UNIVERSIDAD NACIONAL AUTONOMA DE MEXICO
FACULTAD DE INGENIERA CARACTERIZACIN ESTTICA DE YACIMIENTOSING.
MANUEL J. VILLAMAR VILLEGAS
UTILIZACIN DE LAS CORRELACIONES DE REGISTROS GEOFISICOS PARA LA
CARACTERIZACIN ESTTICA.
Reyna Cabrera Liliana Ivette Mendoza Ricardo Cecilia Guerrero
Cruz Freddi Aristides Garcia Gallardo Jurez Luis Fernando
26 de Octubre del 2015
IntroduccinLa superposicin de los registros Neutrn, densidad,
con el snico como complemento, es generalmente la combinacion mas
usada para deter,onar litologias. La figura 6, nos da la respues
comarativa de las tres herramientas bsicas de porosidad en
litologas simples, limpias, saturadas con lquido. Los valores de
porosidad estn calibrados a matriz de caliza.
Respuesta tpica del registro de rayos gamma naturales.
En ocasiones las herramientas de registros responden de manera
diferente a las diversas litologas y contenido de fluido en los
poros de la roca. Esto puede usarse para identificar las
formaciones. Resume de manera grfica el comporatmiento de las
mediciones en lutita, arena y carbonatos con las tres herramientas
de porosidad, Neutrn compensado, litodensidad y snico. En una
lutita no compacta, la porosidad del snico dar una lectura muy
alta. La porosidad de la densidad es casi cero, suponiendo una
densidad de 2.65 gr/cc de la lutita. En una arena no compactada con
gas, la porosidad snica sigue siendo alta debido a la no
compactacin, pero la porosidad del neutrn es baja debido a que le
gas tiene un bajo contenido de hidrogeno, mientras la porosidad del
densidad es alta debido a que la densidad del fluido contenido en
los poros es baja (el algoritmo para clculo de la porosidad
verdadera est entre la porosidad neutrnica y la de densidad.
Conceptos bsicos de interpretacinLa evaluacin de formaciones
puede definirse generalmente como la practica de determinar las
propiedades fsicas y qumicas de las rocas y los fluidos contenidos
en ellas. El objetivo de la evaluacin de formaciones es localizar,
definir y hacer producir un yacimiento dado por la perforacin de
tantos pozos como sea posible.
La formula tradicional para calcular el volumen de hidrocarburos
contenido en los poros del yacimiento es:
PermeabilidadLa permeabilidad es la medida de la facilidad con
que los fluidos fluyen a travs de una formacin. La unidad de
permeabilidad es el Darcy que se define como: la cantidad de fluido
que pasa a travs de 1 cm^2 de rea de formacin en 1 segundo, bajo la
accin de una atmosfera de presin, teniendo el fluido una unidad de
viscosidad. Si el fluido es de 1 cm^3 se dice que la permeabilidad
es de 1 Darcy.Para ser permeable una roca debe tener poros
interconectado o fracturas. Existe cierta relacin entre la
porosidad y la permeabilidad.
SaturacinLa saturacin de una formacin es el porcentaje del
volumen poroso ocupado por el fluido en consideracin. Por lo tanto,
la saturacin de agua es la fraccin o porcentaje del volumen poroso
que contiene agua de formacin. La saturacin de aceite o gas es la
fraccin del volumen poroso que contiene aceite o gas. Los poros
deben saturarse con algn fluido.
Figura 1. Permeabilidades relativas vs Saturacin
Resistividad y fluidos de la formacinResistividadLa resistividad
es la habilidad de un material para impedir el flujo de la
corriente elctrica a travs de l. La unidad es el OHM-M. La
conductividad es el recproco de la resistividad. Representa la
habilidad de un material para permitir el flujo de la corriente
elctrica a travs de l.
La matriz de la roca, el aceite y el gas son aislantes
elctricos. Por su lado el agua conducir la electricidad dependiendo
de su salinidad. La figura 2 muestra el comportamiento en funcin de
los fluidos y la porosidad.
Figura 2. Dos rocas conteniendo al mismo fluido pero diferentes
porosidades.
La temperatura: a medida que aumente la temperatura, la
resistividad de la formacin disminuye debido a que los iones que
transporta electricidad se mueven con mayor rapidez.La litologa: si
la formacin es arenisca, la resistividad ser menor que si la
formacin fuera carbonato.
Figura 3. Conductividad vs salinidad (ppm)
Factor de formacin y saturacin de aguaLa resistividad de una
formacin limpia es proporcional a la resistividad de la mezcla con
la que est saturada. La constante de proporcionalidad se conoce
como factor de formacin. Considere una formacin con una cantidad
dad de porosidad, y suponga que la porosidad se encuentra
totalmente llena con agua salina de formacin de una resistividad
dada (figura 4). La resistividad del agua de formacin (Rw), es muy
baja, debido a que el agua salina es capaz de conducir la corriente
elctrica. La resistividad de la formacin en si misma (Ro, o
resistividad mojada, donde la porosidad esta 100% llena de agua)
depender de la resistividad del agua de formacin y algunos otros
factores referidos.
Figura 4. Modelo de formacin: 100% saturado de agua.
Figura 5. Factor de formacin contra saturacin del aceite.
La nica forma en la cual Ro puede cambiar en una formacin Rw
constante es por el cambio en la cantidad de Rw constante es por el
cambio en la cantidad de fluido disponible para conducir una
corriente elctrica. Conforme la porosidad disminuye, la cantidad de
agua disponible para conducir la corriente elctrica disminuye
tambin. Adems, el factor de resistividad de la formacin (Fr) es
inversamente proporcional a la porosidad (F).
Figura 6. Conforme ms porosa es la formacin el factor de
resistividad aumenta.
Mientras trabaja sobre calizas en Francia, G. E. Archie, de la
Humble Oil Company, desarroll la relacin entre la resistividad de
la formacin y la porosidad. Archie analiz registros elctricos
(resistividad) y la porosidad, y fue capaz de identificar zonas de
inters utilizando slo los registros elctricos. Lo que realmente
quera saber, era si exista alguna relacin que hiciera posible la
determinacin de dnde una zona podra ser productiva basndose en la
medicin de resistividad y la porosidad de ncleos.
Los cambios en la porosidad de una formacin pueden tener efectos
diferentes simplemente al incrementar o disminuir la cantidad de
fluido disponible para conducir una corriente elctrica. El factor
de resisitividad de la formacin (Fr) podra variar con el tipo de
yacimiento. Estos cambios son expresados por el factor de
tortuosidad (a) y el exponente de cementacin (m).
Para las calizas del experimento de Archie, los factores de
tortuosidad y exponentes de cementacin fueron siempre constante
(a=1, m=2). Sin embargo, ste puede no ser el caso para todos los
yacimientos. Los analisistas de registros utilizan un factor de
tortuosidad a y de exponente de cementacin m de pendiendo de la
litologa y la porosidad. Presentados en la tabla 1.
Tabla 1
Figura 7. Relacin con base en la tabla 1. El Fr es constante
segn la matriz de la roca.
Considere ahora que la formacin porosa se llena con alguna
combinacin de agua combinacin de agua conductiva de formacin de
resistividad constante (Rw) y aceite (figura 8). El aceite es un
aislante y no conducir corriente elctrica. Adems, debido a que la
formacin esta llena con ambos fluidos (aceite y agua) la
resistividad de la formacin no ser ms referida como la resistividad
mojada (Ro). La medicin de la resistividad de la formacin en este
caso tomando en cuenta la resistividad de la matriz de la roca y
los fluidos contenidos- es llamada resistividad verdadera (Rt).
Figura 8. Modelo de formacin contenido agua y aceite.
La resistividad verdadera de una formacin ser slo igual a la
resistividad mojada (Rt=Ro) cuando la porosidad de esa formacin est
completamente llena de agua conductiva. Sin embargo, debido a que
algunas de las porosidades disponibles podran estar llenas con
fluido no conductivo como aceite o gas, la resistividad mojada (Ro)
de esa formacin, se relaciona ahora a la medicin de la resistividad
verdadera (Rt) por algn factor adicional, referido como F.
El factor F puede tambin expresarse como la relacin de la
resistividad terica mojada de esa formacin (Ro) respecto de la
resistividad real medida de la formacin (Rt).
El factor F en la ecuacin representa saturacin de agua
(generalmente expresada como Sw) la cual es el porcentaje de
espacio poroso en la formacin que est ocupado por agua conductiva
de formacin. Por sustitucin de ecuaciones, la saturacin de agua
puede relacionarse a las propiedades fsicas de la formacin y a las
propiedades conductividad de los fluidos que ella contiene.
La saturacin de agua est relacionada a esas propiedades por el
exponente n (exponente de saturacin). El exponente de saturacin
puede tener un rango de valores dependen de las condiciones
especificas del yacimiento.
La ecuacin para la saturacin de agua (Sw), comnmente referida
como ecuacin de Archie se ha convertido en el fundamento de la
industria entera de registro de pozos. En forma ms simple, la
ecuacin de Archie se muestra como:
Ecuacin de Archie fraccionada
Obtenido a travs de suposiciones de litologa o manipulacin de
datos y anlisis de ncleos.
Obtenida de registros (neutrn, densidad, snico, resonancia
magntica) o anlisis de ncleos.
Obtenidos a travs de suposiciones de litologa a o manipulacin de
datos y anlisis de ncleos.
Obtenidos de registros (induccin, laterlog). Supuesto para
reflejar resisitividad de la zona no invadida, y tomado como la
resisitividad medida por la lectura mas profunda.
Arcilla, agua ligada y gasVeel agua ligada asociada con las
arcillas que por lo general tienen un ndice . Sin embargo, el gas o
hidrocarburo muy livianos generalmente tienen un concentracion de
hidrogeno considerablemente mas baja que varia con la temperatura y
la presion. Por lo tanto, cuando el gas este presente a una
distancia leera una porosidad muy baja.
Esos dos efectos estn reflejado en la figura 7 que corresponde a
un registro tomado en la zona de Veracruz, en arenas del terciario
productora de gas. Podemos observar un cruce caracateristico entre
las curvas de densidad DPHZ y de neutrn NPHI en la pista dos, entre
2015 a 2017 metros, indicador de presencia de gas en ese intervalo
limpio (ref curva de GR en verde). Adems, se observa una medicin
muy alta del CNL en las zonas arcillosas arriba y abajo del
intervalo de arena, con menor efecto en el registro de densidadd
DPHZ.
Figura 11.
Efecto de litologa en el neutrnLas lecturas de todos los
registro de neutrones se ven afectadas por la litologia en la
matriz de la roca hasta cierto punto. Los registros de Neutrn
compensado tienen una escala para una matriz de caliza. Las
porosidades para otras litologas se obtienen de la carta por-13b
(figura 12 ) o de otras escalas en los encabezados del registro.
Las correcciones del neutron compensado solo se aplican a los
registros que se corren en agujeros llenos de fluidos. Cuando el
agujero est lleno de gas.
Figura 12. Porosidad verdadera vs porosidad de matriz.
La tabla 2 nos muestra que harramienta de registros permite
obtener los parametros primario para la interpretacin.
Tabla 2. Registros y parametros para interpretacion y analisis
de de las formaciones.
Determinacin de Rw por el mtodo de inversin de ArchieA partir de
registros la determinacin de un valor para la resisitividad del
agua de formaciones (Rw) no sempre proporciona resultados
confiables. Sin embargo, en muchos casos, los registros
proporcionana el nico medio para determinar Rw. Dos de los mtodos
ms comunes para determinar Rw.
