Registros Geofsicos
Registros GeofsicosNDICEI. LOS REGISTROS GEOFSICOS
Pgina4
Introduccin Historia de los registros en Mxico II. TIPOS DE
REGISTROS GEOFSICOS Registro en agujero abierto Registro en agujero
entubado Tipos de herramientas Registros resistivos Doble induccin
fasorial Doble laterolog telemtrico Microesfrico enfocado Registros
nucleares Neutrn compensado Litodensidad compensada Espectroscopa
de rayos Gamma Rayos Gamma naturales Registros acsticos Snico
digital Otros registros Medicin continua de echados Geometra de
pozo Herramientas de imgenes Herramienta Halliburton III. PROGRAMA
DE REGISTROS Seleccin de los registros apropiados Pozos
exploratorios Pozos de desarrollo Control de calidad de los
registros Control de profundidad Calidad tcnica general
Repetibilidad Valores absolutos de registros ("Marcadores") Zonas
potenciales de contenido de agua y clculos Zonas potenciales de
contenido de hidrocarburos y clculos Decisiones sobre la capacidad
productiva
4 5 6 7 8 9 10 12 13 14 15 22 22 23 25 25 26 27
1
Registros Geofsicos
IV. CONCEPTOS BSICOS DE INTERPRETACIN Introduccin El proceso de
la interpretacin Evaluacin de las formaciones Parmetros petrofsicos
Porosidad Saturacin Permeabilidad Resistividad y fluidos de la
formacin Resistividad Factor de formacin y saturacin de agua
Ecuacin de Archie fraccionada V. INTERPRETACIN CUALITATIVA
Introduccin Lectura de los registros geofsicos Respuesta tpica del
registro GR Identificacin de litologas Identificacin de zonas
permeables Potencial natural SP Separacin de curvas de resistividad
Calibrador Efecto de rugosidad y dimetro del pozo en el registro de
densidad Arcillas, agua ligada y gas en la herramienta de neutron
Efecto de litologa en el neutrn Efecto de las condiciones del pozo
VI. INTERPRETACIN EN FORMACIONES LIMPIAS Introduccin Pasos para la
interpretacin Informacin obtenida de los registros Determinacin de
Rw por el mtodo de inversin de Archie Determinacin de Rw a partir
del SP Ejemplo de aplicacin de la ecuacin de Archie Clculo de Rw
por el mtodo de inversin de Archie Clculo de Rw usando el SP
Clculos de Sw Indicadores de permeabilidad Notas adicionales acerca
de la resistividad del agua de formacin Definicin de la zona de
inters Determinacin de Rw con el mtodo de inversin de Archie Mtodos
"rpidos" en el anlisis de registros Clculo de la saturacin de agua
Grfica cruzada de porosidad y litologa (CP) Porosidad dos tercios
(Two-Thirds Porosity) Porosidad grfica cruzada Yacimientos de
mineraloga compleja VII. INTERPRETACIN EN FORMACIONES ARCILLOSAS
Introduccin Mtodo de doble agua Evaluacin de la cementacin Tcnica
de la cementacin
28
30
32 34
35 38 40 42
43 44 46
48 49 50 52 53 54 55 56 58
59 60 61 65
2
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Registro CBL - VDL Principio de operacin El registro VDL
Interpretacin del registro CBL - VDL Interpretacin cualitativa
Tubera mal cementada Buena adherencia de la tubera y buen
acoplamiento acstico a la formacin Canalizacin y micronulo
Interpretacin cuantitativa Ejemplos
66 67 68 70 71
3
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Registros GeofsicosI. LOS REGISTROS GEOFSICOS mara registradora
de 9 galvanmetros que proporcionaban mediciones en pelculas
transparentes
Introduccin Conocer las caractersticas de las formaciones
atravesadas por los pozos, tanto en su naturaleza litolgica, como
en lo relativo a su contenido de fluidos (agua o hidrocarburos), es
motivo de profundo inters. Del conocimiento de los diferentes
parmetros que tal informacin proporciona, depender la extraccin
eficiente de los hidrocarburos. Para ello se cuenta con el muestreo
de los pozos; es decir, del registro de lo que la barrena
atraviesa. Este muestreo se hace en forma directa: estudiando
muestras de la formacin, o mediante el anlisis continuo del fluido
de perforacin, y por la introduccin mediante cables con conductores
elctricos de dispositivos medidores de los distintos parmetros
caractersticos de las formaciones atravesadas y de su contenido. De
estos mtodos de muestreo, el que mayores avances tecnolgicos ha
reportado es el originalmente conocido como registro elctrico.
Actualmente, a ste se le han sumado una serie numerosa de registros
de otros parmetros y se les denomina genricamente registros
geofsicos. Un registro geofsico es un grfico X-Y en donde el eje Y
representa la profundidad del pozo y el eje X representa el o los
valores de algunos parmetros del pozo como son: porosidad,
densidad, tiempo de trnsito, resistividad, dimetro del agujero,
etctera. Historia de los registros en Mxico Hasta los aos 70, los
registros geofsicos se obtenan con unidades de tipo convencional.
stas operaban con cable electromecnico de siete conductores. Dentro
de la cabina de la unidad se encontraban los paneles o tableros
electrnicos y una c-
Figura 1 Operacin con paneles electrnicos y unidades
convencionales.
En Mxico se introdujeron las primeras cabinas marinas para la
toma de registros geofsicos en 1963. El registro de induccin empez
a realizarse en 1964, los registros de produccin en 1967; el
registro de densidad en 1969; el de echados en 1971. El registro de
microproximidad fue introducido en 1971, el Doble Laterolog en
1974, y el registro de doble induccin en 1979. En el ao de 1979,
Petrleos Mexicanos se ve afectado por el cambio de sistemas de
registros. Esto ocurri porque se descontinu la produccin del equipo
convencional integrado por tableros de control que fueron
sustituidos por sistemas computarizados. Toca la responsabilidad de
analizar todas las alternativas de solucin y sus repercusiones a
Petrleos Mexicanos, que adquiere la nueva tecnologa. Adems, para
mantenerse a la vanguardia de la especialidad y garantizar la
obtencin de informacin con un alto porcentaje de exactitud para la
toma de re-
4
Registros Geofsicos
gistros geofsicos, la institucin adquiere unidades cibernticas a
compaas extranjeras.
la capacidad de proceso de una estacin de trabajo. El uso de
componentes de mayor potencia de procesamiento permite ms
combinaciones de herramientas y velocidades mayores de registro.
Adems, que varias aplicaciones puedan correrse simultneamente. Las
unidades vienen equipadas con sistemas redundantes e independientes
para realizar simultneamente dos funciones mayores. El diseo
modular del sistema permite que sea fcilmente mejorado
(actualizado) para incrementar la velocidad o memoria. Las
aplicaciones de este sistema son servicios de registros en agujero
abierto y entubado; registros de produccin; despliegue en tiempo
real de imgenes de pozo; de servicios como los de imgenes
microresistivas y ultrasnicas; servicios de terminacin como
corridas de empaques, disparos, recuperacin de tuberas y cortadores
qumicos, verificar y evaluar las operaciones de estimulacin,
cementacin y empaque de arena. Existe otro sistema de adquisicin de
datos que mejora cuatro aspectos crticos de los registros:
integridad de la medida y calidad de los datos, tecnologa avanzada
de servicios, seguridad y eficiencia operativa. El sistema integra
avances en adquisicin digital de datos, computacin multitarea y
tecnologa grfica.
Figura 2 Unidad mvil computarizada.
En junio de 1991, se introduce en Mxico un nuevo sistema
computarizado. ste utiliza una telemetra de punta de 500 kilobits
por segundo.
Figura 3 Cabina computarizada costafuera. Actualmente, la Unidad
de Perforacin y Mantenimiento de Pozos se ha colocado a la
vanguardia en tecnologa de registros. Esto se debe a la la
adquisicin de tres sistemas que han sido instalados en unidades
cibernticas. Otras compaas lderes en tecnologa de registros cuentan
con sistemas de cmputo integrados. Existe un sistema de registros
que entrega consistentemente datos exactos de alta calidad y
proporciona
II. TIPOS DE REGISTROS GEOFSICOS Para determinar algunas
caractersticas de las formaciones del subsuelo es necesario llevar
a cabo la toma de registros. Para esto se utiliza una unidad mvil
(o estacionaria en pozos costafuera) que contiene un sistema
computarizado para la obtencin y procesamiento de datos. Tambin
cuenta con el envo de potencia y seales de comando (instrucciones)
a un equipo que se baja al fondo del pozo por medio de un cable
electromecnico. El registro se
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Registros Geofsicos
obtiene al hacer pasar los sensores de la sonda enfrente de la
formacin, moviendo la herramienta lentamente con el cable.
Neutrn compensado Densidad compensada Snico digital Imgenes de
pozo Registros en agujero entubado Evaluacin de la cementacin
Pruebas de formacin Desgaste de tubera Tipos de herramientas El
equipo de fondo consta bsicamente de la sonda. Este es el elemento
que contiene los sensores y el cartucho electrnico, el cual
acondiciona la informacin de los sensores para enviar a la
superficie, por medio del cable. Adems, recibe e interpreta las
rdenes de la computadora en superficie. Las sondas se clasifican en
funcin de su fuente de medida en: Resistivas (Fuente: corriente
elctrica) Porosidad (Fuente: cpsulas radiactivas). Snicas (Fuente:
emisor de sonido). En la figura 5 se muestran los tres tipos de
herramientas.
Se ic s rv io aPo s zo
0 G 100 R 4C ALI 14
Arc illa
0 LLS 1000 45% O 15% p R 0 LLD 1000 120 T 20 O 0M SFL1000 1.9 b
2.9 F.
5100
5150
Arena Arc illa C aliza
5200
5250
5300
5350
5400
5450
Dolom a5500
Figura. 4 Diagrama esquemtico de la toma de registros.
H er r amientas de fondo E lctricas R adiactivas S nicas
Dentro de los objetivos del registro geofsico podemos mencionar:
Determinacin de las caractersticas de la formacin: porosidad,
saturacin de agua/hidrocarburos, densidad. Delimitacin (cambios) de
litologa Desviacin y rumbo del agujero Medicin del dimetro de
agujero Direccin del echado de formacin Evaluacin de la cementacin
Condiciones mecnicas de la TR Registros en agujero abierto Induccin
Doble LaterologFigura 5
6
Registros Geofsicos
De acuerdo con lo anterior tenemos: Herramientas de registros
con principio resistivo (elctrico): Induccin Doble induccin Doble
Laterolog Microesfrico Medicin de echados Microimgenes resistivas
de formacin Herramientas de registros radiactivos Neutrn compensado
Litodensidad compensada Espectroscopa de rayos gamma Rayos Gamma
naturales Herramientas de registros con principio acstico Snico de
porosidad Snico dipolar de imgenes Imgenes ultrasnicas Mediante una
cuidadosa interpretacin de la respuesta de los registros, es
posible evaluar el potencial productivo de la formacin. Adems, se
tienen sistemas de cmputo avanzados para la interpretacin.
Las medidas de resistividad junto con la porosidad y
resistividad del agua de formacin, se usan para obtener la
saturacin de agua. La saturacin obtenida de las resistividades
somera y profunda se comparan para evaluar la productividad de la
formacin. La resistividad de una formacin pura saturada con agua,
es proporcional a la resistividad del agua con la que se encuentra
saturada.
5 R 5Z5R = ) * 5Z
)=
En donde: F= Factor de formacin, Rw= Resistividad del agua de
formacin, y Ro= Resistividad de la roca saturada con agua. La
resistividad de una formacin depende del fluido contenido en la
misma y del tipo de formacin. Para medir la resistividad de la
formacin se cuenta con dos herramientas: Induccin Doble Laterolog
Generalmente, se prefiere usar la herramienta de induccin cuando la
resistividad de la formacin es baja, del orden de 500 ohms. Cuando
se tienen formaciones altamente resistivas la herramienta de doble
Laterolog proporciona informacin ms confiable. En las formaciones
de carbonatos de baja porosidad se tienen resistividades muy altas.
Por esto, si se requiere hacer una interpretacin cuantitativa, se
debe tomar un registro doble Laterolog. Sin embargo, se necesita de
un medio conductivo entre la herramienta y la pared del pozo. Por
ello, no es posible tomar un registro doble Laterolog en lodos no
conductivos, como los que son a base de aceite. Doble induccin
fasorial La herramienta doble induccin fasorial realiza medidas de
resistividad a tres diferentes profundidades de investigacin. De
esta manera, proporciona informacin para determinar las
resistividades de la zona virgen, la zona barrida y la zona de
transicin (en su caso). Con esta informacin se pueden obtener datos
de saturacin y movilidad de fluidos (complementada con informacin
de otras herramientas).
5R 5Z
Registros resistivos La cantidad de aceite o gas contenido en
una unidad de volumen del yacimiento, es el producto de su
porosidad por la saturacin de hidrocarburos. Los parmetros fsicos
principales para evaluar un yacimiento son porosidad, saturacin de
hidrocarburos, espesor de la capa permeable y permeabilidad. Para
deducir la resistividad de formacin en la zona no invadida, las
medidas de resistividad se usan, solas o en combinacin. Es decir,
atrs de la zona contaminada por los fluidos de control del pozo.
Tambin se usan para determinar la resistividad cercana al agujero.
Ah, en gran parte, el filtrado del lodo ha reemplazado los fluidos
originales.
7
Registros Geofsicos
El sistema fasorial permite obtener datos ms exactos para
diferentes valores de resisitividad. La herramienta cuenta con un
sistema de autocalibracin que mejora la precisin de la respuesta y
reduce el efecto de las condiciones ambientales. Adems, el sistema
de transmisin de datos en forma digital del fondo a la superficie
permite una mayor capacidad de seales libres de ruidos. La figura 6
muestra un ejemplo del registro. Las principales aplicaciones de
esta herramienta son: 1. Interpretacin de formaciones con dimetros
grandes de invasin 2. Formaciones con contraste medio-alto de
resistividades 3. Grficos de invasin 4. Pozos con lodos no
conductivos Doble Laterolog telemtrico La herramienta Doble
Laterolog proporciona dos mediciones con la mayor profundidad de
investigacin, de tres mediciones necesarias que se requieren para
tratar de determinar la resistividad de la zona invadida ( Rxo =) y
de la zona virgen ( Rt ), a stas se les conocen como Lateral Somera
(Lls ) y Lateral Profunda (Lld). La tercera medicin requerida se
puede obtener de correr la herramienta de Enfoque Esfrico o
Microesfrico (MSFL) en forma independiente o combinada . En la
herramienta DLL se permite que vare tanto el voltaje emitido como
la corriente (pero manteniendo el producto potencial constante),
con lo cual brinda un rango de mediciones. La figura 7 muestra un
ejemplo del registro. Aplicaciones principales 1. Resistividad en
la zona virgen y zona lavada 2. Perfiles de invasin 3. Correlacin
4. Deteccin de vista rpida de hidrocarburos 5. Control de
profundidad 6. Indicador de hidrocarburos mviles
Figura 6 Registro doble induccin fasorial.
Microesfrico enfocado Esta herramienta surge de la necesidad de
conocer Rxo para realizar correcciones a las lecturas de otras
herramientas y tener un valor adecuado de Rt. Durante el desarrollo
de las herramientas de registros se han pasado por varias etapas
hasta llegar al SRT ( Spherically Focused Resistivity Tool).
Previos
8
Registros Geofsicos
dos se ubican en un patn de hule que se apoya directamente sobre
la pared del pozo. El arreglo microesfrico reduce el efecto adverso
del enjarre del fluido del pozo. De esta manera se mantiene una
adecuada profundidad de investigacin. La figura 8 muestra un
ejemplo del registro. Principales aplicaciones 1. Resistividad de
la zona lavada 2. Localizacin de poros y zonas permeables 3.
Indicador de hidrocarburo mvil 4. Calibrador Registros nucleares La
determinacin de la porosidad de la formacin se puede hacer de
manera indirecta a travs de las medidas obtenidas de herramientas
nucleares o acsticas. Las herramientas nucleares utilizan fuentes
radiactivas. Mediante la medicin de la forma de interactuar, con la
formacin de las partculas irradiadas por la fuente, se pueden
determinar algunas caractersticas. Se tienen tres tipos de
herramientas nucleares:Radiacin natural Neutrones Rayos gamma Rayos
Gamma, espectroscopa Neutrn compensado Litodensidad compensada
Las herramientas para medir la radiacin natural no requieren de
fuentes radiactivas y la informacin que proporcionan es til para
determinar la arcillosidad y contenido de minerales radiactivos de
la roca.Figura 7 Registro doble laterolog telemtrico.
a esta generacin podemos citar microlog, microlaterolog y
proximidad. La herramienta actual se conoce genricamente como
registro microesfrico (Micro Spherical Focused Log). Se basa en el
principio de enfoque esfrico usado en los equipos de induccin pero
con un espaciamiento de electrodos mucho menor. En este caso los
electro-
Las herramientas de neutrn compensado y litodensidad requieren
de fuentes radiactivas emisoras de neutrones rpidos y rayos Gamma
de alta energa, respectivamente. Dada la forma diferente en que las
partculas interaccionan con la materia, resulta til la comparacin
directa de las respuestas obtenidas para la deteccin de zonas con
gas, arcillosas, etc. De manera general tenemos:
9
Registros Geofsicos
4
14
0.2
1.0
10
100
1000 2000
Di. BarrenaZona permeable
ILD SFL ILM
Calibrador SPZona no permeable
Invasin muy profunda
Zona permeable
Figura 8 Registro Microesfrico Enfocado.
1 ' 1 >> ' 1 ILM > SFL), estarn ms o menos
influenciadas por la zona invadida. Si no hay invasin, las tres
curvas medirn prcticamente lo mismo (ver figura 34). Si la invasin
es somera afectar a la medicin con menor profundidad de
investigacin, la SFL, mientras que la ILD e ILM medirn casi igual.
Con una invasin moderada, las tres
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curvas se separan. Cuando la invasin es profunda, la separacin
entre las tres curvas se hace ms pronunciada.ILM 0.2 SP -80.0 (mV)
20.0 0.2 0.2 (OHM) ILD (OHM) SFL (OHM)
VI. INTERPRETACIN EN FORMACIONES LIMPIAS Introduccin Una
completa evaluacin de una formacin limpia (es decir, libre de
arcilla) requiere de varias etapas e involucra mltiples clculos y
tcnicas complejas. Adicionalmente, existe una variedad de
suposiciones que deben hacerse durante el anlisis. El nmero de
pasos involucrados dificulta recordar las veces en la cual estos
deben realizarse . Esta seccin proporciona ciertas guas que deben
seguirse cuando se analiza una formacin limpia, y presenta una
secuencia ordenada por la cual tal anlisis debe ser realizado.
Cuando se toma una decisin sobre la capacidad productora de una
zona almacenadora de hidrocarburos, se debe considerar toda la
informacin disponible. Los valores slo de saturacin de agua (Sw) no
deben ser los factores determinantes. Recuerde que la saturacin de
agua no es un reflejo de la relacin de agua a hidrocarburos que
sern producidos del yacimiento. Es simplemente la proporcin
relativa de agua a hidrocarburos que existe en el espacio poroso
del yacimiento. No existen guas seguras para determinar qu
constituye "buenos" y "malos" valores para saturacin de agua. Se
deben considerar las respuestas de los registros y cualquier otra
informacin que pueda estar disponible. Pasos para la interpretacin
En la siguiente secuencia se renen los pasos necesarios para hacer
una interpretacin en formaciones limpias:
2000 2000 2000
Sin invasin
Invasin somera
Invasin moderada
Invasin muy profunda
Figura 34 Efecto de invasin.
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Paso1 2 3 4 Control de calidad Correlacin de profundidad
Identificacin y espesor de capas a) Convertir Rm, Rmf y Rmc a
condiciones de pozo b) Seleccionar niveles y leer valores de los
registros Correcciones ambientales Determinar Rt y Rxo Determinar
el valor de Rw Validar los registros Evaluar litologa y porosidad
Calcular saturaciones
ObservacionesSe deber efectuar siempre Registro base:
resistividad SP, GR, , pozo en buen estado La temperatura depende
de la profundidad de la capa h > 2 m, registros estables, pozo
en buen estado Analizar cada registro Con 3 curvas de resistividad
Elegir mtodos adecuados Elegir mtodos adecuados Densidad, neutrn,
snico Ecuacin de Archiecon la medida de la temperatura en el
intervalo de inters debe usarse este valor, si no debe calcularlo
con la frmula correspondiente. Leer los valores de las curvas de
los registros en zonas previamente escogidas en tramos estables y
bien definidos. e). Las lecturas de los registros son ms o menos
afectadas por las condiciones ambientales (temperatura, presin,
salinidad del lodo, dimetro de agujero, etc.) por lo que se debern
aplicar las correcciones ambientales mediante el uso de las grficas
adecuadas. f). La resistividad verdadera de la formacin, Rt y de la
zona invadida, Rxo; se obtienen de los registros de resistividad,
pero es necesario usar las curvas con diferentes profundidades de
investigacin para poder compensar el efecto de la zona alterada por
el lodo de perforacin. Existen grficos que nos permiten obtener Rt
o Rxo, adems del dimetro de invasin. Si la invasin se considera
pequea, se podra considerar que Rt es igual a la resistividad
obtenida con la curva con mayor profundidad de investigacin. g).
Sera preferible obtener el dato de Rw mediante una medicin directa.
Hay mtodos para derivar Rw a partir del anlisis qumico de la
solucin. La resistividad del agua de formacin se puede obtener a
partir de uno o varios mtodos. Uno de ellos es mediante la lectura
del SP Este mtodo es aplica. ble principalmente en arenas y cuando
se tienen zonas limpias y arcillosas bien definidas. Otro mtodo se
denomina de resistividad mnima del agua, en donde se busca una zona
limpia y a partir de la Rt y las lecturas de porosidad se infiere
la Rw.
5 6 7 8 9 10
a). Antes de iniciar la interpretacin de la informacin obtenida
a travs de los registros se deber efectuar un control de calidad
para asegurar que los datos sean correctos. Este control de calidad
consiste en la inspeccin visual del registro, especialmente de la
seccin donde se har la interpretacin. La calibracin de la
herramienta puede indicarnos si sta funcion adecuadamente. Tambin
se debe comprobar la litologa con la respuesta de la herramienta.
Si se dispone de otros registros en ese mismo intervalo se deben
correlacionar para verificar que la respuesta es la misma. Adems,
si se cuenta con registros de pozos cercanos, hay que comparar la
respuesta de los registros. En resumen, adems de hacer una
inspeccin visual del registro verificando que sus datos estn
correctos y completos, este paso consiste en hacer una
interpretacin cualitativa de los registros, verificando el estado
del agujero a travs del calibrador, identificando las zonas limpias
y arcillosas, intervalos permeables, tipo de formacin, calizas,
arenas, lutitas, dolomas, anhidrita, yeso, sal, etctera. b).
Tomando como base el registro resistivo (Induccin o Doble
Laterolog), verificar que todos los registros estn a la misma
profundidad. En caso contrario deber tomarse en cuenta la
diferencia de profundidad. c). Del potencial espontneo, rayos gamma
o la curva de porosidad definir el espesor del intervalo de inters.
Esta medida deber hacerse en un tramo de pozo en buen estado. (Ver
calibre de pozo.) d). Los valores de resistividad del lodo,
filtrado y enjarre son obtenidos en superficie por lo que se debern
llevar a condiciones de fondo. Si se cuenta
47
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h). Seleccionar los registros que se usarn en la interpretacin,
validando que sus respuestas sean confiables especialmente en la
zona de inters. i). Con los registros de Neutrn Compensado,
Densidad compensada y Snico de Porosidad se determinan la litologa
y porosidad. Para esto, se pueden usar los grficos cruzados
adecuados. j). Una vez que se cuente con la resistividad del agua
de formacin, Rw, la resistividad verdadera de la formacin, Rt, la
porosidad efectiva, as como algunas constantes se evalua la
saturacin de agua Sw, por medio de la frmula de Archie. Conociendo
Sw, se despeja la saturacin de hidrocarburos.
Es recomendable verificar la congruencia de los resultados
obtenidos en cada paso, si por alguna razn, el resultado pareciera
no ser correcto, hay que revisar algunos datos importantes como Rw,
fef, Rt. Algunos parmetros usados en las frmulas se seleccionan por
el interpretador. El exponente de cementacin, m, de la frmula de
factor de formacin de Archie, el exponente de saturacin n de la
ecuacin de saturacin de Archie y otros, deben seleccionarse con la
mayor informacin posible del yacimiento. En la figura 35 se muestra
el diagrama de flujo para interpretar formaciones limpias
Descripcin de pasos Interpretacin de los y secuencia del
registros de proceso porosidad Valores obtenidos de la lectura de
los b, t, NL registros. Interpretacin de la lectura de los
registros. Resultados intermedios de la interpretacin. Continuacin
de la interpretacin. 5HVXOWDGRV GH OD ) LQWHUSUHWDFLyQ Parmetros
auxiliares necesarios. Parmetros a ser seleccionados por el a y m
intrprete. Informacin adicional necesaria. Ecuaciones utilizadas
Humble: en los clculos. m F=a/
Resistividad del agua de formacin y de rocas invadidas SP,
Rwamin y Rt / Rxo
Interpretacin de registros de porosidad y clculo de saturaciones
ILD, ILM, SFLU y MSFL o LLD, LLS y MSFL
Rw
Rt y Rxo
52 \ 52=/
6Z \ 6[R
Rmf
n
Definicin de F: F = Ro / Rw F = Rozl / Rmf
Archie: Sw = Ro / Rt n Sxo = Rozl / Rxon
Figura 35. Diagrama de flujo para interpretacin de formaciones
limpias.
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Qhirhrqv
8h
@v
Pirhpvr
5W
RID LLD
Doble Induccin fasorial Doble Laterolog
Adecuado en formaciones de baja resistividad R 0.1 ohm-m, por lo
que: Rmfe = 0.85 * Rmf' = 0.245 3. Calcular K: K = 65 + 0.24 T , T
en C
Sw = 2
1.0 0.038 2 (0.28) 5.0
= 0.3113 o 31.1% de saturacin de agua a 8610
K = 65 + 0.24*75 = 83 4. Calcular Rwe:
= 0.09; R t = 8.4 m
Sw = 20.245
5ZH =
= 0.033 ohm -m 72 663 = 83 . 10 10
5PIH
1.0 0.038 2 (0.09) 8.4
= 0.7473 o 74.7% de saturacin de agua Indicadores de
permeabilidad Buscando en un registro zonas con alta porosidad y
alta resistividad nos puede conducir a un nmero de formaciones
atractivas. Sin embargo, la presencia de alta porosidad y alta
permeabilidad no necesariamente significa que una formacin que
contiene hidrocarburos producir realmente esos hidrocarburos
(especialmente sin estimulacin o fracturamiento hidrulico). Sin
datos de un Probador de Formaciones o un Registro de Imgenes de
Resonancia Magntica, se carece de estimaciones de permeabilidad. La
permeabilidad se refiere a la habilidad de una formacin para
permitir el movimiento de los fluidos que contiene a travs de la
red de poros existente y es un requerimiento fundamental de un
yacimiento productor. Adems de proporcionar una estimacin
cualitativa de la permeabilidad, el potencial espontneo puede
tambin usarse para determinar un valor de la resistividad del agua
de formacin (Rw). Un indicador de permeabilidad (en este caso la
respuesta de SP) para el registro presentado en la figura 38 puede
aparecer como la curva mostrada en la pista 1 de las figura 39. El
SP a menudo responder en tal forma que refleje la misma tendencia
que la porosidad; sin embargo, ste no es siempre el caso.
Deflexiones negativas de la curva SP se usan como indicadores
cualitativos de permeabilidad. Las zonas permeables en este
registro de ejemplo (figura 39) estn indicadas en 8500 a 8535, 8595
a 8610, y 8680 a 8720. La zona responsable de la deflexin SP ms
amplia (8700) no es necesariamente la zona ms permeable.
Igualmente, el que la zona a 8500 exhiba
5. De la figura No. 37, obtener Rw: a) Con los valores de Rwe =
0.033 W-m y la temperatura de formacin, 75 F entrar en el grfico
SP-2, , donde se obtiene, Rw = 0.039 W-m Clculos de Sw Se evaluarn
zonas potenciales de hidrocarburos usando el valor de Rw que fue
establecido previamente. Las formaciones con contenido de
hidrocarburos son tpicamente caracterizadas por altos valores de
resistividad y porosidad y nuevamente por el comportamiento no
conductivo del aceite y el gas. Existen dos zonas ilustradas en la
Figura 38 que ajusta esos criterios --8515 y 8610. La zona a 8610
tiene muy baja porosidad. Su alta resistividad resulta del hecho
que hay poca agua disponible en los poros para conducir la
corriente. La zona a 8515 tiene buena porosidad (~28%), y garantiza
mayor investigacin. Cuando tomamos valores medidos de un registro
para usarlos en la ecuacin de Archie, se desea seleccionar una
profundidad simple ms que un promedio de valores a lo largo de una
zona. En el curso de una interpretacin real habr muchas formaciones
atractivas. En cualquier formacin simple, un analista puede
seleccionar varias profundidades a las cuales calcular la saturacin
de agua (Sw). Ya que las zonas en el registro del ejemplo estn bien
definidas, slo dos clculos se requieren, uno por zona. a 8515
= 0.28; R t = 5.0 m
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Registros Geofsicos
Notas adicionales acerca de la resistividad del agua de
formacin. Es a menudo difcil determinar un valor aproximado de la
resistividad del agua de formacin (Rw) a partir de registros y
generalmente no es directa como se present en los ejemplos. Una
zona que supone estar 100% saturada de agua puede, en realidad, no
estarlo. La presencia de hidrocarburos puede eliminar cualquier
deflexin de SP resul, tando en clculos errneos. Adems, en una
formacin luttica arcillosa, los minerales de arcilla pueden atrapar
agua de formacin resultando en resistividades anormalmente baja.
Tal vez la situacin ms peligrosa es suponer que una zona sea mojada
cuando realmente contiene hidrocarburos. Esta mala interpretacin
resultar en errores compuestos en el proceso de anlisis de
registros. Cuando sea posible, es mejor calcular la resistividad
del agua de formacin (Rw) usando una variedad de mtodos a
diferentes profundidades. Los resultados pueden entonces ordenarse
y compararse para revelar el "mejor pico" para el yacimiento. En un
esfuerzo por ser optimistas en el clculo de la saturacin de agua
(Sw), es generalmente benfico para obtener el menor valor (dentro
de lo Figura 39 Ejemplo de registro ilustrando el indicador de
perrazonable) para la resistividad del agua de formeabilidad (curva
SP) en la pista 1. macin (Rw). El promedio mundialmente utimenor
deflexin SP que la zona a 8700, no significa lizado para la
resistividad del agua de formacin son que tenga menos permeabilidad
que la zona mas correccin por temperatura es 0.05 W-m. profunda de
las dos formaciones. Mientras la presencia de una deflexin negativa
de SP puede ser Ejemplo adicional de clculo de Rw un indicador de
permeabilidad en una zona particular, la ausencia de deflexin no es
indicador de au- El registro para este ejemplo de clculo se ilustra
en sencia de permeabilidad. la Figura 40. El objetivo es determinar
un valor apropiado para Rw a partir del registro. Podra suponerse
Si la permeabilidad no es evidente en un registro, la que cualquier
zona de inters es arenisca. evaluacin de las curvas de porosidad y
resistividad pueden aun resultar en clculos de baja saturacin
Definicin de la zona de inters de agua. Dependiendo de la geologa y
el tipo de herramienta utilizada para indicar la permeabilidad, La
nica deflexin SP ventajosa ocurre de 2775m a pueden ser necesarios
el fracturamiento hidrulico 2830m. Dentro de esos lmites hay dos
zonas definiu otro mtodo de tratamiento para producir los hi- das
de inters. La zona superior (2790m) tiene baja drocarburos.
resistividad y alta porosidad, y es una seleccin ideal para clculos
de Rw suponiendo 100% de saturacin La localizacin de zonas
permeables usando la res- de agua. La zona inferior (2815m) tiene
alta resistividad puesta SP es un primer paso importante en cual- y
alta porosidad. Esto la hace un candidato deseable quier programa
de anlisis "rpido". para almacenamiento de hidrocarburos.
55
Registros Geofsicos
Mtodos "rpidos" en el anlisis de registros Antes de calcular la
saturacin de agua para cualquier zona, es necesario leer un
registro y localizar las zonas favorables que garanticen mayor
investigacin. Esto sucede no slo para zonas con hidrocarburos, sino
tambin para aquellas que contienen agua. Esto a menudo se refiere
como"escaneo" de un registro. Hay ciertas respuestas para observar,
y esas respuestas pueden indicar dnde una zona es almacenadora de
hidrocarburos o agua. El anlisis "Rpido" de registros emplea
escaneo para localizar las zonas potenciales de inters, y tambin
usa los conceptos y procedimientos bsicos considerados a lo largo
de este texto. El objetivo de desarrollar un anlisis "rpido" es
producir rpidamente valores de saturacin de agua para zonas que
parecen interesantes en un registro. Es importante recordar que en
el anlisis "rpido" no se aplican las correcciones ambientales. As,
los valores de saturacin de agua obtenidos durante un anlisis
"rpido" pueden no ser tan aproximados como aqullos determinados a
profundidad y con anlisis e interpretacin detallada de
registros.Figura 40 Registro ejemplo de resistividad y
porosidad.
Determinacin de Rw con el mtodo inverso de Archie Debido a que
la litologa de la formacin de inters es una arenisca y la porosidad
de la zona a 2790m es mayor de 16%, los valores del factor de
tortuosidad (a) de Humble y el exponente de cementacin (m) pueden
ser supuestos. a = 0.62, m = 2.15
Cuando se realiza un anlisis "rpido" -que debe ser el primer
paso de cualquier investigacin detallada -han de plantearse seis
preguntas para considerar dnde hay una zona potencialmente
productiva. 1. Qu valor ser usado para Rw? 2. Cules son las
litologas de las zonas de inters? 3. Estn "limpias" las zonas que
contienen hidrocarburos (libre de arcilla)? 4. Hay suficiente
porosidad en la zona? 5. Es la resistividad satisfactoria en las
zonas? 6. Son las zonas permeables? La metodologa por la cual un
individuo realiza un anlisis "rpido" puede variar. An as, cada
individuo debe dirigirse hacia la solucin de las seis preguntas
indicadas arriba. Debe haber un orden y consistencia frente al
mtodo. Una sugerencia a la aproximacin "rpida" se muestra en los
siguientes prrafos.
= 0.26; R t = 1.4 m
R wa =
(0.26 )2.15 1.4 = 0.0773 = 0.125 m = R0.62 0.62
wa
at 2790m
56
Registros Geofsicos
Identificar los indicadores de permeabilidad Lea los indicadores
apropiados de permeabilidad con el registro. Este puede incluir el
SP microlog, Caliper , y aun perfiles de resistividad en la zona de
invasin. Marcar sobre el registro todas las zonas que exhiben
permeabilidad potencial, independientemente de que existan
almacenados hidrocarburos o agua. ste debe ser siempre el primer
paso de un anlisis "rpido", particularmente con conjuntos de
herramientas de induccin de alta resolucin. Determinacin de la
resistividad del agua de formacin (R ) w Si se cuenta con estos
datos la fuente est definida. Si no, entonces puede ser necesario
calcular Rw a partir de registros. Localice una zona relativamente
limpia con suficiente porosidad conteniendo agua y determine Rw
usando el mtodo inverso de Archie y / o mtodos SP Si se localiza ms
de una zona con . agua, entonces se debe calcular Rw para todas las
zonas. Tabule los resultados y seleccione el menor valor de Rw para
futuros clculos. No olvide que los menores valores de Rw (dentro de
lo razonable) producirn valores ms optimistas de saturacin de agua
(Sw). Determinacin de la porosidad y resistividad de zonas Una vez
que que se ha localizado la zona permeable, las curvas de porosidad
y resistividad deben checarse para ver si la relacin entre ellas
indica la posible presencia de hidrocarburos. Esas curvas deben ser
consideradas juntas, y no una con respecto a la otra. Recuerde que
es enteramente posible para una zona que exhiba un aumento en
resistividad debido a una disminucin en porosidad. Adems, sin
considerar todos los datos, es posible identificar errneamente una
zona compacta como potencialmente productiva. La mayora de los
registros de porosidad presentarn dos curvas de porosidad
-porosidad densidad (FD) y porosidad neutrn (FN) -Ambas curvas
reflejan la porosidad de la formacin, pero las diferencias en sus
valores dependen de las diferentes formas en la cual se hacen sus
respectivas mediciones. La ecuacin de Archie proporciona slo un
valor de porosidad. Es necesario calcular la porosidad con
grfica cruzada antes de calcular la saturacin de agua. La
porosidad con grfica cruzada se sopesa en promedio de los dos
valores, y con la siguiente ecuacin se calcula la porosidad
promedio. Porosidad grfica cruzada
XPLOT
D + N = 22
2
Una determinacin rpida de porosidad de grfica cruzada se obtiene
estimando la porosidad "dos tercios". Esto se hace visualmente
estimando la distancia a dos tercios entre la curva de porosidad
mnima y la curva de porosidad mxima. Para propsitos de revisin
rpida, el uso de estimar visualmente la porosidad estimada es
suficiente para hacer clculos de saturacin de agua. Determinacin de
la litologa de la formacin La informacin de la litologa puede ser
determinada de diferentes maneras. La ms bsica es examinar la
respuesta de varias curvas. Para propsitos rpidos, las curvas ms
tiles para determinacin de litologa son rayos gamma, Pe,
resistividad, y una combinacin de porosidad neutrn y porosidad
densidad. Una vez determinada la litologa de la zona, los parmetros
necesarios (a y m) pueden ser seleccionados para clculos de
saturacin de agua. Determinacin de limpieza de la formacin Una
preocupacin adicional es la limpieza de la formacin la cual se
refiere a la cantidad de arcilla presente. Todos los tipos de
formacin -arenisca, caliza y doloma -pueden contener minerales de
arcilla ("lutita"). La presencia de esos minerales arcillosos
afecta las respuestas de ciertas herramientas -dgase, herramientas
de resistividad y porosidad -y pueden resultar en una formacin
productora mirada como almacenadora de agua. El grado de
arcillosidad de una formacin se juzga a partir de la respuesta de
rayos gamma. En general, la respuesta ms baja de rayos gamma de una
zona porosa, corresponde con una menor cantidad de arcilla
("formacin limpia"). Este juicio requiere de alguna experiencia y
conocimiento en el rea, y se detallar ampliamente en la seccin de
anlisis de arenas arcillosas.
57
Registros Geofsicos
Clculo de la saturacin de agua La saturacin de agua puede ahora
calcularse para aquellas zonas que aparecen como almacenadoras de
hidrocarburos. Recuerde que este valor no es un reflejo de la
relacin de agua a hidrocarburos producidos del yacimiento. Es
simplemente la proporcin relativa de agua a hidrocarburos en la
porosidad de la formacin. No existen guas seguras para determinar
que constituyen valores "buenos" y "malos" de saturacin de agua.
Este juicio requiere de experiencia y conocimiento local. Grfica
cruzada de porosidad y litologa (CP) Dos de los usos ms importantes
de los datos de registros son los de proporcionar informacin de
porosidad y litologa para propsitos de clculo de la saturacin de
agua (Sw). La porosidad es vital en eso, ya que es un parmetro de
entrada en la ecuacin de Archie. El conocimiento de la litologa es
til ya que proporciona al analista la informacin necesaria para
hacer una determinacin a partir de la cual utilizara valores del
factor tortuosidad (a) y exponente de cementacin (m). Existen una
variedad de mtodos - visuales, matemticos y grficos - usados para
determinar la porosidad de la formacin . Las mediciones de
porosidad tomadas a partir de registros son raramente adecuadas
para el uso en el clculo de la saturacin de agua. Una vez que la
porosidad neutrn es corregida por efectos ambientales, el analista
usualmente enfrenta a dos valores de porosidad porosidad-neutrn y
porosidad-densidad. Sin embargo, los clculos de saturacin de agua
con Archie requieren solamente un valor de entrada para porosidad.
Porosidad dos tercios (two-thirds porosity) Un mtodo para estimar
visualmente un valor de porosidad para usarse en la ecuacin de
Archie es conocido como Porosidad Dos Tercios ("twothirds"). Este
mtodo involucra la estimacin leda a dos tercios de la distancia
entre la lectura de porosidad ms baja y la lectura de porosidad ms
alta, as este valor se toma para ser usado en la ecuacin de Archie.
Este mtodo puede usarse independientemente del tipo de matriz
considerado (p. ej.: caliza, arenisca, doloma) para calcular la
porosidad.
Independientemente de la seleccin del tipo de matriz, Porosidad
Dos Tercios puede suponerse que refleja la porosidad aproximada de
una formacin de cualquier litologa. La razn de tomar dos tercios de
la distancia entre las lecturas de porosidad, ms que por conseguir
un simple promedio, es la de aproximar ms el valor que podra ser
calculado por la ecuacin de porosidad de la grfica cruzada
(discutida ms adelante). Algunos analistas prefieren tomar un
simple promedio de las dos mediciones. Una limitacin importante en
la estimacin de la porosidad dos-tercios es la presencia de gas.
Debido a que el gas afecta la porosidad neutrn ms que a la
porosidad densidad, cualquier rutina que promedie podra contener un
error. Afortunadamente, en presencia de gas, la porosidad densidad
y neutrn se compensan parcialmente una a la otra. Esta limitacin
debe mantenerse en mente cuando se aplica el mtodo. Adems, esta
aproximacin debe hacerse con precaucin donde est presente la
anhidrita. Debido a la alta densidad de la anhidrita (rb = 2.98g/
cc), la porosidad densidad a menudo leer demasiado bajo (en algunos
casos, negativo). Promediando los mtodos, adems, resultar en un
valor de porosidad de la formacin que es bastante bajo. Porosidad
grfica cruzada Otro mtodo para obtener un valor simple para
porosidad a partir de datos de porosidad Densidad y porosidad
neutrn es con el uso de la ecuacin de la porosidad de grfica
cruzada (cross-plot porosity).
XPLOT =
D + N 22
2
Del valor obtenido de esta ecuacin, puede suponerse que
representa la porosidad real de la formacin, independientemente de
cul valor se utiliz para la matriz con los registros. Estos
promedios dan como resultado valores similares a los obtenidos,
estimando visualmente los dos tercios de la porosidad de la
formacin. Nuevamente, una limitacin importante en el uso de este
mtodo es la presencia de gas y anhidrita. Esas circunstancias
crearn una situacin en la cual los valores de la porosidad obtenida
a partir de la grfica-cruzada no es una aproximacin exacta de la
porosidad de la formacin. En casos donde la porosi-
58
Registros Geofsicos
dad neutrn lee valores negativos (comn en yacimientos de doloma
anhidrtica), algunos analistas prefieren usar un simple promedio de
valores de densidad y neutrn como se ilustra abajo.
Rocas clsticas sedimentarias Los sedimentos clsticos son
producidos por intemperismo y afallamiento de rocas pre-existentes.
Esas partculas, habiendo sido derivadas desde algn otro punto de
acumulacin, son transportadas, reagrupadas, y modificadas por
movimiento de fluidos tales como agua o aire. Su depsito
normalmente es en capas horizontales sucesivas. Las formaciones
sedimentarias clsticas son areniscas y arcillas. Adems de ser
diferentes en composicin, esos dos tipos de roca tambin difieren
dramticamente en tamao de grano. Esta combinacin de similitudes
(origen) y diferencias (tamao de grano) produce formaciones que
contienen combinaciones de arenisca y arcilla. La arcillosidad
afecta tanto la caracterstica de la formacin como la respuesta de
los registros. Las areniscas se componen principalmente de cuarzo,
feldespato y mica. En muchas formas de arenisca, el cuarzo
constituye el 90% de la fraccin detrtica de la roca. Por esta razn,
muchas grficas se refieren a las formaciones de arenisca
simplemente como "cuarzo". Rocas sedimentarias carbonatadas Las
formaciones de carbonatos son generalmente marinas en origen y
compuestas principalmente de granos de esqueleto y /o precipitados
marinos. Esos constituyentes son producidos dentro de la regin de
acumulacin y no son formados por detritos intemperizados o
afallamiento de rocas pre-existentes. Las formaciones carbonatadas
productoras tpicamente incluyen calizas y dolomas. La principal
diferencia entre esos dos tipos de roca es el mecanismo de origen.
En trminos de composicin, el trmino "caliza" es usado para aquellas
rocas cuya fraccin de carbonato (predominantemente calcita: CaCO3)
supera la fraccin no carbonatada. El trmino "doloma" implica que la
fraccin principal de carbonatos est compuesta primordialmente de
carbonato de calcio-magnesio (CaMg(CO3)2). Debido a que la fraccin
carbonato en si misma puede diferir dramticamente, y el porcentaje
de material no carbonatado puede acercarse al 50%, algunos trminos
aplicados a tales formaciones generalmente podran ser confusos (p
ej.: caliza dolomtica, dolomita calcrea, etctera). Grfica de
identificacin de minerales (MID Plots) Cuando se sospecha de
litologa compleja y la exactitud es de la mayor importancia,
existen va-
XPLOT =
D + N 2
Yacimientos de mineraloga compleja La mayora de las formaciones
almacenadoras de aceite y gas estn compuestas de rocas
sedimentarias, a diferencia de las rocas gneas y metamrficas. Las
rocas sedimentarias, como su nombre lo indica, estn compuestas de
diferentes tipos de sedimentos que han sido depositados en algn
punto de acumulacin, posiblemente la base de algn ocano antiguo o
un canal fluvial. Despus de algn periodo geolgico, muchas de tales
capas de sedimentos pueden acumularse. Las fuerzas tectnicas
impuestas sobre las capas subyacentes resulta en la compactacin y
cementacin de los sedimentos consolidados hasta formarse las rocas
sedimentarias. Por volumen, se estima que las rocas sedimentarias
constituyen slo el 5% de la litsfera conocida (los 16 kilmetros de
espesor de la corteza exterior de la tierra), mientras que las
rocas gneas y metamrficas constituyen el 95%. Sin embargo, las
rocas sedimentarias cubren el 75% del rea total de tierra sobre los
continentes, con las rocas gneas y metamrficas cubriendo el resto.
Es evidente, adems, que forman solamente una porcin muy delgada
sobre la superficie terrestre. Para propsitos de esta discusin, las
rocas sedimentarias pueden ser subdivididas en dos categoras
primarias: clsticos y carbonatos. Esas categoras comprenden los
tres tipos de roca de los yacimientos productores ms comunes:
areniscas, calizas y dolomas. La composicin, lugar de origen, y
tamao de grano de los sedimentos individuales de una roca estn
entre los factores que determinan la identidad de la roca. Rocas
sedimentarias
&OiVWLFDV
&DUERQDWRV
Areniscas/Domos salinos Arcillas
Calizas Dolomas
59
Registros Geofsicos
rias tcnicas de identificacin de minerales que se pueden usar.
En los ejemplos previos del uso de cartas de Grfica Cruzada, datos
de dos mediciones de registros (p.ej.: rb y FN, rb y Dt, o FN y Dt)
pueden ser usados para identificar litologas con slo dos miembros.
Con el uso de una carta que incluya una tercera medicin (p.ej.:
e.g., ndice de absorcin fotoelctrica, Pe), se puede obtener una
identificacin ms aproximada y detallada. En esta discusin sern
consideradas dos tcnicas de tales grficas "tres-minerales": Umaa1
versus rmaa2 , y rmaa versus Dtmaa. La determinacin exacta de la
litologa puede ser necesaria por varias razones: a) La porosidad
puede contener valores cercanos a pruebas de laboratorio (~5%); s
se desea obtener valores ms aproximados a partir de registros. La
doloma y arcilla, por ejemplo, ocasionan separaciones similares
entre las curvas de porosidad-neutrn y porosidad-densidad, basados
en una caliza, pero la porosidad efectiva se calcula de manera
diferente para cada caso. b) Formaciones compactas (low porosity) a
menudo requieren acidificacin o fracturamiento con cido para
estimular la produccin. La optimacin de esta operacin requiere del
conocimiento de la litologa de la formacin. c) La distribucin
litolgica a travs de un campo puede revelar direcciones
preferenciales para las localizaciones de futuros pozos de
desarrollo. Por ejemplo, la dolomitizacin est a menudo acompaada
por un incremento de permeabilidad, as que la direccin en el
incremento de contenido dolomtico puede ser favorable a la direccin
de una mayor exploracin. La respuesta fotoelctrica (Pe) no es
lineal con los cambios en la composicin de la formacin. Por
ejemplo, dado que para la arenisca Pe es 1.81 y para la caliza Pe
es 5.08, una formacin compuesta por 50% arenisca y 50% caliza no
necesariamente tiene un valor de Pe de 3.44. Pero tampoco puede ser
una mezcla de doloma (3.14) y arenisca suponiendo solamente la
matriz de la roca.1 2
VII. INTERPRETACIN EN FORMACIONES ARCILLOSAS Introduccin No
todas las rocas son aislantes perfectos al estar secas. Muchos
minerales, como la galena y la calcopirita, tienen conductividades
altas y conducen la corriente elctrica al encontrarse completamente
secas. Obviamente, las ecuaciones de resistividad y de saturacin de
agua, que suponen que el lquido de saturacin es el nico medio
elctricamente conductivo, no se aplican cuando la matriz de roca
tambin es conductiva. Por fortuna, en la mayora de los lugares con
petrleo, es raro encontrar una cantidad significativa de material
conductivo en una roca de yacimiento potencial. Sin embargo, cuando
la roca contenga mineral conductivo, la interpretacin del registro
debe tomar en cuenta dicha conductividad. Las arcillas y lutitas no
son raras, y contribuyen a la conductividad de la formacin. La
lutita muestra conductividad debido al electrolito que contiene y a
un proceso de intercambio de iones por medio del cual stos se
mueven bajo la influencia de un campo elctrico aplicado entre
lugares de intercambio en la superficie de las partculas de
arcilla. El efecto de la arcillosidad en la conductividad de la
arena arcillosa es con frecuencia muy desproporcionado en relacin a
la cantidad de lutita. El efecto real depende de la cantidad, tipo
y distribucin relativa de las lutitas y de la naturaleza y
cantidades relativas de aguas de formacin. La evaluacin de las
formaciones arcillosas, por lo general, es hasta cierto punto
compleja. La lutita modifica todas las mediciones del registro, y
se requieren correcciones debido al contenido de lutita. A travs de
los aos, los investigadores han propuesto varios modelos de
interpretacin para el caso de arenas arcillosas. En ciertos casos
el modelo se basa en la lutita presente en una geometra especfica
dentro de una arena arcillosa; por ejemplo, la lutita puede estar
presente en forma de lminas delgadas entre las capas de la arena
limpia, o como granos o ndulos en la estructura de la matriz de
arena; o puede encontrarse dispersa, a travs del sistema poroso, en
forma de acumulaciones que se adhieren o recubren los gra-
Umaa = seccin transversal volumtrica aparente de la matriz rmaa
= densidad granular aparente de la matriz
60
Registros Geofsicos
nos de arena. Otros modelos de arenas arcillosas se basan en
ciertas caractersticas especficas de la lutita, como su capacidad
de intercambio de cationes o rea superficial. Sin importar su
concepto bsico, la mayora de los modelos de interpretacin de arenas
arcillosas emplean una tcnica promediada por peso con el propsito
de evaluar las contribuciones relativas de las fases arenosa y
arcillosa al proceso total de la arena, vase la figura 41.
cationes adicionales ligados levemente en una capa difusa que
rodea las partculas de arcilla para compensar la deficiencia de
cargas elctricas en el cristal de arcilla. Este modelo no toma en
cuenta la exclusin de sal de parte del volumen de poros cercanos a
la superficie arcillosa. La distribucin de iones cerca de la
superficie es como se muestra en la figura 42.
En otras palabras, la capa de agua ligada a la superficie de
arcilla contiene ms iones positivos (Na+) que Debido a la mayor
complejidad de la interpretacin iones negativos (Cl-). Este hecho
es necesario para en rocas arcillosas, no se incluye en esta obra.
balancear la distribucin de carga interna negativa de las partculas
de arcilla. El espesor de la capa difusa de iones positivos (Na+),
Xd, se relaLutita Arena Lutita Lutita ciona con la salinidad de la
formacin, sienlaminar limpia estructural dispersa do ms pequea para
aguas ms salinas. De aqu que la conduccin del flujo de corriente a
travs de esta agua ligada es principalmente por transporte de iones
positivos.
CuarzoFigura 41
Lam
CuarzoEstr
Dis
Cuarzo
Cuarzo
En realidad, los iones positivos (Na+), son mantenidos a alguna
distancia de la superficie de arcilla por el agua de hidratacin
alrededor de cada catin y el agua absorbida por la superficie de
arcilla.
Mtodo de doble agua Se han propuesto un gran nmero de modelos
relativos a la resistividad y saturaciones de fluidos. Estos
modelos estn compuestos por una parte de arena limpia, descrito por
la ecuacin de Archie, ms un trmino de lutita. Generalmente, todos
los modelos se reducen a la ecuacin de saturacin de agua de Archie
cuando la fraccin de lutita es cero. Uno de estos modelos es el
denominado "Mtodo de doble agua". Este modelo propone que una
formacin arcillosa se comporta como una formacin limpia con la
misma porosidad, tortuosidad y contenido de fluido, excepto que el
agua parece ser ms conductiva que lo esperado de su salinidad
volumtrica. El exceso de salinidad es debido a
Como consecuencia, el espesor de la capa difusa no puede ser
menor que Xd. Sin embargo, Xd = Xh cuando el agua connata es
suficientemente salina. En otras palabras, cuando el agua
Na+ Concentracin inica local
ClDistancia desde la superficie de arcilla XdFigura 42
x
61
Registros Geofsicos
de formacin tiene poca salinidad, la resistividad del agua
ligada es relativamente constante. Para arcillas con sodio, las
distancia Xh es cerca de 6 angstroms y los iones Na+ se apilan en
el plano de Helmholtz, siempre que la resistividad de la salmuera
en los poros sea menor de 0.0425 ohm a 24 C.
cilla contenida en yacimientos cercanos podra ser incorrecta. En
la prctica, se encuentra que esto no es problema y generalmente la
RWB derivada de las lutitas puede ser usada en capas adyacentes.
Agua libre: Es toda el agua que no est ligada. Se debe notar que el
agua libre, aunque normalmente est asociada con el espacio poral,
no es necesariamente producible. Contiene la porcin de agua que es
irreducible. Porosidad total FT: Es la fraccin de un volumen
unitario de formacin ocupado por los fluidos, esto es, por agua
ligada, agua libre e hidrocarburos. Porosidad efectiva Fe: Es la
fraccin de un volumen unitario de formacin ocupado por agua libre e
hidrocarburos. Se puede derivar de la porosidad total restando el
agua ligada por unidad de volumen de formacin. Saturacin de agua
total SWT: Se define como la fraccin de la porosidad total ocupada
por agua libre y ligada. Saturacin de agua ligada SWB: Se define
como la fraccin de la porosidad total ocupada por agua ligada.
Saturacin de agua libre SWF: Se define como la fraccin de la
porosidad total ocupada por agua libre. Saturacin de agua efectiva
SWE: Se define como la fraccin de la porosidad efectiva ocupada por
agua libre. Frmulas aplicables al modelo de doble agua El objetivo
principal del mtodo de doble agua es reconstruir la resistividad de
formacin mojada, RO. Consideremos una formacin mojada arcillosa en
donde: CO = Conductividad mojada verdadera CWB = Conductividad del
agua ligada (lutita) CWF = Conductividad del agua libre (agua
connata) FF = Volumen de agua libre FB = Volumen de agua ligada FT
= Porosidad total
Agua absorbida
In de sodio Agua Cristal de arcilla Agua de hidratacin
O
H
H
XH Plano externo de HelmholtzFigura 43
Molcula de agua
Esta lmina delgada de agua libre de sal (el agua de arcilla) es
importante porque las arcillas tienen un rea superficial muy
grande, tanto como 91071 ha/ m3 comparada con de 1.5 a 3.0 ha/m3
para una arena tpica, y el volumen de agua de arcilla est lejos de
ser despreciable en comparacin con el volumen total de poros.
Algunas definiciones o conceptos utilizados en este mtodo son: Agua
ligada: Es el agua adherida a las lutitas como se describi. Adems
del agua ligada, las lutitas pueden contener agua atrapada dentro
de su estructura y no expulsada por la compactacin de la roca. Esta
agua no tiene la misma distribucin de iones que el agua ligada y
tendr una diferente conductividad. En el caso de que la
resistividad del agua ligada definida aqu como RWB se derive de una
zona cien por ciento arcillosa, el valor de RWB se afectar por esta
agua atrapada. Por consiguiente, cuando RWB se usa como la
resistividad del agua ligada de la ar-
62
Registros Geofsicos
Dado lo anterior, entonces FT = FF + FB y por lo tanto:
Saturacin de agua y porosidad efectiva:
6:% =
:% 7
6:7 =
50
57
ya que FB representa el volumen de agua ligada la cual
representa entonces la proporcin de arcilla fuera del volumen
total. Por lo tanto, SWB es en efecto el volumen de lutita en la
formacin bajo investigacin. Por definicin:
H = 7 (1 6:% )YEZH = H 6:Procedimiento para usar el modelo de
doble agua Con el fin de evaluar una formacin arcillosa usando el
modelo de doble agua, se deben determinar cuatro parmetros: 1. RWF
: Del SP (potencial natural), tcnica Rwa, catlogos de resistividad
de agua, o valor conocido.
6:7
+ :% = :) 7
FT = FWF + FWB + FH De la relacin de Archie: F = 1 / FT2 y F =
Ro / Rw, Lo cual nos da: Co = FT2 Cw En donde: Cw es la
conductividad de la mezcla de agua ligada y libre. Considerando
volmenes, tenemos: Rw = FT2 Ro
2. RWB : Calculado generalmente de la lutita circundante a la
zona usando la tcnica de RWA.
5:% = 76+ 56+2
y
+ '6+ 7 = 16+ 2 1 )= 2 7
7 &: = :% &:% + ) &:)&: =
3. FT : Porosidad total del promedio de FN y FD despus de
corregir por efecto de gas, si es necesario. 4. SWB : Relacionada a
VSH, y para nuestro propsito puede ser igualada a VSH, entonces SWB
= VSH.. Hasta este punto, hemos calculado RW y VSH para nuestro
ejemplo, y hemos determinado una porosidad corregida por gas FT .
Todo lo que se requiere ahora es calcular RWB. Esto se puede hacer
utilizando los mismos valores de FNSH y FDSH determinados
previamente, junto con el valor de RSH en el mismo punto(s) sobre
el registro. Utilizando todos estos datos se puede determinar un
valor de resistividad mojada R0 de :
% &:% ) &:) + = 6:% &:% + (1 6:% )&:) 7 7& 0
= 7 [6:% &:% + (1 6:% )&:) ]2
Por lo tanto:
o en resistividad:
50 =
7 [6:% 5:) + (1 6:% ) 5:% ]2
5:) 5:%
De manera grfica, los resultados se veran como sigue:S L ID O S
M a tr iz M a tr iz S e d im e n to A r c illa s e c a L u ti ta A
g u a lig a d a
F L U ID O S A g u a lib re H id ro c a rb u ro s
50 =
P o r o s id a d e f e c tiv a P o r o s id a d to ta l
1 1 2 7 1 96+ + 96+ 5:) 5:%63
Registros Geofsicos
Usando:
6:7 =2
50 57
RTSH = 2 ohm.m
(del registro, 380 - 400 mts.)
5:% = 0.35 2 2 = 0.245 ohm-m a 24 Cc) Determinacin de FT: FN =
20 % , mts.) FD = 39 %2 2
Donde RT = RILD corregida por efectos ambientales si se
requiere. Para llegar a la saturacin de agua efectiva un paso ms se
requiere:
(promedio 407 - 409
6:% =
6:7 6:% 1 6:% donde VSH = SWB
1 + ' 7 = = 0.3099 2
FT = 31 % d) Determinacin de VSH: (de 407 - 409 mts.)
Ejemplo de clculo de Sw usando el modelo de doble agua. En la
arena arcillosa de las figuras, calcular SWE usando el mtodo de
doble agua. Considerar los datos siguientes: Resistividad del lodo:
Resistividad del filtrado Temperatura de fondo: a) Determinacin de
Rw: Rmfe = 1.1 ohm-m a 24 C (del grfico SP-2, figura 37). SSP = -67
mV ( de la figura 44 a 408.5 m.) K = 65 + 0.24 T = 65 + 0.24 * 24 =
70.76 2.86 ohms a 19 C 2.435 ohms a 24 C 24 C
; =
*5 *5FOHDQ 40 37 = = 0.04109 *56+ *5FOHDQ 110 37
96+ = 1.7 3.38 ( ; + 0.7) 2
= 0.0121 = 1.2 %
FE = FT . VSH FTSH = 0.31 - 0.012 (0.35) = 0.3058 FE = 31 % En
el intervalo 407 -409 m. se observa efecto de gas (FD > FN), por
lo que se debe aplicar una correccin por hidrocarburos. Para
simplificar, supondremos que la porosidad corregida por efecto de
hidrocarburos es: FT = 29 % e) Determinacin de SWB:
5:( =
663 10 .
5PIH
=
1.1 10 67 70.76
= 0.1243
ohm.m a 24 C
Rw = 0.12 ohm-m a 24 C (del grfico SP-2) b) Determinacin de
RWB:
SWB = VSH = 0.012 (intervalo 407 - 409 mts.) f) Obtencin de
R0:
5:% = 76+ 56+2
50 =
1
7
2
1 1 96+ 96+ + 5:) 5:%
=
FNSH = 50 % , FDSH = 20 % (valores promedios tomados en lutita
380 - 400 m.)
76+ =64
0 .5 + 0 .2 = 0.35 2 >> FTSH = 35 %
1 1 = 1.43 2 0.29 1 0.012 + 0.012 0.12 0.245= ohm-m
Registros Geofsicos
g) Determinacin de SWE:
6:( =
50
57 =
1.43
7
= 0.4519
(RT = RILD = 7 ohm-m a 408 mts.) SWE = 45.2 % Registros
Figura 45
Evaluacin de la cementacin Tcnica de la cementacin La cementacin
exitosa de las tuberas de revestimiento y tuberas cortas es una
operacin difcil que requiere de una planeacin apropiada del trabajo
en funcin de las condiciones del pozo y de un conocimiento de los
mecanismos de presin involucrados durante la colocacin de la
lechada de cemento. Las causas de malos trabajos de cementacin
pueden ser clasificadas en dos grandes categoras: 1. Problemas de
flujo de origen mecnico. Tuberas mal centralizadas en pozos
desviados Agujeros derrumbados Preflujo ineficiente Rgimen de flujo
incorrecto
Figura 44
65
Registros Geofsicos
Estas condiciones se caracterizan por una remocin incompleta del
lodo en el espacio anular del cemento. 2. Degradacin de la lechada
de cemento durante la etapa de curado. Experimentos de laboratorio
confirmados por pruebas de campo han demostrado que la presin
diferencial entre la presin de poro del cemento y la presin de
formacin es la causa de muchas fallas en las cementaciones. Medidas
de laboratorio han mostrado que un cemento bien curado tiene una
permeabilidad del orden de 0.001 md, con un tamao de poro debajo de
2m y una porosidad de alrededor de 35% . Sin embargo, cuando se
permite que el gas migre dentro de la lechada antes de completarse
el curado, la estructura de poros es parcialmente destruida y el
gas genera una red de poros tubulares los cuales pueden alcanzar
hasta 0.1 mm de dimetro y crear permeabilidades tan altas como 1 a
5 md. Este cemento "gaseoso", a pesar de que soporta el casing, no
es capaz de proporcionar un sello apropiado para el gas de la
formacin. Se tienen disponibles ahora ciertos aditivos que
previenen este mecanismo y aseguran un aislamiento apropiado de la
zona en intervalos que contienen gas. Ya sea que la causa de la
mala cementacin sea de origen mecnico o de presin, el resultado
afectar el aislamiento hidrulico entre las formaciones, la cual es
la funcin principal de una cementacin primaria. Un programa de
evaluacin de la cementacin deber ser capaz de determinar no slo la
calidad de la operacin de cementacin o la necesidad de trabajos de
reparacin, sino analizar tambin las causas de fallas con el fin de
mejorar el programa de cementacin de futuros pozos en el mismo
campo. Registro CBL - VDL El registro snico de cemento (CBL),
combinado despus con las formas de onda de densidad variable (VDL),
ha sido por muchos aos la forma principal de evaluar la calidad del
cemento. Principio de operacin Entre otros factores que afectan las
propiedades acsticas de una tubera de revestimiento cementada
se
tiene la adherencia entre la tubera y el cemento. La onda que
viaja a lo largo de la tubera es atenuada cuando la energa se
pierde en el medio que rodea la tubera, es decir, cuando la
adherencia es buena. El registro CBL, es una grabacin de la
amplitud del primer arribo de energa en un receptor a 3 pies de
distancia del transmisor. El registro de densidad variable (VDL) es
opcional y complementa la informacin proporcionada por el CBL. Es
un despliegue de onda completa de la seal en el receptor a 5
pies.
Figura 46 Medida CBL - VDL.
Los factores que influyen en la amplitud de la seal son:
Calibracin Presin y temperatura Envejecimiento de transductores
Atenuacin en el lodo El dimetro y espesor de la tubera de
revestimiento (TR) La energa recibida a una cierta distancia de la
fuente por un receptor centrado en la tubera decrece al
incrementarse el dimetro de la tubera. Cuando se tiene una buena
cementacin, el nivel de la seal es pequea. La disminucin en la
amplitud de E1 parece un alargamiento del tiempo de trnsito, ya que
el nivel de deteccin es constante.
66
Registros Geofsicos
CasingInch
El registro VDL El principio del registro de densidad variable
se explica en la figura 49: el tren de onda completo es mostrado en
la pelcula como franjas claras y oscuras, el contraste depende de
la amplitud de los picos positivos. Las diferentes partes de un
tren de ondas pueden identificarse en el registro VDL : Los arribos
de la tubera se muestran como franjas regulares y los arribos de
formacin son ms sinuosos, etctera.
18 16 14 12 10 8 6
4
Amplitude
20
30
40
50
60 70 80 90
Figura 47 Amplitud de la seal recibida en funcin del dimetro de
TR.
Figura 49 Principio del registro de densidad variable.
Buena adherencia tubera - cemento
{
E1 pequeo
Salto de ciclo en TT VDL sin contraste
Tubera sin cementar
{
E1 grande, amplitud CBL alta
TT constante VDL franjas bien contrastadas Coples: Patrones
chevrn
Interpretacin del registro CBL-VDLFigura 48 Tiempo de trnsito en
zonas con buena cementacin.
Entre otras cosas, la medida de la amplitud del CBL es funcin,
de la atenuacin debida al acoplamiento acstico del cemento a la
tubera. La atenuacin de-
67
Registros Geofsicos
Figura 50
Figura 51 El CBL-VDL de la figura 52b se corri despus de un
trabajo de cementacin forzada y la figura 52c, muestra el registro
obtenido presurizando la tubera. Este ejemplo ilustra claramente
las diferentes condiciones que mide el CBL. Tubera mal cementada La
mayora de la energa acstica viaja a travs de la tubera al receptor,
con muy poco acoplamiento a la formacin. CBL : DT de la tubera, la
amplitud (E1) alta
pende de la resistencia compresiva del cemento, el dimetro de la
TR, el espesor del tubo y el porcentaje de adherencia de la
circunferencia. (Ver Figura 51 Respuesta del CBL en canales.)
Interpretacin cualitativa La figura 52 muestran tres registros de
CBL tomados en el mismo pozo en diferentes tiempos. La figura 52a
muestra el registro obtenido cuatro das despus de la cementacin
inicial de la tubera de 7" en un agujero de 8-1/2", con cemento
clase G.
68
Registros Geofsicos
(a) Despus de la cementacin
(b) Despus de la c. forzada
Con el casing presurizado
Figura 52 a,b, y c Respuesta del CBL.
69
Registros Geofsicos
VDL : Slo hay seales de la tubera, mostrndose como franjas
regulares y bien contrastadas Ntese que los coples de la tubera
introducen alteraciones en la trayectoria de la onda de sonido.
Estas aparecen en el CBL (incremento en DT, disminucin de la
amplitud) y en el VDL ("patrones Chevrn"). La seccin A de la figura
52a y 52c, muestran la respuesta del CBL-VDL a la tubera libre. (a)
Despus de la cementacin(b) Despus de la c. forzada Con la tubera
presurizada Buena adherencia de la tubera y buen acoplamiento
acstico a la formacin La energa acstica es transmitida a la
formacin. Esto resulta en seales dbiles de la tubera de
revestimiento aunado a seales fuertes de formacin, dependiendo de
las caractersticas de la formacin. CBL : Amplitud (E1) baja; cuando
la amplitud es muy baja, el tiempo de trnsito puede sufrir
alargamiento o un salto de ciclo VDL : Seales de la tubera dbiles;
arribos de seal fuerte de la formacin si la atenuacin en la
formacin no es demasiado alta. La seccin (b) de las figuras. 52b y
52c de 7,800 a 7860 pies es un ejemplo de buena adherencia, con
alargamiento y saltos de ciclos. Comentario: Una formacin muy rpida
puede ocasionar que la seal de formacin llegue primero que la seal
de la tubera al receptor. Entonces el DT disminuye y la amplitud
aumenta. Buena adherencia de la tubera pero mal acoplamiento
acstico a la formacin. El cemento atena la energa acstica, pero la
energa transmitida hacia y recibida desde la formacin es muy baja.
CBL : Baja amplitud (E1) VDL : Sin arribos de formacin Canalizacin
y micronulo Micronulo : Se forma un pequeo espacio vaco entre la
tubera y el cemento en una tubera bien cementada.
Canalizacin : Hay cemento, pero no rodea completamente a la
tubera En el caso del micronulo, probablemente existe un sello
hidrulico, pero para la canalizacin posiblemente no. Sin embargo,
se tiene formas de onda y resultados del registro en ambos casos:
CBL : Amplitud (E1) moderada, DT constante VDL : Arribos moderados
de la tubera y de formacin La seccin C de la figura 52b (de 8,000 a
8100 pies) indican canalizacin o micronulo. Si se tiene micronulo,
presurizando la tubera mejora la adherencia; la comparacin entre la
seccin B y C, figuras 52b y 52c comprueba que se tiene un micronulo
entre 7,815, 8,050 y 8,100 pies. Interpretacin cuantitativa La
amplitud E1 depende del porcentaje de la circunferencia de la
tubera que est cementado (figura 14). Adems, cuando la
circunferencia de la tubera est completamente cubierta por lo menos
con " de cemento, hay una relacin entre la amplitud E1 y la
resistencia compresiva del cemento. Estas relaciones se usaron para
construir el nomograma de la figura 53, el cual se obtiene de la
amplitud del CBL en mV y del porcentaje de la circunferencia de
tubera adherido por el cemento. A esto se le conoce como "ndice de
adherencia". La determinacin de la amplitud E1 en tubera libre y
tubera cementada es vlida para una herramienta calibrada en agua
dulce. El ndice de adherencia nos da una indicacin de la calidad de
la cementacin. Este ndice se define:
%, =En donde:
$]L (GE / SLH) $]F (GE / SLH)
BI = ndice de adherencia Azi = Atenuacin en la zona de inters
Azc = Atenuacin en la zona bien cementada
70
Registros Geofsicos
Un ndice de adherencia de 1 indica una completa adherencia. Una
adherencia incompleta se indica por un BI menor de 1. El valor
mnimo necesario de indice de adherencia, BI, necesario para obtener
un buen sello hidrulico vara dependiendo de las condiciones
locales. En la prctica, un BI = 0.8 ha dado buenos resultados. Sin
embargo, el BI por si solo, no es suficiente para garantizar un
buen aislamiento de la zona. Se deber considerar tambin la longitud
del intervalo cementado. La experiencia de campo indica que el
mnimo intervalo adherido necesario para un buen aislamiento depende
del tamao de la tubera de revestimiento. La figura 54 se obtuvo de
observaciones y pruebas de aislamiento en pozos y muestra, el
intervalo con un BI de 0.8 requerido para asegurar un buen sello,
en funcin del dimetro de la tubera. Como referencia, siempre se
deber tomar un tramo de registro en tubera 100% libre. Esto nos
permite verificar la respuesta o sensitividad de los transductores,
as como posibles efectos del fluido. La respuesta (amplitud CBL) en
tubera libre, considerando agua dulce, depende del dimetro de la TR
(ver figura 55). Resumen de interpretacin del CBL-VDL Ejemplos:
Figura 53 Nomograma para interpretacin del CBL.
La atenuacin se puede determinar con el nomograma de la figura
16. Este ndice de adherencia es, en la prctica, igual a la
proporcin de circunferencia de tubera, que est adherida.
71
Registros Geofsicos
Bond Index = 0.815
Intervalo Mnimo Requerido
10
5
0 5 51/2 6 7 8 9 93/8 10
Casing Size
Figura 54 Intervalo requerido para un buen. sello.
100 90 80 70 60
SFT 119 in FLUID (SFT 155)
TCSG 9 5/8 CSG
E1 Amplitude (mv)
50
30
20 2 4 6 8 10 10 14 16 18 20
Casing ID (inches)Figura 55 Amplitud del CBL en tubera
libre.
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Registros Geofsicos
Figura 56 Respuesta del CBL-VDL en diferentes condiciones.
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Registros Geofsicos
Efecto de microanillo. Registro con y sin presin
Figura 57
74
Registros Geofsicos
Registro afectado por formacin rpida
Figura 58
75
Registros Geofsicos
Figura 59 Cartas de interpretacin.
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