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Introduccion a la petrofisica
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PROPIEDADES
PETROF’ISICAS DE LOS
RESERVORIOS
JORGE ARTURO CAMARGO PUERTO
INGENIERO GEÓLOGO
Las propiedades petrofísicas que se relacionan directa o indirectamente con las mediciones realizadas con las herramientas de perfilaje son las siguientes:
PROPIEDADES PETROFÍSICAS
1. Porosidad 2. Permeabilidad 3. Resistividad 4. Saturación de agua
POROSIDAD
Desde el punto de vista de su origen se
distinguen dos tipos de porosidad:
Porosidad primaria o singenética
constituida por los espacios vacíos que
quedan entre los granos durante la
depositación de los sedimentos.
Porosidad secundaria o epigenética
formada después de la depositación, a
consecuencia de la facturación y/o de la
disolución calcárea.
POROSIDAD
Desde el punto de vista de su la comunicación ente poros:
Porosidad absoluta o total (t): esta porosidad incluye tanto los poros intergranulares de la arenisca como los poros subcapilares del shale
Porosidad Efectiva (e): esta porosidad incluye sólo los poros intergranulares comunicados entre sí, que garantizan permeabilidad.
Se excluye los poros del shale, que debido a su tamaño subcapilar, el agua connata permanece inmóvil y por tanto no ofrecen permeabilidad alguna.
POROSIDAD (Levorsen, 1967)
Ф (%) CLASIFICACIÓN
0 – 5 Despreciable
5 – 10 Baja
10 – 15 Regular
15 – 20 Buena
> 20 Muy buena
POROSIDAD
No obstante, existen areniscas con producción comercial, por debajo de este límite, debido a que están fracturadas, es decir, debido a que poseen porosidad secundaria adicional a la porosidad primaria.
De otro lado, existen reservorios carbonatados con buena producción comercial con porosidades de tan solo 6%.
La práctica mundial ha demostrado que para que un
reservorio arenoso tenga producción comercial, su
porosidad primaria debe ser mayor o igual a 9%.
EMPAQUE CÚBICO O ABIERTO
Porosidad = 47.6%
CÁLCULO DE LA POROSIDAD
Reservorio ideal
Bulk volume = (2r)3 = 8r3
Matrix volume =
Pore volume = bulk volume - matrix volume
3
r4 3
%6.47
321
r8
r3/4r8
VolumeBulk
VolumeMatrixVolumeBulk
VolumeBulk
VolumePorePorosity
3
33
CÁLCULO DE LA POROSIDAD
EMPAQUE ROMBOEDRICO O CERRADO
Porosidad = 27 %
Empaque abierto con 2 tamaños de grano
Porosidad = 14%
WOODBINE SANDSTONE. TEXAS
SEM
Microscopia
electrónica de
barrido
THIN SECTION
Porosidad Primaria y Secundaria
en caliza arrecifal
Porosidad primaria Porosidad vugular (cavernosa)
THIN SECTION. CALIZA OOLITICA
Formación Arabe.
Abqaiq Field
Color azul: poros
inyectados con resina
epóxica.
Porosidad interparticula
(BP)
Porosidad móldica (MO)
Microporosidad (MC)
SEM. REPLICA DEL ESPACIO POROSO
POROSIDAD MÓLDICA EN CALIZAS
Porosidad
móldica:
Disolución
selectiva de
ciertos
componentes:
Conchas
Cristales
Oolitos
EJERCICIO:
Contestar cuestionario después de ver el
video clip de Schlumberger sobre:
Clasificacion de formas de porosidad.
Respuesta de las herramientas de pozo
abierto a las diferentes formas de porosidad
PERMEABILIDAD
La permeabilidad, K, es la habilidad de una roca
reservorio de permitir el paso de fluidos; la
permeabilidad es controlada por la distribución
espacial y el tamaño de los poros.
La unidad de la permeabilidad es el darcy (D) que es
igual a 1000 milidarcies (mD).
)/( LPA
QK
La permeabilidad de las rocas reservorio varía en un
amplio rango, desde unos cuantos milidarcies hasta unos
3.000-4000 milidarcies.
PERMEABILIDAD (Levorsen,1967)
Algunas rocas reservorio de composición calcárea, poseen
alta permeabilidad, hasta 3.000 – 4.000 milidarcies.
K (mD) CLASIFICACIÓN
1 – 15 Mala a regular
15 – 50 Moderada
50 – 250 Buena
250 – 1000 Muy buena
>1000 Excelente
Saudi Arabia's Ghawar Field
•Discovered in 1948, Ghawar is
the world's biggest oil field, 174
miles in length and 16 miles
across and encompasses 1.3
million acres.
•Cumulative oil production = 55
billion barrels.
•Average production for the last 10
years= 5 million barrels per day.
•Ghawar accounts for more than
one-half of all oil production in
Saudi Arabia.
•Source: AAPG EXPLORER JAN. 2005
PERMEABILIDAD
Permeabilidad absoluta (Ka): se define como la habilidad de transmitir un fluido cuando la roca reservorio está 100% saturada de ese fluido.
Permeabilidad efectiva (Ke): se define como la habilidad de una roca reservorio de transmitir un fluido cuando la roca esta saturada por dos o más fluidos no miscibles como son el agua y el aceite.
Permeabilidad relativa (Kr): se define como la razón entre la permeabilidad efectiva de un fluido a saturación parcial, Ke, y la permeabilidad absoluta, Ka, de dicho fluido. Ke/ Ka
PERMEABILIDAD
En la medida que aumenta la permeabilidad relativa del
agua, Krw, aumenta la cantidad de agua que produce un
reservorio y en consecuencia disminuye la
permeabilidad relativa del aceite Kro.
Cuando la permeabilidad relativa del agua Krw en un
reservorio es igual a 0, un pozo produce gas o aceite
secos, es decir, hidrocarburos libres de agua porque en
este caso la permeabilidad relativa del aceite Kro es
máxima (cercana a 1).
SATURACION DE AGUA
La saturación de agua, Sw, se define como el porcentaje del volumen poral ocupado por agua.
Un caso especial de saturación de agua es la saturación de agua irreducible Swirr.
)100((%)poros los de total Volumen
poros los en agua del VolumenS
w
En condición de Swirr el agua poral permanece estática,
es decir, la permeabilidad relativa, del agua es Krw = 0 y
por tanto un reservorio producirá sólo aceite.
SATURACION DE AGUA
En rocas carbonatadas se considera que el límite crítico es Sw = 50%, pero hay calizas que producen aceite incluso con Sw = 70% y otras que producen agua con saturaciones de agua de tan sólo Sw = 30%.
En areniscas, cuando Sw = 60%, la cantidad de
agua que produce un reservorio hace
antieconómica la explotación.
RESISTIVIDAD
En un conductor eléctrico la resistencia es proporcional
a la longitud del mismo ( L) e inversamente proporcional
a su área seccional ( A) porque la corriente se
distribuye de manera homogénea por toda su sección.
La resistencia ,r, es la oposición que ofrece un material
al paso de la corriente eléctrica y se mide en Ohmios
(Ω)
Debido a que la resistencia de
un material varía en función de
las dimensiones del conductor,
el concepto de resistencia es de
poca utilidad en la práctica.
Para eliminar la influencia de
las dimensiones del conductor
se utiliza la resistencia
específica ó resistividad, R, que
es la resistencia que ofrece un
volumen unitario de un material.
La resistividad se expresa en .m2/m. En lenguaje coloquial se usan las expresiones ohmio/metro o simplemente ohmio queriendo significar .m2/m.
m
m
L
ArR
m
m
A
LRr
2
2 )(
)(
La resistividad, R, es una constante para cada material,
que se relaciona con la resistencia mediante la siguiente
ecuación:
La resistividad es la propiedad petrofísica más importante, sobre la cual se basa la interpretación de perfiles, debido a dos razones:
1. Las herramientas que miden resistividad, tienen suficiente profundidad de investigación, para medir Rt
2. Las herramientas que miden resistividad son muy sensibles a la presencia de hidrocarburos.
MATERIALES RESISTIVIDAD (·m)
Petróleo, gas y aire
Hielo
Agua destilada
Agua lluvia
Agua del mar
105 – 108
2*105
30-1000
0.2
SEDIMENTOS NO CONSOLIDADOS
Arcillas
Arenas (varía con la composición)
2 – 30
100 – 5000
SEDIMENTOS CONSOLIDADOS
200 – 500
50 – 1000
100 – 50000
10 – 10000
Shale
Areniscas
Calizas
Rocas ígneas y metamórficas
MINERALES CONDUCTIVOS
10-5
10-5 - 1
10-5 - 1
1 - 105
Metales nativos: Au, Ag, Pt
Sulfuros: galenita, pirita, calcopirita, arsenopirita
Óxidos: casiterita, bornita, magnetita y grafito
Otros: anhidrita y bauxita
MINERALES NO CONDUCTORES
105 - 1012Cuarzo, feldespato, micas, sal gema, petróleo
CUATRO COMPONENTES DE LAS
ARENISCAS
MATRIZARMAZÓN(CUARZO)
ARMAZÓN(FELDESPATO)
CEMENTO
PORO
0.25 mm
1. Armazón
(Framework)
2. Matrix
3. Cement
4. Pores
“matrix”
para
ingenieros
Clasificacion para geólogos
1. Armazón (Framework)
2. Matrix
3. Pores
Clasificacion para ingenieros
CONDUCTIVIDAD DE LAS ROCAS
En las rocas sedimentarias la corriente fluye a través del agua poral o intersticial, a condición de que esta contenga sales disueltas, las cuales se disocian en cationes y aniones cuando son sometidas a un potencial eléctrico.
Lo anterior explica por qué el agua pura (químicamente) libre de iones, no es conductiva.
La matriz (granos grandes, pequeños y cemento) de las
rocas sedimentarias está constituida por materiales no
conductivos en estado seco (cuarzo, silicatos, micas,
arcillas).
RESISTIVIDAD
La resistividad del agua
salada es baja (es buen
conductor)
La resistividad del aceite es
alta (es mal conductor )
RESISTIVIDAD
Minerales no metalicos, secos (que forman la matriz
de las rocas) poseen alta resistividad
RESISTIVIDAD DE UNA ROCA POROSA
La resistividad de una roca porosa es la medida de la
resistividad de su matriz y de la resistividad de los fluidos
contenidos en el volumen poroso de la roca.
CONDUCTIVIDAD DE LOS ELECTROLITOS
La conductividad electrolítica es proporcional a la concentración de iones en solución: a mayor concentración de iones mayor conductividad.
Entonces los iones pueden ser considerados pequeñas
esferas metálicas cargadas eléctricamente:
que a mayor T, se desplazan a mayor velocidad.
La conductividad electrolítica aumenta con el incremento
de la temperatura, porque el aumento de temperatura
disminuye la viscosidad del agua.
DETERMINACION DE LA RESISTIVIDAD
DEL AGUA DE FORMACION
1. Medición directa de la resistividad sobre una muestra representativa de agua.
2. Determinación de la resistividad por catálogo de muestras de agua o por interpolación a partir de mapas de isosalinidad.
3. Cálculo de la resistividad a partir análisis químico de muestras de agua.
Si la salinidad del agua de formación es causada por NaCl, su resistividad se puede determinar utilizando el nomograma Gen-9.
MEDIDOR MULTIPARAMÉTRICO
El HI 9828 es un medidor
multiparamétrico para
calidad del agua que
puede medir hasta 11
parámetros con una sola
sonda.
Mide: Resistividad, pH,
Conductividad, Oxígeno
disuelto, salinidad,
gravedad específica de
agua de mar, Presión
Atmosférica y Temperatura.
EJERCICIO
Dada la resistividad de un filtrado Rmf = 1 m a 80° F encontrar la resistividad que tendría el filtrado a 200°F. Asumir que la concentración de NaCl permanece
constante con el cambio de temperatura.
Respuesta:
a) Resistividad filtrado Rmf = 0.4 a 200° F
b) Concentración de NaCl = 5300 ppm
FORMULA DE ARPS
El nomograma anterior fue construido con base en la siguiente ecuación conocida como formula de Arps:
Donde:
Rw1 = resistividad a la temperatura T1.
Rw2 = resistividad a la temperatura T2.
Respuesta para el ejercicio anterior Rmf = 0.042 a 200° F
77.6
77.6·
2
1
12 T
TRR
ww T en °F;
T en °C
5.21
5.21·
2
1
12T
TRR
ww
SALINIDAD EQUIVALENTE DE NaCl
0.5
SALINIDAD EQUIVALENTE
Determinar la concentración equivalente total en ppm
de NaCl para una muestra de agua obtenida mediante
una prueba DST. Utilizar el nomograma anterior.
SALINIDAD EQUIVALENTE DE NaCl
0.5
FACTORES QUE AFECTAN LA
RESISTIVIDAD DE FORMACIÓN
1. Porosidad de la formación
2. Resistividad del agua de formación
3. Estructura interna de la roca
4. Contenido de shale
5. Presencia de hidrocarburos (petróleo y/o gas)
6. Saturación de agua
Los factores que afectan la resistividad de una
formación son los siguientes:
1. EFECTO DE LA POROSIDAD
El efecto de la porosidad sobre la resistividad de un
reservorio es evidente si se tiene en cuenta, que la
corriente eléctrica fluye a través del agua poral, a
condición de que el agua contenga sales disueltas, y
no a través de la parte sólida o matriz de la roca
que no es conductiva.
Se deduce que la resistividad, R, es inversamente
proporcional a la porosidad de la roca reservorio.
FACTORES QUE AFECTAN LA
RESISTIVIDAD DE FORMACIÓN
1. Porosidad de la formación
2. Resistividad del agua de formación
3. Estructura interna de la roca
4. Contenido de shale
5. Presencia de hidrocarburos (petróleo y/o gas)
6. Saturación de agua
Los factores que afectan la resistividad de una
formación son los siguientes:
2. EFECTO DE LA RESISTIVIDAD DEL
AGUA DE FORMACION
De la anterior observación se deduce también que la resistividad, R, de una roca reservorio es directamente proporcional a la resistividad, Rw, del agua de formación que contenga en sus poros.
De dos muestras de roca de idéntica porosidad, una saturada con agua dulce (resistiva) y otra saturada con agua salada (conductiva), la muestra saturada con agua dulce tendrá mayor resistividad.
Asuma una formación 100% saturada con agua...
… con agua de resistividad Rw
Rw
El agua es conductiva
La roca es aislante
La corriente fluye por el
medio que opone menor
Resistencia
En reservorios acuíferos la
Resistividad se denomina ( Ro)
Ro
Ro = f(Rw, cantidad de agua presente)
Aumenta la porosidad…
…disminuye Ro
Disminuye la porosidad …
…aumenta Ro
Entonces...
1Ro
Cantidad de agua presente = porosidad
FACTORES QUE AFECTAN LA
RESISTIVIDAD DE FORMACIÓN
1. Porosidad de la formación
2. Resistividad del agua de formación
3. Estructura interna de la roca
4. Contenido de shale
5. Presencia de hidrocarburos (petróleo y/o gas)
6. Saturación de agua
Los factores que afectan la resistividad de una
formación son los siguientes:
3. EFECTO DE LA ESTRUCTURA
INTERNA DE LA ROCA
Para entender este efecto, es indispensable introducir
el concepto de factor de resistividad de formación o
simplemente factor de formación, que se designa
como F ó FR.
ó
El factor de formación, F, relaciona la resistividad de una
roca almacén saturada 100% de agua, con la
resistividad del agua de formación que satura la roca.
FACTOR DE FORMACION F
F es un factor de proporcionalidad, adimensional,
establecido de forma empírica por Gustavo E. Archie en
1942.
Su valor varía en un amplio rango, de 1 a 10.000 y,
eventualmente, puede ser incluso menor a 1.
El valor de F para una formación en particular depende
de la estructura interna de la roca, la cual a su vez
depende de los siguientes factores:
ESTRUCTURA INTERNA DE LA ROCA
La tortuosidad se expresa mediante la relación:
Le = longitud recorrida por los iones a lo largo de poros tortuosos
L = longitud recorrida por los iones a lo largo de un capilar
idealmente recto.
1. Tamaño de los poros y de las gargantas entre los poros
2. Grado de cementación de la roca
3. Tortuosidad de la roca
Tortuosidad
FACTOR DE FORMACION
El factor F es una expresión numérica de la tortuosidad de una roca reservorio. Se puede dar el caso que dos rocas con igual porosidad (Φ= 20%) presenten diferente factor de formación F.
En 1942 Archie propuso la siguiente ecuación:
a = constante que refleja la tortuosidad de la roca
m = constante que refleja el grado de cementación
***
FACTOR DE FORMACION PARA DIFERENTES LITOLOGIAS
POROSIDAD VS. F
Calizas
APLICACIONES DE F
Determinar F cuando se conoce Ro y Rw; a su vez F se puede utilizar para determinar porosidad
Determinar Ro cuando se conoce F y Rw; en este caso Ro puede ser comparado con Rt para detectar la presencia de hidrocarburos.
Determinar Rw cuando se conoce F y Ro; en este caso Rw se puede utilizar para determinar la salinidad del agua de formación.
FACTORES QUE AFECTAN LA
RESISTIVIDAD DE FORMACIÓN
1. Porosidad de la formación
2. Resistividad del agua de formación
3. Estructura interna de la roca
4. Contenido de shale
5. Presencia de hidrocarburos (petróleo y/o gas)
6. Saturación de agua
Los factores que afectan la resistividad de una
formación son los siguientes:
4. EFECTO DEL
CONTENIDO
DE SHALE.
El efecto sobre la
resistividad depende
de la cantidad y de la
forma de distribución
del shale
FACTORES QUE AFECTAN LA
RESISTIVIDAD DE FORMACIÓN
1. Porosidad de la formación
2. Resistividad del agua de formación
3. Estructura interna de la roca
4. Contenido de shale
5. Presencia de hidrocarburos (petróleo y/o gas)
6. Saturación de agua
Los factores que afectan la resistividad de una
formación son los siguientes:
5. EFECTO DE LA PRESENCIA
DE HIDROCARBURO
La presencia de hidrocarburo en un reservorio se establece mediante el índice de resistividad IR, el cual se expresa de la siguiente manera:
Cuando el índice de resistividad IR > 2,7 (en areniscas) la Sw es menor que Sw = 60%
A mayor IR , mayor saturación de hidrocarburo y por tanto menor
saturación de agua en los reservorios.
FACTORES QUE AFECTAN LA
RESISTIVIDAD DE FORMACIÓN
1. Porosidad de la formación
2. Resistividad del agua de formación
3. Estructura interna de la roca
4. Contenido de shale
5. Presencia de hidrocarburos (petróleo y/o gas)
6. Saturación de agua
Los factores que afectan la resistividad de una
formación son los siguientes:
6. EFECTO DE LA SATURACION
DE AGUA
En 1942 Archie determinó que Sw de una roca reservorio limpia (Vsh=0), puede ser expresada en términos de su Rt mediante la ecuación:
Donde:
n = exponente de saturación de agua, el cual para rocas humectadas por agua usualmente es igual a 2.
La resistividad de una formación que contiene aceite o gas
depende no solamente de F y Rw sino también de la
saturación de agua Sw.
Resistivity HighLow
2450
2400
Water?
Oil?
Rt
Ro
t
on
wR
RS
In the old days...
Problema:
¿La diferente resistividad se debe
a un cambio de fluidos o a
a un cambio de porosidad?
HITOS EN LA HISTORIA DEL
PERFILAJE1927 First electrical survey in Pechelbronn (Francia)
1931 First SP log, first sidewall core gun 1938 First gamma ray log, first neutron log1941 Archie's Laws published, first caliper log1945 First commercial neutron log1947 First resistivity dipmeter 1948 First microlog1948 Rw from SP published1949 First laterolog1952 First microlaterolog 1956 First induction log 1957 First sonic log , first density log1960 First sidewall neutron log 1960 First thermal decay time log1962 First compensated density log 1966 First compensated neutron log1969 First PE curve on density log1977 First computerized logging truck1983 First transmission of data by satellite from wellsite to computer center1985 First resistivity microscanner
ECUACIÓN DE ARCHIE
Ecuación para zona virgen
Ecuación para zona lavada
En estudios petrofísicos detallados, los valores de a, m y n
deben ser determinados de manera precisa, a partir de
mediciones realizados en laboratorio sobre núcleos de roca
de la formación de interés.
EJERCICIO
Buscar estudios petrofísicos realizados en
laboratorio sobre muestras de rocas de las
formaciones productoras del VSM:
1. Formación Caballos (superior e Inferior)
2. Formación Monserrate o Guadalupe
ECUACIÓN DE ARCHIE
1. ECUACION DE ARCHIE
Cubo con agua de resistividad Rw.
Si Rw Rt
Si Rw Rt
Entonces: Rt Rw
Porosidad 100%
Se reemplaza parte del cubo con roca
Si Rt
Porosidad 75 %
(sección conductiva)
Si Rt
Entonces Rt 1/
ECUACION DE ARCHIE
Resistivity HighLow
2450
2400
Water?
Oil?
Rt
Ro
t
on
wR
RS
In the old days...
Problema:
¿La diferente resistividad se debe
a un cambio de fluidos o a
a un cambio de porosidad?
ECUACION DE ARCHIE
Se reemplaza parte del agua con hidrocarburo
Porosidad 75 %
Si Sw Rt
Entonces Rt 1/Sw
RESISTIVIDAD DE LOS LODOS
Lodos conductivos base agua WBM: son los más comunes y con ellos se usan herramientas que miden resistividad mediante electrodos
poco conductivos, de baja salinidad y con ρ =1 g/cc,
muy conductivos con salinidad de 30.000 ppm y ρ =1.02 g/cc
lodos en agua saturada en sal, con 250.000 ppm y ρ =1.2 g/cc.
Lodos no conductivos base aceite OBM: se utilizan para minimizar el daño a la formación y con ellos se utilizan herramientas de inducción que miden conductividad mediante bobinas
A este grupo pertenecen también los lodos sintéticos SBM y los lodos base aire.
RESISTIVIDAD DE LOS LODOS
Puede ocurrir que la muestra de lodo tomada en la línea de retorno no sea representativa del lodo que había en el pozo frente a una formación en particular.
Esta anomalía se advierten si diariamente se mide la resistividad del filtrado y la de la torta del lodo.
En el encabezado de cualquier perfil de pozo abierto,
además de tipo, densidad, viscosidad y pH del lodo se
incluye la temperatura BHT y los parámetros del lodo:
Rm, Rmf y Rmc.
Aproximación estadística para lodos base NaCl:
Rmf = 0.75Rm y Rmc = 1.5Rm
RESISTIVIDAD DE LOS LODOS
La resistividad de los lodos varía en forma inversa con la temperatura: a mayor temperatura menor resistividad.
Para convertir la resistividad de un lodo de una temperatura T1 a otra temperatura T2, se utiliza la formula de Arps o se usan nomogramas.
Esto significa que se asume que el lodo se comporta como
una solución de NaCl, hecho que conlleva a un pequeño
error, ya que no todos los lodos son soluciones de NaCl;
algunos lodos contienen iones de Ca, Mg, K, de
bicarbonato, carbonato, sulfato, etc.
Nomograma para determinar Rmf y Rmc
De un lodo se conoce:
Rm = 1.2 Ω.m
Densidad = 12 libras/galón
Determinar del nomograma:
Rmf = 0.6 Ω.m
Rmc = 1.8 Ω.m
GRADIENTE GEOTÉRMICO
En el encabezado de los perfiles de pozo abierto se indican los
siguientes parámetros:
FT = Temperatura de la línea de flujo (° F)
BHT= Temperatura de fondo del pozo (° F)
Ts = Temperatura media de superficie (° F)
TD = Profundidad total del pozo (pies)
TEMPERATURA
MEDIA DE
SUPERFICIE
TEMPERATURA DE FORMACIÓN Tf
Conociendo el gradiente geotérmico se
puede calcular la temperatura de formación a
cualquier profundidad de interés en un pozo
Estimar Tf a
partir de GG
DATA:
BHT= 200°F
TD= 11000 pies
Ts= 80° F
Tf = ? a 8.000’
Del Nomograma
Se obtiene:
Tf= 167° a 8.000’
GG= 1.1 ° F/100’
Ts
TEMPERATURA EN EL POZO
Después de 72 horas a una semana de detenida la
circulación en el pozo, la temperatura del lodo se aproxima a
la temperatura de la roca, es decir, se aproxima al gradiente
geotérmico.
INVASIÓN DEL FILTRADO DE LODO
Los factores que más alteran el valor de la
resistividad medida con herramientas de
cable en un pozo abierto, en orden de
importancia, son:
Resistividad del lodo
Invasión del filtrado frente a las zonas porosas
EFECTO DE LA INVASIÓN DE
FILTRADO
Este efecto representa el principal problema en
la interpretación de registros eléctricos, por
cuanto el filtrado que invade la formación,
cambia la resistividad de la misma en las
inmediaciones del pozo.
Como resultado de la invasión del filtrado,
frente a las formaciones permeables, se
forman 4 zonas:
ZONAS DE INVASION
1. Revoque o torta: zona de relativa alta resistividad y baja permeabilidad (5-10 milidarcies); su espesor varia entre 1/8” - 3/4". La resistividad de esta zona se designa Rmc y su espesor es hmc.
2. Zona lavada: zona que contiene filtrado de lodo Rmf y en algunos casos hidrocarburo residual que no fue desplazado por el filtrado. El espesor de esta zona varía entre 3” - 4”. La resistividad y la saturación de agua de esta zona se denominan Rxo y Sxo respectivamente.
3. Zona de transición: zona en la cual el fluido saturante es una mezcla de filtrado y de agua de formación. El espesor de esta zona varia mucho, incluso puede no existir; su resistividad se denomina Ri.
4. Zona Virgen: zona no invadida por el filtrado del lodo y en consecuencia su resistividad corresponde a Rt (Ro en zona acuífera)
PROFUNDIDAD DE INVASION
El diámetro de invasión es función de la porosidad o capacidad de almacenamiento de las formaciones permeables para almacenar el filtrado que ingresa; a mayor porosidad menor profundidad de invasión.
dj = 2dh invasión somera, característica de rocas con alta porosidad.
dj = 5dh invasión media, característica de rocas con mediana porosidad.
dj = 10dh invasión profunda, característica de rocas con baja porosidad.
FACTORES QUE AFECTAN LA
PROFUNDIDAD DE INVASIÓN
Presión diferencial entre la columna de lodo y la formación: la cantidad de filtrado de lodo que ingresa a la formación es proporcional al diferencial de presión.
Composición del lodo: la cantidad de filtrado de lodo que se infiltra es función del tiempo que tarda en formarse el revoque, el cual a su vez depende de la composición del lodo y de los aditivos que contiene.
Porosidad: este factor es determinante porque antes que se forme el revoque, se infiltran iguales volúmenes de filtrado frente a capas de baja y de alta porosidad.
Permeabilidad: para que haya invasión es necesario que la formación sea porosa y a la vez permeable; sin embargo, la magnitud de la permeabilidad no influye en la profundidad de la invasión.
INVASIÓN Y PERFILES DE
RESISTIVIDAD
La invasión del filtrado dentro de la formación da lugar a tres perfiles de resistividad que difieren en la distribución radial de la resistividad a partir de la cara del pozo hacia la zona no invadida
A efecto de identificar estos perfiles de invasión se requiere disponer de herramientas que midan resistividad a 3 profundidades diferentes: somera Rxo, intermedia Ri y profunda Rt
Los perfiles de resistividad son diferentes para las zonas acuíferas y para las zonas petrolíferas
COMBINACION DE
HERRAMIENTAS
En la actualidad existen en el mercado dos
combinaciones de herramientas que miden
simultáneamente estas tres resistividades:
Herramienta de Doble Inducción DIL, combinada
con el Laterolog-8 o con el SFL.
Herramienta Doble Lateroperfil DLL combinada
con la sonda MSFL.
1. Perfil neto de invasión.
Perfil neto de invasión frente a zona acuífera
Se asume que
el perfil de
resistividad fue
registrado poco
después de
terminada la
perforación.
Perfil de invasión de transición
Perfil de invasión con zona de transición
frente a zona acuífera
En este caso
el diámetro de
invasión es
igual a dj
Perfil de invasión con ánulo.
Perfil de invasión con anulo
frente a zona petrolífera
Este perfil se
detecta
ocasionalmente
porque el anulo
desaparece
con el tiempo.
Efecto de ánulo
frente a zonas
petrolíferas
1. Tipo de lodo en
el pozo:
Rmf > 3 Rw
2. Completar o
abandonar el pozo ?
PERFILES DE RESISTIVIDAD EN POZOS
CON LODO BASE ACEITE
En pozos con lodos
OBM,
independientemente
que la zona sea
acuífera o petrolífera
siempre se forma un
perfil radial de
resistividad que
decrece en la
dirección de la
pared del pozo a la
zona virgen.
El decremento es
proporcional al
contraste de Rmf y
Rt.
Ejercicio 1
Dada la resistividad de un filtrado Rmf = 0.10
m a 75° F encontrar la resistividad que
tendría el filtrado a 150° F.
Asumir que la concentración de NaCl
permanece constante con el cambio de
temperatura.
Ejercicio 2.
La resistividad Rmf, tomada del encabezado
de un pozo, es igual a 0.08 m a 75°F.
Determinar su resistividad a temperatura de
formación de 200°F y su concentración en
ppm, conociendo que el lodo sólo contiene
NaCl.
Ejercicio 3
En un pozo la temperatura BHT = 280°F a
16000 pies. La temperatura media de
superficie es Ts = 80°F.
Determinar la temperatura de formación a
12400 pies,
GRACIAS!
LINEA
BASE DE
SHALE
Clasificación del agua según concentración de sales
El contenido de sal en agua potable es, por definición, menor a
0,05 %. Si no, el agua es señalada como salobre, o definida como
salina si contiene de 3 a 5 % de sal en volumen. Por encima de 5%
se la considera salmuera. El océano es naturalmente salino con
aproximadamente 3,5 % de sal (ver agua de mar). Algunos lagos o
mares son más salinos. El Mar Muerto, por ejemplo, tiene un
contenido superficial de alrededor del 15 %.
En oceanografía, ha sido tradicional expresar la halinidad, no en
porcentaje, sino en partes por mil ( ‰), que es aproximadamente
gramos de sal por litro de solución: g/L
Salinidad del agua
Agua dulce Agua salobre Agua de mar Salmuera
< 0,05 % 0,05 – 3 % 3 – 5 % > 5 %
< 0,5 ‰ 0,5 – 30‰ 30 – 50 ‰ > 50‰
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