio como en los anteriores casos donde los poros estn con aire, ya que el agua pura es tambin un pobre conductor. Si una sal, tal como NaCl, es disuelta en agua, es posible que circule corriente a travs del core saturado con sal muera. La conduccin es realizada a travs de solucin salina, normalmente referido como los electrolitos. Las molculas de sal cuando se disuelven en agua se disocian en partculas llamadas iones. Los iones son tomos o molculas elctricamente cargadas como resultado de electrones en exceso o deficiencia de ellos. Para el NaCl, los tomos de sodio se disocian en cargas positivas (cationes) y el cloro se disocia en cargas negativas (aniones):

NaCl Na+ + Cl-

Cuando se establece un campo elctrico a travs del core, los iones se dirigen a travs del agua, los iones positivos hacia los electrones negativos y los electrones negativos hacia los positivos. Las cargas elctricas en circulacin son

Fig. 2.2 Esquema de un circuito elctrico, con un core como resistencia



transportadas dentro de la roca por iones o electrones que tiene la roca. La conduccin en las rocas es electroltica. Para tener una mejor idea del significado de las diferentes resistividades de inters en registros elctricos, debemos asumir un cubo de una unidad de longitud conectado a un circuito con una fuente de voltaje en la (Figura2.3) por lo que tenemos que r es igual a R. El cubo tiene las siguientes caractersticas:

Se encuentra lleno de agua + 10% de NaCl, en este caso se tiene agua salada que simula agua de formacin de resistividad Rw.

Rw = V / I1 (.m)

Al mismo cubo aadimos una fraccin de arena, se desaloja un 60% de

agua con lo que obtenemos una porosidad del 40%. Tomando en cuenta que el espacio poroso sigue lleno de agua, tendramos una formacin limpia saturada al 100% de agua de formacin. Ro = resistividad de la formacin saturada 100% de agua.

Ro = V /I2 (.m)

Luego inyectamos petrleo, y simulamos una formacin virgen que incluye roca matriz, agua y petrleo, y obtendramos la resistividad total Rt. Rt = resistividad total de la formacin no afectada por proceso de invasin.

Rt = V / I3 (.m)

Debido a que el flujo de corriente en la formacin se debe solo a la presencia de agua intersticial, entonces la relacin de las intensidades de corriente sera la siguiente:

I1 > I2 > I3 por lo que:

Rw < Ro < Rt

Fig. 2.3 Esquema de un circuito elctrico cuya resistencia es un cubo

de 1m. de lado



y Cw > Co > Ct

La resistividad total normalmente vara de 0.2 hasta 1000 (.m), es muy raro encontrar una resistividad total mayor a 1000 (.m), pero puede darse el caso en una formacin de evaporita. La roca matriz es una roca seca, que es aislante, pero es raro encontrarlas; por lo tanto la resistividad es alta y la conductividad es baja incluso casi igual a 0. El hidrocarburo puro tambin constituye un aislante, es decir conductividad baja y resistividad alta; pero la conductividad no puede llegar a ser igual a 0, ya que en el petrleo siempre estar mezclado con el agua. El agua salada es conductiva y la conductividad C es proporcional a la cantidad de sal.

Resumiendo se tiene las siguientes consideraciones:

El flujo de corriente en la formacin se debe a la presencia de agua intersticial.

A mayor porosidad existir mayor conductividad ya que se tiene una mayor cantidad de iones en movimiento, porque va a existir ms volumen lleno de agua.

Cualquier formacin tiene una resistividad mesurable y finita.

La resistividad es alta cuando existe presencia de hidrocarburo, mientras que la resistividad es baja en presencia de agua de formacin.

Si la temperatura es alta, pero considerando la concentracin de sal constante, los iones se mueven con mayor facilidad, y como consecuencia existir mayor conductividad.

Tambin va a depender en gran magnitud de la litologa.

2.2 FACTOR DE FORMACIN (F)

Es una constante propia de la formacin que caracteriza la litologa. El factor de formacin depende de la litologa, la porosidad, el tamao de los poros y el arreglo de los granos. Por el ncleo saturado cuya resistividad es Ro, circula una corriente y se presenta una cada de potencial a travs del ncleo. La resistencia (ro) del ncleo puede obtenerse con la ley de Ohm:

IrV O * (2.4)

Entonces puedo obtener Ro pues L y A son conocidos.

A

LRr OO (2.5)

Puesto que el agua salada, es el que permite la conductividad de la roca, es posible reemplazar el ncleo por un volumen de agua de la misma conductividad y obtener la misma resistencia entre los dos electrodos. (Figura 2.4) Los iones se mueven a travs de la roca, siguiendo caminos tortuosos, as la longitud del volumen equivalente de agua, Le, es mayor que la longitud real, L. El volumen de agua en el ncleo es: A*L*. Este volumen debe tener la misma salinidad en el volumen de agua de circuito equivalente.



El rea de la seccin transversal equivalente del volumen de agua, Ae, ser:

Le

ALAe

(2.6)

se puede expresar la resistencia, rw, del volumen equivalente de agua por:

Ae

LeRr WW * (2.7)

reemplazando 2.6 en 2.7, se tiene:

AL

LeRr WW

2

* (2.8)

Se ha establecido de manera experimental que la resistividad de una formacin pura con contenido de agua (esto es, una capa que no contenga ni hidrocarburos ni una cantidad apreciable de arcillas), es proporcional a la resistividad del agua con el cual est completamente saturada. La constante de proporcionalidad se llama factor de resistividad de formacin, F,

w

o

R

RF (2.9)

dado que ro= rw, se tiene,

LA

LeR

A

LR wo

2* (2.10)

Fig.2.4 Esquema del circuito elctrico, caso del tubo lleno de agua



2

2*

L

LeRR wo

(2.11)

2

2

L

Le

R

R

W

o

(2.12)

igualando a la ecuacin (2.9) se tiene:

22 1

L

LeF (2.13)

donde:

L

Le = tortuosidad (2.14)

El factor F de una formacin depende de la tortuosidad de la roca y de la porosidad. Si tenemos varias fases y el medio es el mismo u homogneo, F es el mismo. F es una caracterstica de los medios porosos. En una porosidad determinada, la proporcin Ro/Rw permanece casi constante, para todos los valores de Rw por debajo de o aproximadamente 1 .m. En el caso de aguas ms dulces y con mayor resistividad, el valor de F puede disminuir a medida que aumenta Rw. Se atribuye este fenmeno a una mayor influencia proporcional de la conductancia superficial de la roca. En el caso de un agua de salinidad dada, mientras mayor sea la porosidad de una formacin, menor ser la resistividad de la formacin Ro, y tambin el factor de formacin F. por consiguiente, el factor de formacin est inversamente relacionado a la porosidad. Es tambin una funcin de la estructura porosa y de la distribucin del tamao de los poros. Dado que F es una cantidad adimensional que depende solamente de las propiedades de la roca, este es un parmetro importante en la interpretacin de registros elctricos. Como veremos ms adelante la ecuacin 2.9 puede utilizarse con tres propsitos:

1. Para determinar Ro cuando F y Rw son conocidos, Ro entonces puede compararse con Rt, para detectar la presencia de hidrocarburos.

2. Para determinar F cuando Ro y Rw son conocidos. F se puede utilizar para obtener la porosidad de la formacin.

3. Para determinar Rw cuando F y Ro son conocidos. Rw puede utilizarse en otros mdulos petrofsicos para determinar la salinidad del agua de formacin.



2.3 EFECTO DE SALINIDAD DEL AGUA DE FORMACIN Y

TEMPERATURA SOBRE LA RESISTIVIDAD DE LAS

FORMACIONES

Los factores que afectan la resistividad del agua de formacin Rw, tambin afectan a la resistividad total de la formacin Rt. Entonces tanto Rw como Rt dependen de las cargas elctricas que se mueven a travs de la roca sedimentaria. En la conduccin electroltica, como en este caso, la conductividad de la formacin depende de:

1. Nmero de iones presentes en la formacin, generalmente llamada concentracin o, para aguas de formacin, salinidad.

2. Velocidad con la que los iones se mueven a travs de la solucin, esta velocidad se relaciona directamente con la temperatura, por ende la conductividad tambin depende de la temperatura

3. Carga de los iones, esta depende del tipo de sal en solucin, la carga

variar de acuerdo con la conductividad de cada sal y la concentracin que cada una tenga en la solucin total.

2.3.1 CONCENTRACIN

Existen dos tipos de concertacin principalmente

2.3.1.1 Concentracin volumtrica.- La mayora de anlisis qumicos de la composicin de sal de una solucin conductiva expresados en concentracin inica como:

Peso de la Sal gramo gramoConcentracin o

Volumen de la solucn litro galn

La concentracin expresada como base volumtrica vara con la temperatura. 2.3.1.2 Concentracin en peso.- Esta no depende de la temperatura, solamente del peso del soluto y de la solucin.

Peso de la Sal miligramoConcentracin ppm

Peso de la Solucin Kilogramo

donde ppm quiere decir: partes por milln y son los miligramos de sal que existe en un kilogramo de solucin. Para poder convertir las unidades de concentracin de una solucin de gramo

litro (gr/lt) a partes por mil, se divide para la densidad de la solucin en gr/cm3. En efecto la concentracin volumtrica y la densidad deben estar a la misma temperatura. La Figura 2.5., muestra la relacin entre concentracin y densidad de una solucin de NaCl a 77F.

2.3.2 MOVILIDAD

La velocidad de los iones, generalmente referida como movilidad, se determina por la oposicin o fuerza de resistencia que ellos encuentran al moverse a travs de la solucin.



La fuerza de resistencia por lo general es controlada por el tamao de los iones y la viscosidad del solvente. El efecto de la temperatura sobre la resistividad de la solucin salina es de considerable importancia en la interpretacin cuantitativa de los registros elctricos, donde sta es necesaria para corregir las medidas de temperatura tomadas en superficie y llevarlas a condiciones de la formacin. En la Figura 2.6, podemos determinar la resistividad de una solucin pura de NaCl como funcin de la concentracin y temperatura. Este monograma se lo desarroll en forma experimental.

CONCENTRACIN

DE LA SOLUCIN DE NaCl



Arps desarroll una aproximacin emprica para esta conversin, que proporcionaron resultados dentro del rango de exactitud de los datos disponibles:

F 6.77T

6.77TRR

2

112

(2.15)

C 5.21T

5.21TRR

2

112

(2.16)

donde R1, R2 son las resistividades de las soluciones de NaCl a temperaturas de T1 y T2, respectivamente. Cuando se escribe el valor de una resistividad se debe siempre especificar la temperatura a la que se ha calculado dicha resistividad, por ejemplo: Rt = 4.5 (.m) @ 120 F

Fig. 2.6 Monograma para determinar la resistividad del agua de formacin, conociendo la salinidad y su temperatura



2.3.3 CARGA DE LOS IONES

La conductividad de cada solucin pura de sal normalmente encontrada en aguas de formacin vara nicamente con la concentracin (Figura 2.7). Como se puede ver la resistividad es diferente, para diferentes sales. Para algunas sales, tales como el cloruro de potasio KCl, la conductividad se incrementa cuando se incrementa la concentracin. Para otras sales semejantes al cloruro de calcio CaCl2, la conductividad incrementa al inicio cuando su concentracin aumenta, luego disminuye cuando la concentracin es alta.

En muchas soluciones concentradas, los compuestos de iones polivalentes muestra la disociacin incompleta. Por ejemplo CaCl2 disocia de CaCl

+ + Cl-, en lugar de Ca++ + 2Cl-. Altos niveles de concentracin, sales adicionales estn ligeramente disociadas y se encuentran libres en el agua y causan incremento de viscosidad y por ello empieza a decrecer la conductividad. En soluciones que contienen ms de una sal, la contribucin de cada sal a la conductividad total depende de:

1. La concentracin total de slidos en la solucin 2. La concentracin fraccional de la sal, y 3. La conductividad de cada sal a la concentracin total de slidos.

Fig. 2.7 Conductividad de la solucin de sales a 18C



La determinacin analtica experimental de la solucin salina como funcin de todos los solutos presentes es compleja e imprctica. Con suficiente exactitud para propsitos prcticos, la conductividad de una solucin de N sales est dada por:

N

i

ii

t

sol cnn

C1

1 (2.17)

donde: Ci = conductividad de la iensima sal a la concentracin total de slidos disueltos. Cs = conductividad de la solucin (1//m) nt = concentracin total de slidos disueltos. [ppm] (TDS) ni = concentracin de la iensima sal. [ppm] Las aguas de formacin de moderada a alta salinidad son predominantemente soluciones de NaCl. Dado que la concentracin de iones polivalentes es generalmente baja, la conductividad de la mayora de las formaciones se incrementa con la concentracin, an a altos valores. En casos donde la resistividad de la solucin salina no se ha medido directamente, sta se puede calcular a partir del anlisis qumico de la solucin (titulacin).

GEN 8



GEN 9



Conociendo la concentracin de cada sal, se obtiene la concentracin total de slidos disueltos, lo que permite que mediante un factor de multiplicacin (carta GEN-8), pueda convertirse a una concentracin equivalente de NaCl (ne). La concentracin equivalente de NaCl, (ne), de una solucin de N sales puede expresarse como:

(2.18) donde: ni = concentracin de cada una de las sales presentes ki = factor de multiplicacin del iensimo in a la concentracin total de slidos disuelto, TDS en la tabla GEN-8. Los datos de conductividad de varias sales puras comnmente encontradas en agua de formacin se utilizaron en el desarrollo de estos multiplicadores. Cuando la concentracin equivalente de NaCl es conocida, se puede determinar su resistividad a cualquier temperatura usando carta GEN-9.

2.4 RELACIN FACTOR DE FORMACIN POROSIDAD

La ecuacin en que F = f( , ) es imprctica, debido a que la tortuosidad de la roca es imposible medir. Varios investigadores estudian la relacin entre F y otras propiedades petrofsicas para diferentes modelos de un medio poroso, los modelos utilizados incluyen:

Paquetes de esferas

Tubos capilares

Redes Neuronales Debido a que estos modelos son sobresimplificaciones de sistemas complejos, ellos tienen ciertos limitantes en predecir el comportamiento del flujo de la corriente elctrica en un medio poroso saturado con sal muera. Sobre la base de medidas de laboratorio de F y de una muestra, Archie sugiere la siguiente relacin emprica:

mF (2.19) Esta ecuacin se obtuvo como resultado de las investigaciones de W. Winsauer de la relacin de factor de resistividad de la formacin con la porosidad de diferentes areniscas. Lo que pudo concluir que para las rocas estudiadas la relacin:

m

aF

(2.20)

donde a y m son parmetros propios de la litologa; investigaciones tericas y experimentales muestran que estos varan principalmente con la geometra de los poros. a: es una constante emprica m: factor de cementacin. Esta ltima ecuacin proporciona un mejor ajuste con un conjunto de datos de campo.

N

i

iie knn1



La utilidad de las ecuaciones 2.19 y 2.20 en la determinacin de F est gobernada por los valores de a y m. Investigaciones tericas y experimentales muestran que estos valores varan principalmente con la geometra de los poros. El exponente m vara principalmente con el grado de consolidacin de la roca. Timur, estudi algunas formaciones de arena y encontr que los coeficientes a y m varan en un amplio rango de valores. El coeficiente a vara de 0.35 a 4.78, y m vara de 1.14 a 2.52. Para formaciones de carbonatos, el exponente de cementacin puede alcanzar 2.9 o ms. El factor de cementacin est en funcin del grado de consolidacin de la roca.

M Litologa

2.0 - 2.3 Rocas altamente cementadas ( Calizas, dolomitas)

1.8 - 2.0 Rocas moderadamente cementadas (arenas consolidadas)

1.4 1.7 Rocas ligeramente cementadas (arenas poco consolidadas)

1.3 Rocas no consolidadas

a Litologa

0.81 Arenas

1.00 Carbonatos

La Figura 2.8 muestra las variaciones de m en base a F y a la porosidad () para diferentes tipos de rocas.

2.5 RELACIN FACTOR DE FORMACIN Y POROSIDAD A PARTIR DE MEDIDAS DE LABORATORIO

La relacin factor de formacin y la porosidad para un reservorio especfico o formacin se determina a partir de medidas de laboratorio de F y con varias muestras representativas de core. El procedimiento experimental requiere varios pasos:

Fig. 2.8 Grfico del factor de resistividad de la formacin versus la porosidad



1. Las muestras representativas de core, son limpiadas para remover cualquier hidrocarburo.

2. Las muestras de core son saturadas completamente con salmuera de resistividad, Rw, conocida. El mejor resultado de las medidas depende de la obtencin de una salmuera similar en composicin al agua de formacin.

3. La resistencia elctrica de la muestra de core, ro, es medido cuando la muestra est completamente saturada.

4. Se mide la porosidad de la muestra. Estos pasos se cumplen adecuadamente, cuando se conoce la tcnica. Los datos de laboratorio son usados para calcular Ro y F de cada uno de los cores. Luego se grafica el factor de formacin vs. la porosidad en un papel logartmico, se traza una lnea que se ajusta a los datos entre el factor de formacin y porosidad, para luego determinarse m y a, a partir de la pendiente y la intercepcin de la ordenada que corresponde al valor de log1 respectivamente. La Figura 2.9 presenta un ejemplo de lo expuesto anteriormente. Una de las lneas muestra que las medidas se obtuvieron a condiciones de ambiente. La segunda lnea es obtenida cuando la medida se repite a presiones diferenciales tipicas del reservorio.

2.6 RELACIONES GENERALIZADAS ENTRE FACTOR DE

FORMACIN Y POROSIDAD

2.6.1 ECUACIN DE HUMBLE

Cuando no estn disponibles muestras de formacin, se utiliza relaciones generalizadas, que gracias a investigaciones, los autores obtuvieron valores para a y m que permiten escribir la expresin as:

Fig. 2.9 Ejemplo del factor de resistividad vs porosidad



15.2

62.0

F (2.21)

Una ecuacin simplificada para aproximar la ecuacin de Humble para areniscas es:

2

81.0

F (2.22)

Las ecuaciones 2.21 y 2.22 son las ms comnmente utilizadas para areniscas debido a que son recomendadas por la mayora de compaas de servicios de registros y aparecen en sus cartas.

2.6.2 ECUACIN DE PHILIPS

Un grfico de F obtenido por Carother a partir de 793 muestras. Cuando el factor de formacin se promedia y grafica para un punto medio de un rango dado de porosidad se obtiene una relacin general para areniscas:

54.1

45.1

F (2.23)

2.6.3 FRMULA DE CHEVRON

Recogi una coleccin extensiva de datos de F - que consista de 1833 muestras de arenisca, estos anlisis dieron como resultado la siguiente frmula:

73.1

13.1

F (2.24)

. 2.6.4 RELACIN F - DE DATOS DE REGISTROS DE POZOS

Las relaciones anteriores son medidas de laboratorio realizadas a la presin atmosfrica. Porter y Carothers definieron un procedimiento para establecer estas relaciones de datos de registros de pozos obtenidos bajo condiciones in-situ. Partiendo de 2295 datos de F y obtuvieron relaciones generalizadas para cada campo geolgico especfico.

1.08

2.45F

y

2.6.5 RELACIN F- PARA ROCAS CARBONATADAS

La gran variacin en los tipos de rocas arcillosas y otras formaciones carbonatadas hace mucho ms difcil definir una relacin generalizada F- . Sin embargo existen unas pocas relaciones generalizadas en uso. Una ecuacin para rocas calcreas obtenida a partir 188 muestras por Carother es:



2

1

F (2.25)

Las siguientes ecuaciones son recomendados para rocas compactas y de baja porosidad, carbonatos no fracturados, respectivamente.

5.22.2

1a

F

(2.26)

/019.087.1

1F (2.27)

Est ltima es la ecuacin de Shell. Todas estas ecuaciones se presentan en la figura 2.10.

2.7 RESISTIVIDAD COMO UNA BASE PARA LA

INTERPRETACIN - ECUACION DE ARCHIE En las secciones anteriores presentamos un gran nmero de parmetros utilizados para evaluar formaciones. Si pudiramos obtener una relacin entre la resistividad de la formacin y los otros parmetros, tendramos una relacin matemtica sumamente til para nuestro trabajo en zonas potenciales de hidrocarburos. El resto de esta seccin se dedicar a desarrollar dicha frmula. La utilidad de la registracin de resistividad se basa en el hecho que:

Fig. Representacin grfica de las diferentes relaciones generalizadas entre F y



El agua salada es un conductor (baja resistividad).

Los hidrocarburos y rocas son aislantes (alta resistividad). Consideremos la unidad cbica la Figura 2.11

CUBO A: La resistividad Rt del cubo variar con la resistividad del agua Rw (es decir: cuando Rw aumenta, Rt aumenta y viceversa).

Por consiguiente: wt RR

CUBO B: Reemplaza el 25% del cubo con roca (entonces = 75%), pero mantiene constante Rw, la resistividad Rt aumenta cuando disminuye la porosidad es

decir: como disminuye Rt aumenta.)

Por consiguiente:

1

tR

CUBO C: Reemplazando 30% de porosidad restante con hidrocarburo, la resistividad Rt aumenta cuando disminuye la saturacin de agua (es decir, cuando Sw disminuye Rt aumenta).

Por consiguiente: w

tS

R1

Fig.2.11. Esquema de una unidad cbica que permite deducir la ecuacin de Archie



Combinando las observaciones anteriores, podemos decir que:

W

wtS

RR11

,

W

w

tS

RR

(2.28)

Para resolver la constante de proporcionalidad, primero limitemos la ecuacin como sigue:

Si %100wS (Es decir: no hay hidrocarburo y la porosidad es 100% lleno de

agua).

Entonces se tiene que to RR

woR

R (2.29)

Ahora si 1 , entonces wo RR ; se ha determinado experimentalmente que:

La resistividad de una formacin limpia es proporcional a la resistividad de la solucin salina con la cual esta saturada totalmente:

w

o

R

RF (2.30)

Para una porosidad dada la relacin Ro/Rw permanece constante para cualquier

valor de wR que no exceda de aproximadamente 1-m.

Regresando a la ecuacin (2.29) e introduciendo la porosidad como una variable, esto es claro que:

1F

Esto es obvio, ya que la relacin entre oR y wR se relacionan a ese cubo anterior

de roca y a sus caractersticas de porosidad. Se sabe que:

m

aF

Como:

wo FRR

mw

ot

aRRR

cuando %100wS (2.31)

Si wS no es igual al 100%, entonces,

W

m

w

tS

RR

1

(2.32)



W

otS

RR1

Rt

RS oW

Experimentalmente se determin, que esta relacin es dependiente del exponente de saturacin n como:

t

w

m

t

w

t

ow

R

Ra

R

FR

R

RS

(2.33)

El exponente de saturacin depende del tipo de roca principalmente de la manera en que los poros estn conectados (se obtiene experimentalmente) y su rango vara entre:

5.21 n Para la mayora de las rocas consolidadas y limpias n=2 a menos que se tenga informacin ms especfica.

t

m

w

t

ww

R

aR

R

FRS

(2.34)

La ecuacin 2.34, forma la relacin de Archie que es la base para todas las tcnicas convencionales de interpretacin. Mejoramientos y refinamientos se pueden hacer a la frmula de Archie para diferentes tipos de rocas ms complicadas.

Podemos determinar la saturacin de agua SW en base a la Figura 2.12, si conocemos la relacin de resistividades Rt /RO y el exponente de saturacin n.

Fig. 2.12 Grfico que relaciona Rt/Ro versus la saturacin de agua



2.7.1 NDICE DE RESISTIVIDAD

Las primeras interpretaciones cuantitativas de registros elctricos utilizaron esta frmula que consista en la comparacin entre:

Rt, Registrada en una roca yacimiento con presencia potencial de HC, y

Ro, registrada en una roca yacimiento conocida y saturada al 100% de Agua.

o

tR

R

RI

- Presencia de Hidrocarburo Rt>Ro => IR> 1

- Muestra saturada 100% de Agua Rt=Ro => IR = 1

- Error : Ro > Rt Fsicamente imposible IR < 1

Nota: Si Sw = 100 %

1. De t

ww

R

FRS => Rt = F Rw

2. Sabemos : Ro = F Rw

Ro = Rt

esto supone que:

Ambas capas tienen F y similares (Figura 2.13).

Ambas capas contienen aguas de formacin con salinidades parecidas. Es decir que la formacin permeable tiene el mismo factor de formacin en el intervalo que contiene agua (donde se obtuvo Ro), que la zona que contiene hidrocarburo (donde se obtuvo Rt).

Fig. 2.13 Una formacin permeable contiene el mismo valor de F, ya sea que contiene agua o

hidrocarburo



t

m

w

Rt

o

t

ww

R

aR

IR

R

R

FRS

1

La ltima relacin se cumple para arenas limpias, consolidadas y moderadamente resistivas. En resumen la resistividad de una formacin (Rt) depende de:

Porosidad .- Cantidad de espacio poroso ( Agua + HC )

Resistividad del Agua (Rw).- Concentracin de sal.

Saturacin de Agua (Sw).- Cantidad de Agua Presente.

Litologa (a, m, n).- Tipo de Roca.

Temperatura.- Mayor o menor velocidad de movimiento de iones (funcin de profundidad).



3 MEDIDAS AMBIENTALES La mayora de los conceptos tericos se desarrollaron asumiendo un medio ideal en el cual se toma en cuenta los siguientes aspectos:

a) La formacin es un medio infinito, homogneo e isotrpico. b) El pozo es un cilndrico regular, de dimetro conocido lleno de un fluido

homogneo de propiedades conocidas. c) Capas que atraviesan el pozo con homogneas e isotrpicas.

Estas asunciones de un medio ideal tambin se extienden al desarrollo de ecuaciones para la interpretacin cuantitativa de registros, por consiguiente se hace necesario corregir los datos obtenidos en un ambiente real antes del uso de estas ecuaciones. Estas correcciones consisten en quitar esa parte de la seal causada por la desviacin del ambiente real del ideal. Ciertas herramientas de registros normalmente se disean para funcionar mejor en ciertos ambientes, por consiguiente el uso de las herramientas en ambientes diferentes producir un registro de calidad baja y no representativo. La seleccin de la herramienta para correr en ciertos pozos, estar en funcin de la calidad del registro y la cantidad de informacin que se necesita extraer. Para esto se requiere conocer cierta informacin del ambiente real del pozo tal como:

Dimetro y forma del hueco.

Propiedades de los fluidos de perforacin que llenan el pozo.

Temperaturas de la formacin y del pozo

La variacin radial de las propiedades de la formacin.

3.1 DIMETRO Y FORMA DEL HUECO Para una determinacin del dimetro y forma del hueco se necesita una herramienta llamada caliper. Este registro indica claramente que el dimetro real del hueco difiere en gran medida del dimetro de la broca utilizada para la perforacin del hueco. La diferencia es considerable en algunos casos, como se observa en la Figura 3.1 que muestra el perfil real de un hueco perforado con una broca de 12 pulgadas. La seccin registrada se puede utilizar para determinar el volumen del hueco. Se puede observar en la figura que el hueco esta muy lejos de ser un cilindro regular con dimetro uniforme. El dimetro real y forma del hueco depende de las formaciones perforadas. En la parte superior del hueco parece ser lisa, con el dimetro igual al de la broca. En la seccin A se muestra para el caso de formaciones duras, consolidadas e impermeables. El dimetro de la seccin B es realmente ms pequeo que el dimetro de la broca. Esto normalmente ocurre en el caso de formaciones



permeables perforado con un lodo que contiene slidos. El espesor de la costra del lodo depende de las propiedades del lodo. En formaciones permeables el dimetro del hueco es reducido por el espesor de la costra de lodo. Las propiedades de costra de lodo como: resistividad, densidad difieren considerablemente de la formacin circundante.

Figura 3.1 Registro en el que el dimetro real del hueco difiere en gran medida del dimetro de la broca utilizada para la perforacin del hueco



En la seccin C de la Figura 3.1 el dimetro real del hueco perforado es de 3 1/2 pulgadas. Tal agrandamiento ocurre en formaciones no consolidadas, suaves, debido al efecto de friccin de los lodos de perforacin. Este agrandamiento tambin ocurre en formaciones solubles en agua y en formaciones naturalmente fracturadas. Los agrandamientos del hueco perforado normalmente son ms observados en formaciones que contienen lutitas, debido a sus propiedades electroqumicas, los minerales de la arcilla absorben agua causando en la formacin un hinchamiento. Este hinchamiento debilita la formacin y produce derrumbes en la formacin el cual produce que se formen cavidades. La intensidad del derrumbe da como resultado el agrandamiento del hueco perforado ya que este depende de las propiedades fsicas de la arcilla y del fluido de perforacin. El lodo base agua fresca causa mayores cavidades que el lodo base agua salada, estas cavidades normalmente no se presentan cuando se utiliza un lodo base aceite. La rugosidad del hueco perforado se lo puede observar en la seccin D de la Figura 3.1. El alargamiento del hueco en las herramientas, centradas mecnicamente causa que se site en lo ms alejado de la formacin investigada. El espacio entre la herramienta y la formacin es ocupado por el lodo de perforacin, que exhibe propiedades fsicas muy diferentes a las de la formacin. Las herramientas de registros se disean para investigar un volumen prescrito; ello causa generalmente que una pequea fraccin del volumen sea ocupada por el lodo. Cuando esta fraccin aumenta con el dimetro del hueco, la respuesta de la herramienta no puede atribuirse completamente a la formacin. En alargamientos extremos la respuesta de la herramienta corresponde completamente al fluido de perforacin utilizado. Cuando el patn de la herramienta es presionado contra la cara de la formacin, los sensores son separados de la formacin por la costra de lodo y/o baches de fluido de perforacin. (Figuras 3.2 y 3.3).

Figura 3.2 Patn apretando a la costra de lodo en una zona donde

no se ha producido derrumbe

Figura 3.3 Patn apretando a la costra de lodo en una zona donde

se ha producido derrumbe



Las herramientas con patn (por ejemplo, herramienta de microresistividad, densidad), tiene un pequeo radio de investigacin. Consecuentemente la zona de la costra de lodo y de los baches puede afectar considerablemente a la respuesta de la herramienta. Un anlisis adecuado de las mediciones del registro requiere el conocimiento del dimetro y forma del hueco. Para determinar la geometra del hueco, un registro caliper por lo general se puede combinar con registros:

Microresistividad

Densidad

Neutrn

Snico, etc.

Cada una de estas herramientas va a proporcionar diferentes dimetros y formas de hueco pero muy relacionadas la una con la otra.

3.2 PROPIEDADES DEL LODO FILTRADO DE LODO Y COSTRA

DE LODO

Las herramientas de registro son por lo general corridas en pozos llenos con fluido de perforacin. Como posibles fluidos de perforacin tenemos: aire, agua, o barros preparados con fases lquidas y slidas. Los barros, ms frecuentemente utilizados como fluidos de perforacin, se llaman lodos de perforacin. Las principales funciones del fluido de perforacin son: remover los slidos perforados, impedir que los fluidos de la formacin fluyan hacia el hueco perforado, mantener la estabilidad de las paredes del pozo, enfriar y lubricar la broca,etc. Los fluidos de perforacin tambin juegan un papel importante en las operaciones de registros, especialmente en los registros elctricos. En consecuencia un lodo de perforacin conductivo es necesario para proporcionar corriente continua entre los electrodos de la herramienta y la formacin. Los fluidos de perforacin afectan, generalmente a la respuesta de la herramienta, dependiendo de sus tipos y propiedades. El lodo base agua es el tipo ms comn. Est compuesto de una fase liquida continua de agua, en el cul la arcilla es el material de suspensin. La barita es normalmente agregada para incrementar la densidad del lodo. Tambin se agregan qumicos para controlar las propiedades del fluido. El agua es utilizada para mezclar con el lodo y obtener un lodo fresco. El agua normalmente es reemplazada por hidrocarburo lquido para las formaciones con alta temperatura, formaciones profundas y formaciones solubles en agua. Este tipo de lodo es conocido como lodo base aceite porque su fase lquida contiene diesel, crudo pesado, refinado, o aceite mineral. Los lodos base aceite son poco conductivos y limitan el uso de los registros de resistividad. El lodo base aceite es generalmente aceptable porque minimiza el impacto ambiental en el pozo. Como mencionamos anteriormente, el fluido de perforacin fluye a travs de zonas permeables porque existe una diferencia de presin entre la formacin y el pozo perforado. Las partculas ms grandes al tamao de los poros cubren la cara de la formacin y forman la costra de lodo. El lodo de perforacin fluye a travs de la formacin permeable debido a la presin diferencial entre el hueco y al formacin. La fase lquida

Fundamentos Registros Electricos RAUL VALENCIA (1)

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