Section3 Mex v5 26jul2002

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Viro Consultoria Ltda. Captulo 9: Interpretacin en Formaciones Limpi

10-Nov-97 Captulo 9 con 14 Pginas Pgina

Seccin III: Interpretacin Bsica

Captulo 9: Formaciones Limpias

Resumen: Discusin de la metodologa de interpretacin manual enfatizando la necesidad

control de la calidad de los registros, identificacin de capas, dnde efectuar lecturepresentativas, validacin de los datos, determinacin de porosidad y litologa, efectohidrocarburos livianos, resistividad del agua de formacin y saturacin de agua.

1. Control de la calidad de los registros

El control de la calidad de los registros o LQC (Log-Quality-Control) debe ser efectuado antes de intecualquier interpretacin, incluyendo la interpretacin rpida, para verificar que los registros estn dentrolos lmites aceptables de calidad, tal como fue explicado en el Captulo 8.

2. Correlacin de profundidad y registro-base

La correlacin de profundidad o depth-match debe ser verificada tanto entre curvas de un mismo regiscuanto entre curvas de registros diferentes. Diferencias de profundidad entre registros del orden de 0.5 m son prcticamente inevitables, debido a la elasticidad de varios miles de metros de cable de regidentro del pozo y a la friccin de la herramienta de registro contra la pared del pozo, la que es diferente pcada herramienta. En otras palabras, el centro de la zona de inters puede aparecer a una ciprofundidad en un registro, por ejemplo 3.000 m, mientras que en aparece a 3.001 m en otro registro.

Cuando la diferencia de profundidad no es constante a lo largo de la zona de inters, aumentanddisminuyendo, se dice que la herramienta sufri efecto de yoyo durante el registro.

Antes de efectuar lecturas en los registros para interpretacin, debe efectuarse la correlacin de capas e

zona de inters. Un registro-base define las profundidades (generalmente es el de resistividad) y los odeben ser ajustados a este registro-base, lo que puede ser efectuado fcilmente por computadora.

3. Identificacin de capas

Varios registros permiten identificar capas permeables, distinguindolas de las impermeables. Las capermeables generalmente son areniscas, calizas, dolomas o combinaciones de estas litologas. Algucaractersticas que se presentan con frecuencia (existen excepciones, las que sern analizaoportunamente) son:

La curva de SP se separa de la lnea base de lutitas indicando permeabilidad;

Existen valores bajos de GR indicando baja arcillosidad; Existe enjarre, indicando permeabilidad; su espesor puede ser estimado como la mitad de la diferen

entre las lecturas de las curvas de calibrador de LDT y DST (CALI.LDT > CALI.DST);

Se verifica separacin positiva en el registro de ML indicando permeabilidad;

Existe separacin de curvas de resistividad con diferentes profundidades de investigacin indicapermeabilidad: generalmente es Rxo > Rten zonas acuferas y Rxo < Rten zonas con hidrocarburos;

La porosidad tiene valores moderados a altos.


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Viro Consultoria Ltda. Captulo 9: Interpretacin en Formaciones Limpias

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La presencia de hidrocarburos livianos tambin produce efectos en los registros:

La separacin entre la curva de micro-resistividad y la resistividad profunda generalmente se invierte enpresencia de hidrocarburos: es Rxo > Rten zonas acuferas y Rxo < Rten zonas con hidrocarburos;

En caso de existir gas o hidrocarburos muy livianos, la porosidad aparente de neutrn es mucho menorque la de densidad.

Las lutitas o shales son el ejemplo mas frecuente de capas impermeables. Algunas caractersticas son:

La curva de SP se mantiene prcticamente sobre una lnea, la denominada lnea base de lutitas;

Existen altas lecturas en el registro de GR;

Se verifica la ausencia de enjarre y el dimetro del pozo frecuentemente est alargado;

Existe separacin negativa del registro de ML;

Se verifican valores prcticamente iguales de resistividad somera y profunda;

La porosidad aparente del registro neutrn es mucho mayor que la de densidad.

Las curvas de SP y GR ayudan a identificar la contaminacin por arcillosidad en la roca-almacn:

La curva de SP se separa menos de la lnea base de lutitas que en formaciones limpias;

Los valores bajos de GR son mayores que en formaciones limpias;

La porosidad aparente de neutrn es mayor que la correspondiente a la formacin limpia.

Debe destacarse que en formaciones no muy compactadas o soft-formations (generalmente areniscas) elregistro de SP es preferido por tener frecuentemente mejor contraste entre arenas y lutitas o shales que elregistro de GR. Por otro lado, en carbonatos compactados o hard-formations se prefiere el registro de GRdebido al poco desarrollo que la curva de SP generalmente muestra en esas condiciones.

3. 1. Determinacin del espesor de capa

Prcticamente todos los registros indican los contactos entre capas, permitiendo determinar el espesor delas capas permeables en estudio. Sin embargo, tradicionalmente se usan los registros de SP y GR(consultar el prrafo 5.4 del Captulo 4 y el prrafo 6 del Captulos 5). Ambas curvas se presentan en la pista1 de manera tal que ambas indican zonas permeables cuando estn prximas del extremo inferior de lapista y ambas indican lutitas o shales cuando estn prximas del extremo superior de la pista (con elencabezado a la izquierda del observador).

4. Cmo leer un registro y dnde efectuar las lecturas

La lectura de valores de los registros con fines de interpretacin es crtica, ya que una mala lectura afectartodo el proceso de interpretacin. Deben elegirse zonas con valores estables a lo largo de por lo menos unpar de metros en todos los registros. Debe evitarse leer valores en un pico localizado del registro, quepuede no ser representativo y donde diferencias de profundidad entre registros dificulta identificar losvalores correspondientes en los otros registros. Consultar el prrafo 6 en el Captulo 3.

4. 1. Conversin de resistividades a la temperatura de la zona en estudio

En interpretacin se debe trabajar con valores de resistividad especificados a la temperatura de la zona enestudio. Los registros no necesitan de correccin por temperatura, ya que son obtenidos in-situ a las


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condiciones de presin y temperatura de la formacin; las resistividades del lodo, del filtrado y del enjadebern ser convertidas a las condiciones de temperatura de la zona en estudio, ya que son generalmeobtenidas a condiciones de superficie. En el Captulo 2 se tratan estas conversiones en detalle.

5. Correcciones ambientales

Las correcciones ambientales para cada registro deben ser efectuadas tal como se trata en los Captulo

al 7, dedicados a cada tipo de registro, antes de la validacin de los datos.

6. Determinacin de las verdaderas resistividades de la roca

La determinacin de las verdaderas resistividades de la roca Rt (zona virgen) y Rxo (zona lavada) debe efectuada tal como se trata en el Captulo 6, dedicado a los registros de resistividad, antes de la validacde los datos.

Es importante recordar que, aunque con mucha frecuencia se puede tomar ILD LLD como representatide Rt (y tomar MSFL como representativo de Rxo), existen casos en que esto no es correcto y el intrpdescuidado puede cometer un grave error. La misma situacin se repite con la separacin de las curvasresistividad indicando invasin. Esto ocurre con mucha frecuencia, aunque tambin puede haber invasin

produccin de hidrocarburos) sin que ocurra la separacin de las curvas de resistividad.

7. Determinacin de la resistividad del agua de formacin

Existen varios mtodos para determinar el valor de laresistividad del agua de formacin a partir de registrosen lodos a base de agua. A continuacin se presentancuatro de estos mtodos.

Las compaas que prestan servicios de registrospublican grficas para estimar el valor de Rw segnestos mtodos. Durante el desarrollo de este curso seexplicar y se practicar la utilizacin de estasgrficas.

a) Con el registro de SP: Cuando no se conoce elvalor de la resistividad Rw del agua de formacin,este valor puede ser calculado con el registro deSP; cuando se conoce Rw el registro de SP puedeser validado verificando el valor de Rwya conocido.Para ello, en zonas permeables, limpias yacuferas, se parte de la separacin de la lneabase de lutitas, medida en mv, que se produce enestas zonas y del valor de la resistividad Rmf del

filtrado (convertido a la temperatura de la zona enestudio) para calcular el valor de la resistividad Rwdel agua de formacin. Consultar el prrafo 7 delCaptulo 4.

b) Con grficas de resistividad profunda vs porosidad: El valor de la resistividad Rwpuede ser calculado los registros de resistividad profunda y porosidad; cuando se conoce Rw estos registros pueden validados verificando el valor de Rw ya conocido. Para ello, se grafican valores de la inversa de la cuadrada de la resistividad profunda vs porosidad elegidos en zonas limpias y acuferas, los que deb

Figura 9-1


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definir una lnea recta en esta grfica (Figura 9-1). Los valores de resistividad y porosidad de cualquierpunto de esta lnea permiten determinar el valor de Rw de la siguiente manera: con la porosidad sedetermina el valor del factor de formacin F; Rwes obtenido dividiendo la resistividad porF.

c) Con el clculo de la resistividad aparente de agua: El valor de la resistividad Rw puede ser determinadocon la resistividad aparente del agua Rwa que es obtenida dividiendo en cada nivel los valores de laresistividad profunda por el factor de formacin Fdeterminado a partir de la porosidad en cada nivel

(ideal para ser procesado por computadora). En las zonas limpias y acuferas ocurren los valoresmnimos de Rwa y resulta Rw= Rwamin mientras que en zonas con hidrocarburos resulta Rwa > Rw. Cuandose conoce Rw los registros de resistividad profunda y porosidad pueden ser validados verificando el valorde Rwya conocido.

d) Con el clculo de la relacin de resistividades de los registros: El valor de la resistividad Rw puede sercalculado con la relacin de resistividades de los registros de resistividad profunda y somera; cuando seconoce Rwestos registros pueden ser validados verificando el valor de Rwya conocido. En zonas limpiasy acuferas se debe cumplir que Rt = F Rw (zona virgen) y tambin que Rxo = F Rmf (zona lavada);dividiendo estas dos expresiones en cada nivel (ideal para ser procesado por computadora) desapareceF(que depende de la porosidad) y resulta la siguiente expresin que no depende de la porosidad paradeterminarRw

R RR

Rw mft

xo

= (9-1)

En zonas limpias con hidrocarburos mviles, se debe cumplir que RtSwn

= FRw(zona virgen) y tambin queRxoSxo

n= FRmf (zona lavada); dividiendo estas dos expresiones en cada nivel (ideal para ser procesado por

computadora) desaparece F(que depende de la porosidad) y resulta la siguiente expresin:

R

R

S

S

R

R

w

mf

xo

w

n

t

xo

= (9-2)

en la cual, considerando que Rwy Rmfson constantes a lo largo de la zona de inters:

Rt/Rxo > Rw/Rm fen zonas limpias con hidrocarburos mviles (Sw< Sxo < 1, y por lo tanto Sxo /Sw> 1)

Rt/Rxo = Rw/Rm fen zonas acuferas (Sw= Sxo = 1) o con hidrocarburos no mviles (Sw= Sxo < 1)

lo que permite concluir que el valor mnimo de la relacin Rt/Rxo ocurre en zonas acuferas, en las cuales sepuede determinar el valor de Rwcon la siguiente expresin:

R RR

Rw mft

xo

=

min

(9-2a)

8. Validacin de los registros

Existen varios mtodos de validacin de registros. No es necesario aplicarlos todos en un mismo pozo,quedando a criterio del intrprete elegir los mas adecuados segn los datos disponibles y su confiabilidad.

8. 1. Validacin de los registros verificando sus lecturas en condiciones particulares

Algunos registros pueden ser validados directamente del valor obtenido en condiciones particulares:


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Valores GR b Pef t NL tpl Rttpicos (API) (gr/cc) (barns/electrn) (s/ft) (pu) (ns/m) (m)

Anhidrita 500Halita 500

Caliza ( = 0) 500Doloma ( = 0) 500

Los registros de calibrador y de snico pueden validados verificando sus lecturas dentro de la TR (cascheck) al finalizar el registro en agujero descubierto:

El registro snico debe leer 57 s/ft dentro de la TR no cementada;

El calibrador debe leer dimetro interno dentro de la TR, el cual debe ser obtenido de tablas publicadpor los fabricantes a partir del dimetro externo y del peso especificados en el encabezado.

8. 2. Validacin de los registros verificando la litologa en niveles limpios

La litologa puede ser verificada graficando valores de dos registros de porosidad obtenidos en alguniveles limpios; los puntos resultantes deben estar sobre la lnea del mineral considerado (arenisca, cal

doloma) o en las proximidades del punto del mineral (anhidrita, halita). La curva de Pef identifica la litolodirectamente, segn se explica en el prrafo 2.3.1 del Captulo 7.

Las compaas que prestan servicios de registros publican grficas de registros de porosidad con lnpara arenisca, caliza y doloma y puntos de anhidrita y halita. Durante el desarrollo de este cursoexplicar y se practicar la utilizacin de estas grficas.

8. 3. Validacin de los registros verificando las resistividades del agua y del filtrado

Frecuentemente se validan los registros determinando los valores previamente conocidos de resistividades del agua de formacin y del filtrado de lodo. Adems de los mtodos indicados en el prrafde este captulo para determinar la resistividad Rw del agua de formacin, pueden mencionarse

siguientes:

Validacin de los registros determinando Rw y comparando con datos obtenidos por otros mtodos: pueden utilizar los mtodos explicados en el prrafo 7 de este captulo para determinar la resistividad Rwagua de formacin, comparando los resultados con los valores obtenidos de muestras obtenidas enmismo pozo o de pozos vecinos, o del conocimiento del campo, o de catlogos de la zona.

Validacin de los registros graficando resistividad somera vs porosidad: Puede aplicarse el mismo mtomencionado en el prrafo 7, tem b) de este captulo, usando el registro de resistividad somera en vez registro de resistividad profunda, para determinar el valor ya conocido de Rmfen vez de Rw.

Validacin de los registros de resistividad somera y porosidad calculando Rmfa: Puede aplicarse el mis

mtodo mencionado en el prrafo 7, tem c) de este captulo, usando el registro de resistividad someravez del registro de resistividad profunda, para determinar el valor de Rmfa en vez de Rwa. En las zolimpias y acuferas ocurren los valores mnimos de Rmfa y resulta Rmf= Rmfamin mientras que en zonas hidrocarburos resulta Rmfa > Rmf.

8. 4. Validacin de los registros comparando sus respuestas con las de registros de pozos vecinos

Otra forma frecuentemente utilizada es la de validar los registros de un pozo comparndolos con lospozos vecinos.

9. Evaluacin de litologa y porosidad


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A continuacin se presentan los mtodos para determinar litologa y porosidad a partir de registros. Serecomienda revisar el concepto de porosidad aparente en el prrafo 4.1.1. del Captulo 2 as como loscomentarios relacionados a las ecuaciones 7-3, 7-9, 7-15 y 7-20 en el Captulo 7.

9. 1. Determinacin de porosidad con un nico registro (litologa conocida)

Para determinar la porosidad en una zona limpia con un nico registro de porosidad es necesario conocer lalitologa, la que debe ser constante a lo largo de la zona en estudio, as como la caracterstica del fluido enla zona investigada por la herramienta, segn las siguientes tablas:

Parmetros b t NL tplde matriz (gr/cc) (s/ft) (pu) (ns/m)

Arenisca 2.65 50~55.5 -2 7.2Caliza 2.71 47~49 0 9.1Doloma 2.87 43.5 2 8.7

de fluidosAgua dulce @80F 1.0 189 100 30Agua saturada con NaCl @80F 1.22 185 95 25

Aceite 30 API 0.88 235 60+ 4.9Gas metano @200F, 7kpsi 0.25 - - 3.3

Con estos datos se puede resolver la ecuacin de respuesta del registro para calcular la nica incgnita: la

porosidad aparente. En el caso del registro snico con valor de 95 s/ft en una arenisca de 55 s/ft confiltrado de 189 s/ft resulta, substituyendo estos valores en la ecuacin 7-3:

Sa

s ft s ft

s ft s ft

s ft

s ftpu=

= = =95 55

189 55

40

1340 299 29 9

/ /

/ /

/

/. . (9-3)

En el caso del registro de densidad con valor de 2.25 gr/cc en una arenisca de 2.65 gr/cc con filtrado de 1.0

gr/cc resulta, substituyendo estos valores en la ecuacin 7-9:

Dagr cc gr cc

gr cc gr cc

gr cc

gr ccpu=

= = =

2 65 2 25

2 65 10

0 4

1650 242 24 2

. / . /

. / . /

. /

. /. . (9-4)

En el caso del registro de neutrn (matriz caliza) con valor de 25 pu en una arenisca de -2 pu con filtrado de100 pu resulta, substituyendo estos valores en la ecuacin 7-15:

( )

( )Na

pu pu

pu pu

pu

pupu=

= = =25 2

100 2

27

1020 265 26 5

.. . (9-5)

En el caso del registro de propagacin electromagntica con valor de 13 ns/ft en una arenisca de 7.2 ns/ftcon filtrado de 30 ns/ft resulta, substituyendo estos valores en la ecuacin 7-20:

EPT mf ans ft ns ft

ns ft ns ft

ns ft

ns ftpu

= = =

13 7 2

30 7 2

5 8

22 80 254 25 4

/ . /

/ . /

. /

. /. . (9-6)

Las compaas que prestan servicios de registros publican grficas de registros de porosidad con lneaspara arenisca, caliza y doloma que facilitan la determinacin grfica de porosidad.Durante el desarrollo de este curso se explicar y se practicar la utilizacin de estas grficas.


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9. 1. 1. Efecto de hidrocarburos livianos en la determinacin de porosidad

La determinacin de porosidad con un nico registro de porosidad en una zona limpia que contiehidrocarburos livianos es prcticamente imposible con el registro de densidad o con el de neutrn debid

que la porosidad est ocupada parte por filtrado (porosidad con agua mf) y parte por hidrocarbu(porosidad con hidrocarburos hy) en proporciones desconocidas, con lo que aunque se conozcan caractersticas del filtrado y del hidrocarburo, no se puede determinar el parmetro de la mezcla para po

utilizar la ecuacin y calcular la verdadera porosidad e. El registro de snico es la nica opcin disponen estas circunstancias, segn se explica a continuacin.

Asumiendo que toda la porosidad est ocupada por filtrado, el clculo de la porosidad aparente sufrirsiguientes efectos segn cual sea el registro de porosidad utilizado:

Densidad: por serhy< mf resulta Da > e

Neutrn: por serNhy< Nmf resulta Na < e

Snico: en formaciones compactadas, Sa no depende del valor de thy(Sa e)

EPT: por sertplmf>> tplhytplma la porosidad aparente de EPTmf< e

La determinacin de porosidad una zona limpia que contiene hidrocarburos livianos puede efectuarse co

registro snico (Sa e) o con la combinacin densidad-neutrn aplicando el mtodo aproximado Gaymard o con el mtodo grfico aproximado. A continuacin se explican ambos mtodos.

9. 1. 1. 1. Mtodo aproximado de Gaymard

Este mtodo es adecuado parainterpretaciones rpidas; permite obtener unvalor aproximado de la verdadera porosidadutilizando la combinacin de registros dedensidad-neutrn en funcin de la matriz

correcta en zonas con hidrocarburos livianoscon la siguiente ecuacin:

+D Na a

2 2

2(9-7)

9. 1. 1. 2. Mtodo grfico aproximado

Este mtodo, muy utilizado en arenasarcillosas (matriz conocida), utiliza grficaspublicadas por las compaas de servicios

para estimar el valor de la verdaderaporosidad utilizando la combinacin deregistros de densidad-neutrn en zonas conhidrocarburos livianos utilizando tambin laresistividad somera de la formacin. Duranteel desarrollo de este curso se explicar y sepracticar la utilizacin de estas grficas.

Como muestra la Figura 9-2 (ver el ejemplo

Ejemplo:

NCNLcorr= 12 puDcorr= 38 pu

Shr= 50%

resulta en:1 = 32.2 pu = -1.6 pu = 30.6 pu

Figura 9-2


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incluido), con los valores de Na = 12 pu y Da = 38 pu, se obtiene grficamente una primera aproximacin 1= 32.2 pu de la porosidad; con este valor de porosidad se puede calcular, utilizando la ecuacin de Archie(generalmente con a = 1 y m = 2) con el valor del registro de micro-resistividad, una primera aproximacinde Sxo = 0.5 (50%) y por diferencia a 1 se obtiene Shr = 1 - Sxo = 0.5 (50%) con el cual, tambin

grficamente, se obtiene la correccin = -1.6 pu para ajustar 1, resultando finalmente el valor de laporosidad = 1 + = 30.6 pu.

Esta operacin puede ser efectuada por clculo, con las siguientes ecuaciones:

1

2 7

9=

+ N Dacorr acorr(9-7a)

y

( ) = 1 1 01. Shr (9-7b)

con las que se obtendra la porosidad 1 = 32.2 pu, y para la porosidad corregida = 30.6 pu.

9. 1. 1. 2. 1. Determinacin de la densidad de hidrocarburos

Con la relacin entre los valores de porosidad

aparente de densidad y neutrn Da/Na expresados enfuncin de la matriz correcta y el valor de lasaturacin de hidrocarburos en la zona lavada Shr sepuede estimar grficamente el valor de la densidad de

hidrocarburos hy utilizando grficas publicadas porlas compaas que prestan servicios de registros.Durante el desarrollo de este curso se explicar y sepracticar la utilizacin de estas grficas.

La Figura 9-3 muestra el ejemplo de una zona conporosidad neutrn Na = 15 pu, Da = 25 pu (ambasexpresadas en la matriz correcta) y Shr = 0.3 (30%); la

relacin entre las porosidades resulta Da/Na = 0.6;puede verse en la Figura 9-2, en la interseccin conShr = 0.3 (30%) se obtiene el valor de densidad del

hidrocarburo, hy= 0.28 gr/cc.

9. 1. 1. 3. Determinacin del efecto de hidrocarburos livianos en los registros de densidad y neutrn

Este mtodo es mas exacto que los anteriores y se lo utiliza frecuentemente en formaciones con litologacompleja, en las cuales la composicin de la matriz limpia vara a lo largo del intervalo por lo que no se

conoce en cada nivel cuales son los parmetros de matriz para usar en la ecuacin de porosidad.

En estos casos se utilizan los registros de densidad y neutrn (este ltimo, generalmente en matriz caliza)

para los cuales existen ecuaciones vlidas para densidad de hidrocarburos hy 0.7 gr/cc, que determinanel efecto de los hidrocarburos livianos en cada registro; para la densidad es:

( )[ ]b hr mf hy S P= 107 111 015 115. . . . (9-8)

y para el neutrn:

Figura 9-3


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( )

( )N hr

mf hy

mf

SP

P=

+

1 167 017

1

. .(9

donde:

es la porosidad de la formacin, 0 1Shr es la saturacin residual de hidrocarburos en la zona lavada, 0 Shr 1

mf es la densidad del filtrado, en gr/ccP es la salinidad del filtrado, en ppm/10

6

hy es la densidad del hidrocarburo, en gr/cc es un coeficiente con valor 1 para aceite y 1.3 para gas

debe notarse que en las dos ecuaciones anteriores el producto Shr es la cantidad de hidrocarburos eporosidad hy(porosidad con hidrocarburos).

9. 2. Determinacin de litologa y porosidad en formaciones con litologa compleja o desconocida

Las ecuaciones 9-8 y 9-9 pueden usarse para determinar la litologa y porosidad en formaciones limpias

hidrocarburos livianos; el mtodo puede aplicarse al caso de litologa simple o conocida y tambin litologa compleja o desconocida, en las cuales la composicin de la matriz limpia vara a lo largo intervalo por lo que no se conoce en cada nivel cuales son los parmetros de matriz para usar enecuacin de porosidad.

Como estas ecuaciones requieren la cantidad de hidrocarburos en la porosidad (porosidad hidrocarburos) que no es conocida de antemano, se aprovecha que el efecto es proporcional a la cantidde hidrocarburos de la siguiente manera:

se grafican lecturas de registros de densidad y neutrn utilizando grficas de densidad vs neutrn lneas para arenisca, caliza y doloma publicadas por las compaas que prestan servicios de registros

se adopta un volumen de hidrocarburos hy = 0.1 (10 pu) evaluando el efecto de este volumenhidrocarburos en ambos registros.

se grafican los valores de densidad y neutrn corregidos por el efecto de hy= 0.1 (10 pu) ya calculad

la lnea que une estos dos puntos define la direccin en la cual se debe efectuar la correccin por efede hidrocarburos livianos y puede ser dividida en 10 partes: 0 pu en el punto correspondiente a la lectde los registros hasta 10 pu en el punto correspondiente a los valores de densidad y neutrn corregi

por el efecto de hy= 0.1 (10 pu).

se obtiene la primera aproximacin de porosidad y de hy donde la lnea anterior encuentra la litoloesperada (litologa simple o conocida) o la menos densa esperada si se trata de litologas complejadesconocidas (en caso de calizas dolomitizadas, corresponde a la lnea de caliza).

se determina la saturacin Sxo utilizando la resistividad somera y la primera aproximacin de porosideterminada en el paso anterior.

con este valor de Sxo se determina el valor de la porosidad con hidrocarburos hy= (1 - Sxo) que puo no coincidir con el valorhy determinado anteriormente en forma grfica. Si se trata de litologa simo conocida, estos valores son la solucin.

si los dos valores de hy son iguales o razonablemente prximos, los valores de la primera aproximacde la porosidad y de hyson la solucin.

si no coinciden, se debe utilizar el valor de hy = (1 - Sxo) para una segunda iteracin, obteniegrficamente una segunda aproximacin de la porosidad y con ella determinar un nuevo valor de


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as como un nuevo valor de hy = (1 - Sxo) el que puede o no coincidir con el valor utilizado al inicio dela segunda iteracin.

La iteraciones continan hasta alcanzar una buena aproximacin entre los valores inicial y final de hy(normalmente se alcanza una buena aproximacin con 2 3 iteraciones).

Las compaas que prestan servicios de registros publican grficas de registros de porosidad con lneas

para arenisca, caliza y doloma necesarias para aplicar este mtodo. Durante el desarrollo de este curso seexplicar y se practicar la utilizacin de estas grficas.

El siguiente ejemplo ilustra laaplicacin del mtodo descripto. Seauna zona acufera con lecturas(corregidas por efectos ambientales)de 2.34 gr/cc para densidad y 23 pu(matriz caliza) para neutrn, con loscuales se obtiene el punto A en laFigura 9-4, cerca de la lnea de caliza(del lado de la doloma), indicando

una porosidad de 22.4 pu (obtenidainterpolando linealmente entre laslneas que unen los valores de 22 y23 pu de caliza y de doloma,respectivamente) as como unamatriz de caliza dolomitizada dedensidad aproximada a 2.73 gr/cc(obtenida interpolando linealmenteentre los valores de 2.71 gr/cc en lacaliza y 2.87 en la doloma).

Cuando existen hidrocarburos

livianos en la zona lavada investigada por los registros de densidad y neutrn, antes de evaluar la porosidady litologa (pero despus de corregir los efectos ambientales) se debe corregir el efecto de los hidrocarburos

livianos en los registros de densidad y neutrn. Para ello, conociendo el valor de la densidad hy delhidrocarburo (si no se la conoce se debe seguir el procedimiento indicado en el prrafo 2.1 del Captulo 13),

pueden calcularse las correcciones b y N necesarias a la densidad y al neutrn para un volumen dehidrocarburos (porosidad con hidrocarburos) hy = Shr en la porosidad con valor arbitrario de 0.1 (10 pu)utilizando las ecuaciones 9-8 y 9-9. Sea una caliza con gas con los siguientes parmetros:

Densidad: b = 2.3 gr/cc Densidad del lodo: mf= 1.0 gr/cc Neutrn: N= 20 pu Salinidad del lodo: P= 0 ppm Resistividad somera: Rxo = 20 m Resistividad del filtrado: Rmf= 0.4 m Densidad hidrocarburo: hy= 0.5 gr/cc

con estos valores, las ecuaciones 9-8 y 9-9 permiten calcular el aumento de densidad y neutrn necesariopara representar los valores que los registros hubieran ledo en la misma formacin si en vez del gasexistiera filtrado (Sxo = 1 100%):

Aumento densidad: b = 0.057 gr/cc Aumento neutrn: N= 4.4 pu Densidad con gas: b = 2.3 gr/cc Neutrn con gas: N= 20 pu Densidad corregida: b = 2.357 gr/cc Neutrn corregido: N= 24.4 pu

Figura 9-4


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Los valores de los registros (afectados por el gas) estn representados por el punto A en la Figura 9mientas que los valores corregidos estn representado por el punto B. Si la litologa es conocida, ejemplo caliza, la interseccin de la lnea AB con la lnea de caliza (punto C) identifica la solucin gr

para la porosidad e (obtenida de la lnea de caliza), la cual permite calcular el valor Sxo de saturacinagua (adoptando a =1 y m = 2) y por diferencia obtener la saturacin Shy de hidrocarburos, y la porosi

con hidrocarburos hy= e Shyresultando:

Porosidad: e = 22.3 pu Saturacin agua: Sxo = 63.4% Saturacin de gas: Shy= 36.6% Porosidad con gas: hy= 8.2 pu

La solucin grfica del punto C

indica una porosidad con gas hy =5.1 pu, (obtenida de la distancia ACdonde AB representa 0.1 10 pu),por lo tanto existe una discrepanciade 3.1 pu entre los resultados de8.2 pu (clculo) y 5.1 pu (grfica) lacual no es importante en unaprimera interpretacin pero querequerira un anlisis mas profundosobre la litologa, las respuestas ylas correcciones ambientales de losregistros, as como de la densidaddel hidrocarburo, para conciliarla.

Una posibilidad es que la litologano sea caliza pura como se supusoinicialmente, sino que se trate deuna caliza levementedolomitizada. En este caso,desconociendo el grado dedolomitizacin, se deben efectuar un par de iteraciones comenzando con la litologa menos densa esper

(caliza) indicada por el punto C con una primera aproximacin de la porosidad 1 = 22.3 pu que permdeterminar una primera aproximacin de la saturacin de agua, de hidrocarburos y de porosidad

hidrocarburos segn se indic. Utilizando esta primera aproximacin de la porosidad con hidrocarburos= 8.2 pu se obtiene el punto D a una distancia tal de A que AD represente 8.2% de la distancia AB (representa una porosidad con hidrocarburos de 10 pu). En este punto D se obtiene la segu

aproximacin de la porosidad 2 = 22.5 pu (con matriz de densidad ma = 2.74 gr/cc) que permite determuna segunda aproximacin de la saturacin de agua, de hidrocarburos y de porosidad con hidrocarburresultando:

Porosidad: e = 22.5 pu Saturacin agua: Sxo = 62.8%

Saturacin hidrocarburo: Shy= 37.2% Porosidad con gas: hy= 8.4 pu

La discrepancia entre ambas soluciones se redujo para 0.2 pu entre los resultados de 8.4 pu (clculo) y pu (grfica) la cual es perfectamente aceptable.

10. Determinacin de la saturacin de agua

A continuacin se describen los dos mtodos mas utilizados para determinar la saturacin de aguaformaciones limpias, tanto en la zona lavada como en la zona virgen.

Figura 9-5


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10. 1. Mtodo de relacin de resistividades para determinar la saturacin de agua

El mtodo de la relacin de resistividades o resistivity-ratio para determinar la saturacin de agua estbasado la ecuacin de Archie y es frecuentemente utilizado para una interpretacin rpida o quick-look enformaciones limpias o con bajos volmenes de lutita (


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En zonas con hidrocarburos sin movilidad, ambas saturaciones deben ser iguales y menores qu(100%) o sea: Sw =Sxo < 1. Esta situacin es evidente cuando los registros de resistividad estnescala logartmica y existe una zona acufera prxima a la zona con hidrocarburos sin movilidad (conmisma resistividad del agua de formacin en ambas zonas), ya que se verifica que la relacin entre RRt es la misma en ambas zonas: Rxo /Rt = Rmf/Rw lo que produce separaciones iguales de las curvasresistividad profunda y somera en ambas zonas.

11. Presentacin de los resultados

Todo trabajo de interpretacin debe ser acompaado por un informe del intrprete resumiendo principales caractersticas y las peculiaridades del trabajo, segn las normas internas de la compa

Adems se recomienda agregar una presentacin grfica de los resultados, est o no incluida en normas internas, para facilitar la percepcin del resultado final; para ello, las presentaciones tpicas de compaas de servicios de registros son perfectamente adecuadas.

12. Valores tpicos, frecuentemente encontrados en interpretacin de registros

Los siguientes valores son frecuentemente encontrados en interpretacin de registros y dan una idea glode la secuencia seguida en una interpretacin tpica:

Con a = 0.62 y m = 2.15, para = 0.2 (20%), Humble (F = a/m) resulta en:

Agua de salinidad 20.000 ppm tiene un valor de resistividad:

- En superficie: Rw= 0.3 m @75F- En el pozo: Rw= 0.1 m @250F

Una capa con = 0.2 (20%) invadida con agua de Rw= 0.1 m tendruna resistividad Ro = F Rw= 2.0 m

Si la capa con = 0.2 (20%) y agua de Rw= 0.1 m (Ro = 2.0 m) tiene

Rt= 2.0 m, Archie (Swn

= Ro /Rt) con n = 2 resulta en Sw= 1 (100%)

Si la capa con = 0.2 (20%) y agua de Rw= 0.1 m (Ro = 2.0 m) tieneRt= 50 m, Archie (Sw

n= Ro /Rt) con n = 2 resulta en Sw= 0.2 (20%)

En la siguiente pgina se presenta la secuencia resumida de interpretacinpara formaciones limpias, en diez pasos, con espacio para que el participante del curso anote observaciones para referencia futura.

= 20% F= 20

agua de 20.000 ppm:

Rw= 0.3 m @ 75FRw= 0.1 m @250F

F= 20 & Rw= 0.1 mRo = 2.0 m

Ro = 2m & Rt= 2

mSw= 1 (100%)Ro = 2m & Rt= 50

mSw= 0.2 (20%)


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Secuencia resumida de interpretacin para formaciones limpias, en diez pasos

Esta secuencia resumida de interpretacin para formaciones limpias tiene por objetivo reunir todos lospasos de la interpretacin vistos en este captulo, con espacio para que el participante anote sus

observaciones para referencia futura.

Pasos Observaciones Notas

1. Control de Calidad Debe ser efectuado siempre ..................................................................

2. Correlacin de profundidad Registro-base: resistividad ..................................................................

3. Identificacin y espesor de SP, GR, , pozo en buencapas estado ..................................................................

4. a) ConvertirRmRmfy Rmc La temperatura depende dea condiciones de pozo, la profundidad de la capa ..................................................................

b) Seleccionar niveles y leer h > 2 m, registros estables,valores de los registros pozo en buen estado ..................................................................

5. Correcciones ambientales Analizar cada registro per-se ..................................................................

6. DeterminarRty Rxo Con 3 curvas de resistividad ..................................................................

7. Determinar el valor de Rw Elegir los mtodos adecuados ..................................................................

8. Validar los registros Elegir los mtodos adecuados ..................................................................

9. Evaluar litologa y porosidad Densidad, neutrn, snico ..................................................................

10. Calcular saturaciones Ecuacin de Archie ..................................................................


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Viro Consultoria Ltda. Captulo 10: Interpretacin Rpid


Captulo 10: Interpretacin Rpida

Resumen: Discusin de los mtodos de interpretacin rpida de registros o quick-look para tomade decisiones inmediatas, con nfasis e la necesidad de efectuar previamente el con

de calidad en los registros utilizados.

1. Objetivos de la interpretacin rpida de registros

La interpretacin rpida o quick-look permite hacer una evaluacin preliminar rpida de los registros, un mnimo de clculos. Algunos de los objetivos que pueden alcanzarse con una interpretacin rpida so

Control de calidad de los registros Estimacin del valor de la porosidad Correlacin con pozos vecinos, para: Identificacin de la litologa

- decidir si se contina perforando Estimacin de la saturacin de agua- decidir si se entuba el pozo Deteccin de hidrocarburos

(y hasta que profundidad) Identificacin del tipo de hidrocarburos- decidir si se prueba el pozo y distinguir entre aceite y gas

(y seleccionar los intervalos)

2. Interpretacin rpida

La evaluacin preliminar de los registros a travs de una interpretacin rpida o quick-look generalmese efecta sin correcciones ambientales. En casos extremos pueden corregirse por efectos ambientales o dos registros cuando estn muy afectados por las condiciones particulares del pozo. Se recomieconsultar el Captulo 9 donde se tratan en detalle las tcnicas de interpretacin en formaciones limpincluyendo la mayora de las utilizadas en la interpretacin rpida. A continuacin se resumen los diez pade interpretacin, adaptados para la interpretacin rpida, en la que se asume que:

Las formaciones son limpias (sin lutita) La invasin no es muy profunda Las paredes del pozo estn en La litologa es simple (o conocida)

buenas condiciones El valor de Rwes constante en la zona

2. 1. Control de calidad de los registros

El control de la calidad de los registros o LQC (Log-Quality-Control) debe ser efectuado antes de intecualquier interpretacin, incluyendo la interpretacin rpida, para verificar que los registros estn dentrolos lmites de calidad aceptables. El Captulo 8 trata el tema mas exhaustivamente

2. 2. Correlacin de profundidad

Debe verificarse si diferentes curvas de un registro estn en profundidad con el registro-base, as como las curvas de otros registros, para tener en cuenta cualquier diferencia en el momento de leer valores enzonas de inters. Consultar el prrafo 2 del Captulo 9.

2. 3. Identificar las capas de inters y determinar su espesor

Los efectos de la invasin de filtrado en capas permeables generalmente producen las siguienindicaciones en algunos registros, lo que puede evidenciar y ayudar a identificar las zonas de inters:


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Viro Consultoria Ltda. Captulo 10: Interpretacin Rpida


Efectos de la invasin Indicaciones en los registros Zona lavada por filtrado La curva de SP se separa de la lnea base de lutitas

Separacin de curvas de resistividad cuando tienen diferentesprofundidades de investigacin

Enjarre en la pared del pozo Disminucin del dimetro del pozo en los registros de calibrador Separacin positiva en el registro de ML

Tradicionalmente se usan los registros de SP y GR para determinar el espesor de las capas, tal como setrata en los Captulos 4, 5 y 9. Los lmites de capas se caracterizan por cambios en la litologa, y/o en laporosidad, y/o en la arcillosidad, y/o en la permeabilidad, indicados por la mayora de los registros.

2. 4. Conversin de resistividades, seleccin de niveles y obtencin de valores de los registros

Las resistividades del lodo, filtrado y enjarre medidas en superficie deben ser convertidas a la temperaturade la zona de inters para ser utilizadas en la interpretacin. Se recomienda la utilizacin de las grficas queexisten especficamente para estos fines.

Para leer valores deben elegirse zonas con lecturas estables en todos los registros, tal como se mencionaen el Captulo 9, evitando zonas con espesor menor que 2 m con derrumbes o rugosidad en la pared delpozo. Lo ideal es elegir pocos niveles cuyas lecturas en los registros puedan ser tomadas comorepresentativas de zonas espesas, tales como zona acufera y/o zona de transicin y/o zona productora.

2. 5. Correcciones ambientales

En la interpretacin rpida generalmente se asume que los efectos ambientales en los registros sonsuficientemente pequeos para producir efectos pequeos en los resultados obtenidos (error en la

porosidad y saturacin menores que 10% del valor de e Sw Sxo ). Sin embargo si las condicionesparticulares del pozo (salinidad muy alta del lodo, temperatura de fondo muy alta, dimetro muy grande)afectan apreciablemente algn registro, debe efectuarse una estimacin de la correccin para aplicarla alregistro considerado como parte de la interpretacin rpida para evitar errores mayores que losmencionados.

2. 6. Determinar las verdaderas resistividades de las zonas lavada y virgen

Se recomienda utilizar las grficas existentes para determinar el dimetro de invasin di y las verdaderasresistividades Rt y Rxo de las zonas lavada y virgen a partir de las lecturas de tres registros de resistividadcon profundidades de investigacin somera (micro-resistividad), media y profunda. Consultar el prrafo 3.1.1del Captulo 6 as como el prrafo 6 del Captulo 9.

Cuando existe separacin en tres curvas de resistividad con profundidades de investigacin somera (micro-resistividad), media y profunda, un intrprete experimentado reconoce rpidamente las zonas de pequeaprofundidad de invasin ya que en ellas la curva de resistividad media se presenta entre las otras dos peromucho mas prxima de la profunda; en este caso puede tomarse Rt = valor de la resistividad profunda. Enzonas con gran profundidad de invasin la curva de resistividad media se presenta entre las otras dos peromucho mas prxima de la somera; en este caso puede tomarse Rxo = valor de la resistividad somera.

2. 7. Determinar el valor de la resistividad del agua de formacin

La resistividad Rw del agua de formacin puede ser determinada en zonas permeables a partir de laseparacin indicada por la curva de SP respecto a la lnea base de lutitas; en zonas acuferas tambinpuede determinarse Rw del valor mnimo de Rwa o multiplicando el valor de Rmf porRt/Rxo. Se recomiendarevisar el prrafo 7 del Captulo 9.


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2. 8. Validar los registros

Antes de interpretar las zonas de inters es siempre una excelente prctica efectuar algunas verificaciorpidas a fin de confirmar la coherencia de los datos a ser utilizados, evitando sorpresas desagradabConsultar el prrafo 8 del Captulo 9.

2. 9. Evaluar litologa y porosidad

Cuando se dispone de registros de densidad y neutrn puede aplicarse el mtodo rpido o quick-loosimple y prctico de la superposicin u overlay de las curvas de densidad y neutrn para evaluar litologla porosidad. Se trata de combinar las escalas de densidad y neutrn de manera que ambas curvassuperpongan para cualquier valor de porosidad, por lo menos en calizas limpias y acuferas.

Esto se consigue presentando los registros sobre las pistas 2 y 3 en escalas de 45 a -15 para neutrn matriz caliza) y de 1.95 a 2.95 gr/cc para densidad. Con estas escalas, en caliza compactada de porosicero, el registro de neutrn indica 0 pu (centro de la pista 3) y el de densidad indica 2.71 g(prcticamente tambin en el centro de la pista 3). Si la caliza tiene 30 pu de porosidad, el neutrn indic30 pu (centro de la pista 2) y el registro de densidad indica 2.20 gr/cc (tambin en el centro de la pista 2).

la misma manera puede verificarse para otros valores de porosidad en calizas limpias y acuferas las curvas presentadas en las escalas mencionadas siempre se superponen.

En estas condiciones se obtiene la porosidad de la caliza limpia y acufera simplemente leyendo en la escde neutrn la indicacin de cualquiera de las dos curvas.

Cuando la matriz limpia y acufera es diferente de caliza, el mtodo descripto todava permite obteneporosidad y litologa. La litologa es deducida de la separacin entre las curvas de densidad y neutrn: como indican que la matriz es caliza cuando estn juntas (formacin limpia y acufera), indican que la mano es caliza cuando se separan (formacin limpia y acufera):

Indican arenisca si la curva de densidad indica una porosidad aproximadamente 6 pu mayor (leda enescala de neutrn) que la porosidad indicada por la curva de neutrn;

Indican doloma si la curva de neutrn indica una porosidad aproximadamente 12 pu mayor queporosidad indicada por la curva de densidad (leda en la escala de neutrn).

Separaciones menores que las indicadas pueden ser interpretadas como litologas intermedias (areni

con cemento calcreo cuando Da - Na < 6 pu caliza dolomitizada cuando Na - Da < 12 pu).

El valor de la porosidad en los casos mencionados puede estimarse leyendo en la escala de neutrindicacin de una lnea imaginaria equidistante entre los dos registros. Otra forma de obtener estimacin de la porosidad es simplificar la aproximacin de Gaymard (ecuacin 9-7) efectuando

promedio de las porosidades aparentes Da y Na indicadas por los dos registros, ambos ledos en la esc

de neutrn:

+D Na a2

(1

La curva de Pef permite identificar la litologa en forma directa ya que su indicacin es prcticameindependiente de la porosidad, segn indicado en el prrafo 2.3.1 del Captulo 7.La arcillosidad (presencia de lutita en la formacin) y los hidrocarburos livianos agregan efectos adicionaa las medidas de los registros, por lo que ya no puede aplicarse el mtodo descripto para determinalitologa y porosidad. Consultar el prrafo 9 del captulo 9.


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El efecto de la arcillosidad en los registros de densidad y neutrn es exactamente opuesto al de loshidrocarburos livianos, con lo que un intrprete descuidado podra interpretar una caliza con gas comosiendo una arenisca con aceite pesado.

2. 10. Calcular saturaciones

Para el clculo rpido de las saturaciones de agua en las zonas lavada y virgen pueden utilizarse uno de losmtodos siguientes (consultar el prrafo 10 del captulo 9):

Mtodo de la relacin de resistividades: este mtodo est basado en la ecuacin de Archie y permite unainterpretacin rpida o quick-look en formaciones limpias o con bajos volmenes de lutita (menoresque 5%) asumiendo que existe la relacin de exponente 1/5 entre las saturaciones Sxo y Swde las zonas.Tiene la ventaja de no necesitar el valor de la porosidad ya que utiliza solamente las resistividades. Elprincipal inconveniente es que la relacin de exponente 1/5 entre las saturaciones es emprica y nosiempre vlida.

Mtodo de Archie: este mtodo tradicional utiliza la ecuacin comnmente llamada de Archie y necesitalos valores de la porosidad en cada nivel seleccionado as como de la constante a y de los exponentes

m y n para la zona.

3. Resumen

Resumiendo los conceptos analizados se esquematizan en la pgina siguiente, en un diagrama de flujo, lospasos de interpretacin para formaciones limpias.


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Diagrama de flujo de los pasos de interpretacin para formaciones limpias

Descripcin depasos y secuencia

del proceso

Interpretacin de

los registros de

porosidad

Resistividad del

agua de formacin y

de rocas invadidas

Interpretacin de

registros de porosidad y

clculo de saturaciones

Valores obtenidos

de la lectura de

los registros

b, t y NL SP, Rwamin y Rt/RxoILD, ILM, SFLUy MSFL

LLD, LLS y MSFL

Q

Interpretacinde las lecturas de

los registros

Resultados

intermedios de

la interpretacin Rw Rt y Rxo Q

Continuacinde la

interpretacin

Resultados

de la

interpretacin

F }}}}

Ro y Rozl }}}}

Sw y Sxo Q

Parmetros

auxiliaresnecesarios

Parmetros a ser

seleccionados

por el intrprete

a y m Rmf n Q

Informacinadicionalnecesaria

Ecuaciones

utilizadas

en los clculos

Humble:

F= a/m

Definicin de F:F= Ro /Rw

F= Rozl/Rmf

Archie:Sw

n= Ro /Rt

Sxon

= Rozl/RxoQ

Cundo controlar lacalidad de los

resultado obtenidosSiempre! Siempre! Siempre!


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Pgina dejada intencionalmente en blanco

Section3 Mex v5 26jul2002

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