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REGISTROS CON MICROSONDA* JUAN HEFFERAN VERA**, FELIPE XOCHIHUA C.*** CARLOS NA- VARRO V/** E IGNACIO ARMENDARIZ M-*** RESUMEN Se presentan los fundamentos, equipo utilizado, principios y regla* g«- nerales de interpretación de los registros con microsonda. señalamdo las limi' tacioncs y excepciones a estas reglas. Se presentan también como ilustración varias aplicaciones sobre determinación cuantitativa. L/Os autores agradecen a los Ings. José Colomo y Alfonso Bametche, Sub-Director de Prod acción y Gerente de Explotación de Petróleos Mexicanos, las facilidades otorgad» para la publicación de este trabajo y al Ing. Carlos Castillo Tejero la re- visión del manuscrito original. I.—INTRODUCCIÓN En los registros eléctricos convencionales, la curva de potencial espontáneo se emplea para delinear las capas permeables y las cur- vas de resistividad se emplean principalmente para determinar el contenido de fluidos en las capas. Cuando las resistividades de la formación son mucho más altas que la del lodo, como por ejemplo en calizas, las corrientes de po- tencial espontáneo se van por la columna de lodo por ser este más conductor, con el resultado de que la curva de potencial espontáneo se haga uniforme. En tal caso, la curva de potencial espontáneo generalmente da Original recibido en junio de 1956. Jefe del Departamento de Ingeniería de Yacimientos, Gerencia de Explotación de Petróleos Mexicanos. Ings. Petroleros; Depto. de Ingeniería de Yacimientos. Petróleos Me- xicanos. • * * MEXICANA DE GEÓLOGOS PETROLEROS 600

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REGISTROS CON MICROSONDA*

J U A N H E F F E R A N V E R A * * , F E L I P E X O C H I H U A C . * * * CARLOS NA­

VARRO V / * * E IGNACIO A R M E N D A R I Z M-***

R E S U M E N

Se presentan los fundamentos, equipo utilizado, principios y regla* g«-nerales de interpretación de los registros con microsonda. señalamdo las limi' tacioncs y excepciones a estas reglas. S e presentan también como ilustración varias aplicaciones sobre determinación cuantitativa. L/Os autores agradecen a los Ings. José Colomo y Alfonso B a m e t c h e , Sub-Direc tor de Prod acción y Gerente de Exp lo tac ión de Petróleos Mex icanos , las facilidades o t o r g a d » para la publicación de este t rabajo y al Ing. Ca r los Cast i l lo Te jero la re­visión del manuscrito original.

I . — I N T R O D U C C I Ó N

En los registros eléctricos convencionales, la curva de potencial espontáneo se emplea para delinear las capas permeables y las cur­vas de resistividad se emplean principalmente para determinar el contenido de fluidos en las capas.

Cuando las resistividades de la formación son mucho más altas que la del lodo, como por ejemplo en calizas, las corrientes de po­tencial espontáneo se van por la columna de lodo por ser este más conductor, con el resultado de que la curva de potencial espontáneo se haga uniforme.

En tal caso, la curva de potencial espontáneo generalmente da

Original recibido en junio de 1956 .

Jefe del Depar tamento de Ingeniería de Yacimientos , Gerencia de Explotación de Petróleos Mex icanos .

Ings. Petroleros; Depto . de Ingeniería de Yacimientos . Petróleos M e ­xicanos.

• * *

MEXICANA DE GEÓLOGOS P E T R O L E R O S 6 0 0

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J . H E F F E R A N V . , F . X O C H I H U A C , C . N A V A R R O V . , I . A R M E N D A R I Z M ,

la localización aproximada de las formaciones permeables, pero no puede usarse para delerminar exactamente los límites de cada capa impermeable. .

El "Microlog" (*) se diseñó principalmente como un medio para la determinación exacta de las capas permeables, cuando la curva de potencial espontáneo no dá una respuesta satisfactoria. Por esa razón, este nuevo desarrollo ha encontrado una primera aplicación en ca­lizas, donde la utilidad del Microlog es más clara. El Microlog es sin embargo, de importancia para las formaciones arenosas y lutí­ticas, solamente para una determinación más precisa de los límites entre capas sucesivas y para una mejor valuación de la cantidad de arena.

La aplicación del Microlog a determinaciones cuantitativas Se porosidad, y saturación por fluidos es relativamente reciente, y Лаз limitaciones y exactitud del método en este caso son del mismo tipo que las que se tienen con las sondas convencionales.

I I . — F U N D A M E N T O D E L M E T O D O

La microsonda no es otra cosa que un registro de resistividad tomado con una sonda en la que los electrodos van separados una distancia muy pequeña en comparación con la usual en los sistemas convencionales.**

Debido a lo reducido de dicho espaciamiento el sistema medirá la resistividad promedio de un volumen de un orden correspondiente al del reducido radio de penetración, que por esta razón se acos­tumbra denominar "microvolumen" ( * * * ) • Se utilizan dos sistemas de electrodos con esipaciamientos diferentes y por lo tanto con distintas penetraciones, que en esta sección se denominarán en lo sucesivo "de espaciamiento corto" y "de espaciamiento largo", correspondiendo a una penetración corta y a una larga, respectivamente (pero siem­pre del orden reducido característico de la microsonda).

' * N o m b r e comercia l regis t rado por la "Sch lumberge r W e l l S u r v e y i n g C o . " * * P o r lo que en lo suces ivo se denominará "mic rosonda"

* * * E l término "microresis t ividad", usado en la l i teratura nor teamer icana para indicar l a resist ividad medida con este sistema e:s, en cambio , com­pletamente inapropiado.

6 1 0 . B O L E T Í N . D E . L A ASOCIACLÓN

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REGISTROS CON MICROSONDA

Si para fijar ideas se consideran por el momento solo dos tipos de formaciones, a saber: muy permeables e impermeables, sin con­siderar casos intermedios, se tendrán dos fenómenos esencialmente distintos al aplicar la combinación de los dos arreglos a cada uno de los tipos de formaciones citadas: •

Capas Permeables.—En éstas el microvolumen es'ara constituido en su mayoría por la película de lodo, con el resto formado por una fracción de la estructura sólida de la capa permeable invadida por el filtrado de lodo. Puesto que las resistividades tanto de la película como del filtrado de lodo guardan en general una relación definida con la del lodo mismo, la resistividad del microvolumen estará tam­bién relacionada con la del lodo.

Si además se considera que la resistividad de la película de lodo es esencialmente del mismo orden que la resistividad del lodo,' a menos que la película sea muy delgada y siempre y cuando el factor de formación no sea muy alto (lo que por lo demás equivale a decir que la formación sea porosa) podrá establecerse un límite máximo para la resistividad del microvolumen en formaciones permeables en función de la resistividad del lodo. Se ha encontrado que dicho lími­te es, como un promedio de 20 a 30 veces dicha resistividad.

Debido a su menor penetración el espaciamiento corto estará más influido por la película de lodo en comparación con el espa­ciamiento largo, por lo que este último registrará una resistividad aparente mayor que la del primero. Es'.a diferencia de lecturas se denomina "separación" y se define como positiva en este caso y corno negativa cuando la resistividad aparente medida por el arreglo de espaciamiento corto es la mayor.

Capas Impermeables.—Considérense por ahora únicamente las de alta resistividad.

Estando el microvolumen constituido en su mayoría por mate­rial de la formación, la influencia del lodo será mínima tanto en el caso del espaciamiento corto como en el del largo, por lo que la separación no será de importancia para los fines de interpretación, pudiendo establecerse que aunque las resistividades aparentes difieran notablemente de la verdadera de la formación, serán siempre mayo­res que la resistividad límite definida anteriormente.

MEXICANA DE GEÓLOGOS PETROLEROS „ 6 1 1

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J . H E F F E R A N V . , F . XOCHIMUA C , C . NAVARRO V . , I . ARMENDARIZ M ,

Si bien los dos casos que acaban de considerarse son los extremos, pudiendo tenerse una variedad de casos intermedios, las diferencias expuestas para los dos casos estudiados constituyen el principio fun­damental del método. En la Sección I V se considerarán en detalle los casos más típicos que se pueden presentar en la práctica, al tra­tarse de las reglas de interpretación.

I I I . — D E S C R I P C I Ó N D E L E Q U I P O

El instrumento consiste esencialmente en un patín* de hule en el cual se insertan cierto número de electrodos de corriente y de me­dición, dependiendo del arreglo que se use. El patín se aplica contra la pared del agujero y por el electrodo de corriente se envía una de intensidad conocida, midiéndose con un galvanómetro la diferencia de potencial creada por dicha corriente entre los electrodos de me­dición. Esta diferencia de potencial dependerá de la resistividad del microvolumen incluido por el radio de penetración del arreglo, y el sistema eléctrico es tal que lo que se registra en la superficie son di­rectamente las resistividades.

El patín de hule, cuya función, además de contener los electro­dos es aislarlos del todo para evitar cortocircuitos a través de éste, va montado en una de las ramas de una guía de resorte diseñada de tal manera, que la presión que se aplica al patín sea aproximadamente independiente del diámetro del agujero siempre y cuando los límites sean dados por 41/^" ^ D ^ 1 6 " para las guías usadas en la actualidad.

La cara exterior del patín se ajusta a la pared del agujero sobre cierta área, debido a su forma y a la presión ejercida sobre él. Las superficies de contacto de los electrodos van al ras de la cara exte­rior del patín o ligeramente replegados, estando cada uno de ellos conectado mediante un cable aislado a uno de los conductores del cable usado para bajar el instrumento en el agujero. En la Fig. 1 se muestra un esquema general del intrumento, en tanto que en la Fig. 2 se ilustra la disposición de los electrodos y el patín con cierto detalle. ( 1 ) .

* Denominado también "portaelectrodo".

6 1 2 BOLETÍN DE LA ASOCIACIÓN

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Cau« Aislada :

- & 7 /1/

M|Elactro<los * A'

1 R«50rt«s de A c e ^

FIG. I . ESQUEMA GENERAL DEL

SISTEMA DE LA MICROSONDA

RG. 2 DETALLE DEL PATÍN Y DE LA

DISTRIBUCIÓN DE LOS ELECTRODOS EN EL MISMO

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REGISTROS CON MICROSONDA

Diversos arreglos de los electrodos.—Según la penetración que se desee, para los fines que se verán al considerar las reglas de inter­pretación, se tendrán los siguientes arreglos de los electrodlos.*

T A B L A

Arreglo (**)

Espac iamiento en pulg .

Innuenc ia del lodo sobre la resist ividad

reg is trada. Denominación

A M, A M2

A M, M2

2 1

AMi =MiMa = 1

mínima intermedia

máxima

Micronormal de 2'' Micronormal de 1"

Microlateral de 1" X I "

Cabe aquí consignar que los efectos resumidos en la tercera co­lumna de la Tabla 1, por lo que respecta a los dos últimos arreglos se han determinado experimentalmente, no habiéndose formulado has ta la fecha explicación alguna completamente satisfactoria.

Considerando como rnás conveniente aquella combinación de arreglos con la que se obtenga la máxima separación, resulta que la combinación de los arreglos micronormal de 2" y microlateral de 1" X 1" será la que mejor satisfaga dicha condición. Obsérvese ade más que esta combinación proporciona un medio de determinar, para un nivel dado, la variación lateral de la resistividad de la formación, la utilidad de lo cur.l se verá en la sección siguiente.

I V . — P R I N C I P I O S Y R E G L A S G E N E R A L E S

D E I N T E R P R E T A C I Ó N

1° Tipos de Formaciones desde el Punto de Vista de su Resistividad (2)

Sin que se considere exaustiva y teniendo en cuenta que no existe una separación definida, sino una transición gradual entre los grupos que comprende, puede establecerse la siguiente clasificación de

* Como es usual, A indica el electrodo de corriente y M i y M j los elec­trodos de medida. •* Referido en la F ig . 1.

MEXICANA DE GEÓLOGOS PETROLEROS 613

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J . H E F F E R A N V . , F . X O C H I H U A C , C . NAVARRO V . , I. A R M E N D A R I Z M ,

F o r m a c i o n e s R o c d S i n c l u i d a s F l u i d o s q u e " p u e d e n c o n t e n e r Ф К

Suaves (Primer Grupo)

Arenas ñoco con­solidadas Lutitas

Agua Salada

Aceite

Agua Salada

Alta

Alta

Alta

Intermedias.

(Segundo grupo)

arenas regularmen­te consolidadas Lutitas relativamen­te compactas Calizas

Agua Salada Aceite

Agua Salada Agua Salada •

Aceite

Media

Alta

Media

Media

Media

Duras

(Tercer Grupo)

Calizas muy compac­tas Baja

Sobre la base de la clasificación anterior puede considerarse el comportamiento de cada uno de los distintos tipos de formaciones frente a la microsonda.

Formaciones Suaves Arenas con agua salada.—^Tanto la porosidad como la permea­

bilidad de las arenas de esta categoría son altas, lo que da por resultado que la invasión por filtrado de lodo sea muy poco pro­funda. Siendo en la mayoría de los casos la resistividad del agua congenita menor que !a del filtrado de lodo, será la resistividad de la zona no contaminada de la formación menor que la de la zona invadida ( R t < R x o ) . El decrecimiento de la resistividad con la profundidad lateral a partir del patín, es, debido a la mínima pene­tración del filtrado, muy rápido, decreciendo hasta el valor de la resistividad verdadera de la formación en un tramo menor que el radio de penetración de la microsonda normal de 2", lo que da por resultado una seijaración negativa o nula. L a separación negativa no será mayor del 2 0 % .

6 1 4 B O L E T Í N DE LA ASOCIACIÓN

las formaciones atendiendo a su respuesta a los registros eléctricos, que como se sabe es función de sus características litológicas

T A B L A 2

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Rt Ri R u i

I ZONA NO CONTAMINADA

e 12

DISTANCIA A PARTIR DEL PATIN

FIG.3 ARENAS DEL PRIMER GRUPO, CON AGUA SALADA

6 " i¿ '

DISTANCIA A PARTIR DEL PATÍN

RG. 4 ARENAS DEL PRIMER GRUFO, CON ACEITE

6 I?

DISTANCIA A PARTIR DEL PATÍN

FIG. 5 . LUTiTAS DEL PRIMER GRUPO-Subcasoai

6 12

DISTANCIA A PARTIR DEL PATIN

FIG. 6 . LUTITAS DEL PRIMER GRUPO- Subcoso b )

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REGISTROS CON MICROSONDA

MEXICANA DE GEÓLOGOS PETROLEROS 6 1 5

La resistividad aparente, es decir, la medida con la microsonda, será mayor que la de la formación, representada por la obtenida con la normal larga. Como verificación podría además recurrirse a los registres convencionales de resistividad, en los que se tendría separación pequeña y aun nula entre la normal corta y la normal larga, y al de potencial espontáneo.

Arenas con aceite.—En este case la resistividad verdadera de la formación podrá ser mayor o menor que la de la zona invadida, dependiendo de la relación Rw/Rmf, de Sw, etc. Sin embargo, para valores bajos de Sw sr^rá generalmente Rt > Rxo, lo que dará como resultado una separación positiva en los valores registrados con la mi­crosonda, que además serán mayores que los correspondientes a la re-sisitividad de la formación, es decir, los valores de la porosidad de­rivados de la microsonda serán demasiado bajos.

Es posible en algunos casos asegurar, por comparaciones con las otras curvas, si la invasión es lo suficientemente poco profunda

para que se tenga influencia de la resistividad de la formación sobre las lecturas de la microsonda, pero en este caso la comparación no es tan fácil como cuando se trata de formaciones que contienen agua salada.

Este caso se representa en la Fig. 4, pudiendo en ella observar­se que además la resistividad varía en la formación lateralmente, i.e., con la distancia a partir del patín. Se ha supuesto que es Rmc = 2 Rm y que la resistividad Rxo de la zona inmediata a la película de lodo, en donde la saturación con filtrado de lodo es prácticamente completa, es: Rxo = 10 R,„ (correspondiendo a un factor de formación de 10 si no tienen sóli­dos conductores en los pozos). En la parte izquierda de la Fig. 5 se representan, a la misma escala, los valores aproximados de las resistividades que se obtendrían en ese caso particular con la microson­da. Obsérvese la separación positiva bien definida, entre los valores de la microlateral 1" X 1" y de la micronormal de 2". Una separación tal caracterizará ese tipo de formaciones permeables siempre que además sea: Ri" x i" Riim

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J . HEFFERAN V., F . XOCHIHUA C , C. NAVARUO V., I. ARMENDARIZ M ,

Lutitas.—Se considerarán dos casos: a) La resistividad de la formación es mayor que la del lodo

pero menor que Rnm- Sea por ejemplo Rsn igual a 5 Rm. Siendo muy pequeña la película de lodo formada, la influencia de la resis rvidad de éste sobre las lecturas con la microsonda será ligera, lo que da por resultado que las resistividades medidas sean sólo ligeramente menores que Rt. Se tendrá entonces una pequeña separación positiva. Además puesto que no hay zona de invasión, no habrá variación la­teral de la resistividad a partir del patín. La Fig. 5 ilustra este caso.

b) La resistividad de la formación no difiere substancialmente de la del lodo. En este caso no se tendrá prác: icamente separación entre las curvas de la microsonda ni tampoco variación lateral de la resistividad a partir del patín. Las lecturas obtenidas se acer­carán aún más a la Rt de la formación que en el caso anterior (Fig. 6 ) .

Formaciones Intermedias

Arenas con Agua Salada.—En este caso la película de lodo ten­drá un espesor apreciable y la profundidad de invasión no será tan pequeña que la micronormal de 2" alcance n penetrar en la zona no contaminada de la formación, teniéndose por lo tanto una sepa­ración positiva, ya que la influencia del filtrado de lodo, de baja re­sistividad, os mayor en la microsonda Ir.teral inversa. (Fig. 7 ) .

Como en el caso correspondiente de las formaciones suaves, será la resislividad medida con la microsonda mayor que la de la forma clón, contrariamente a lo que ocurre con una capa impermeable de baja resistividad. La verificación la i)roporcionarán, asimismo, las demás curvas.

Arenas con Aceite.—En es:e raso la invasión jjor filtrado de lodo (suponiendo éste con jjérdida de agua) será mayor y la variación lateral de la resistividad a partir del patín será más lenta, lo que dará por resultado que la separación positiva que se observa en las arenas con aceite del primer grupo se reduzca, tendiendo a desaparecer. Las lecturas de la microsonda darán los valores mucho menores que Rt y será R i - x 1 " muy próxima a Rnm. Este caso se ilustra en la Fig. 8.

Lutitas.—En este segundo grupo las lutitas son mucho más com­pactas y por consiguiente menos porosas que las del primero, siendo

6 1 6 BOLETÍN DE LA ASOCIACIÓN

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R I R 2 R I XI

I I RITO - > ZOm N0 CONTAMINADA

6 12

DISTANCIA A PARTIR DEL PATIN

RG. 7. ARENAS DEL SEGUNDO GRUPO, CON AGUA SALADA

DISTANCIA A P A R T I R DEL PATIN

FIG. 8 ARENAS DEL SEGONDO GRUPO. CON ACEITH

Rt

I R i R u i

I I Rmc

t Rt

r.2

I I I I

6 12

DISTANCIA A PARTIR DEL FftTIN

Rmc

6 12

DISTANCIA A PARTIR DEL RUTIN

RG. 9. LUTITAS DEL SEGUNDO GRUPO KEPRESENTACION TENTATIVA

RG. 10 CALIZAS DEL SEGUNDO GRUPO — con aguo salada con occite

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6 12

D I S T A N C I A A P A R T I R D E L P A T I N

FIG II CALIZAS DEL TERCER GRUPO

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REGISTROS CON MICROSONDA

MEXICANA DE GEÓLOGOS PETROLEROS 6 1 7

su resistividad menor que la de las arenas con aceite e igual o aun mayor que la de las arenas con agua salada^. La resistividad de la formación será en este caso apreciablemente mayor que la del lodo pero menor que R n m - E n este caso se tendrá una separación negativa grande (mayor del 2 0 % ) que puede explicarse lentaliva-menle como sigue: Estando la lutita saturada de cierto líquido, será permeable a otro líquido de naturaleza cercana, por lo que habrá cierta invasión por el filtrado de lodo y por consiguiente formación de película, cuya resistividad será mayor que la del filtrado. Teniendo dicha película relativamente más influencia sobre la microlateral de 1 " X 1" que sobre la micronormal de 2", será la resistividad medida por ésta menor que la dada por la primera, esto es, se tendrá una separación negativa. (Fig. 9 ) .

Calizas.—Tanto en las que contengan agua salada como en las que contengan aceite se formará película de lodo y se tendrá invasión por filtrado del mismo. Esto hará que la microlateral de 1" X 1" esté influida por las propiedades del lodo, siendo la lectura obtenida con ella menor que R i i m - La resistividad de la micronormal de 2'" estará en cambio más influida por la de la formación, teniéndose por lo tanto l i n a separación positiva bien deíinida (mayor del 2 0 % ) . La resistividad obtenida con la NL será mayor o igual que la límite y mucho mayor que ésta, según contenga la caliza agua salada o aceite respectivamente. Análoga relación existirá entre la resistividad de la normal larga y la aijarentc de !.-- microsonda. (Fig. 1 0 ) .

Formaciones Duras La resistividad de estas formaciones será mucho mayor que

Ri im, pudiendo a veces considerarse como infinitamente resistentes^, pero dado que por la rugosidad de la pared del agujero el patín no se ajusta perfectamnte contra la pared, podrá formarse una especie de película de lodo, lo que dará por resultado que:

( 1 ) Las resistividades registradas sean menores que la de la formación.

(2) Se tenga una separación jjositiva, a la que por lo demás no debe dársele importancia para los fines de interpretación.

Este caso se ilustra en la Fig. 1 1 .

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J . H E F F E R A N V . , F . XOCHIHUA C , C . NAVARRO V . , I . ARMENDARIZ M ,

2" Reglas Generales de Interpretación Sobre la base de las consideraciones anteriores es fácil estable

cer ciertas reglas generales para la interpretación cualitativa de las curvas de la microsonda. Dichas reglas pueden resumirse en la Ta­bla 3 que es similar a la Tabla 2 adicionada con las colum­nas en que se indica la respuesta de cada tipo de formación a la mi­crosonda y a !as sondas con\'encionales.

3* Limitaciones de y Excepciones a las Reglas

Limitaciones :

1.—Debe ante todo tenerse en cuenta que las reglas tienen sólo un carácter discriminativo en la mayoría de los casos, esto es, per­miten separar formaciones compactas y formaciones que contienen agua salada de formaciones posiblemente aceitíferas.

2.—Están limitadas a capas de espesores finitos y comparables con los de cai^s vecinas.

3 . — N o incluyen el caso de que se tengan alternancias de capas de rocas distintas de espesor pequeño ni formaciones híbridas.

4 . — E n particular, en el caso de las lutitas están limitadas al caso de que no contengan sólidos conductores.

Excepciones:

Los siguientes son algunos de los casos más notables que, por no caer dentro de las simples reglas de la sección anterior pueden dar lugar a ambigüedad:

1.—Si el diámetro real del agujero es por alguna razón mayor que el de máxima expansión del sistema de resortes, el patín no quedará aplicado a la pared del agujero, midiendo por lo tanto am­bos arreglos la resistividad del lodo, independientemente de la natu­raleza de formación.*

2.—Si en nn caso como el anterior la distancia del patín a la pared del agujero es tal que, en tanto que la microlateral de 1 " X 1'' mida únicamente la resistividad del lodo, la micronormal de 2" quede ya afcf::ada por la resistividad de la formación, se tendrá, dado que

* E s t e caso const i tuye, dicho sea de paso, una apl icac ión importante de la microsonda: L a medición directa y precisa d:; la resis t ividad del lodo frente a una formación.

6 1 8 BOLETÍN DE LA ASOCIACIÓN

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T I P O DE

FORMACION

^ R O C A S Q U E C O N S T I T U Y E N LA

F O R M A C I Ó N

F L U I D O S C O N T E N I D O S P O R LA F O R M A C I Ó N

/ A L O R E S

R E L A T I V O S DE

R E S P U E S T A A LOS R E G I S T R O S T I P O DE

FORMACION

^ R O C A S Q U E C O N S T I T U Y E N LA

F O R M A C I Ó N

F L U I D O S C O N T E N I D O S P O R LA F O R M A C I Ó N

/ A L O R E S

R E L A T I V O S DE M I C R O S O N D A

SONDAS CONVENCIONALES

T I P O DE

FORMACION

^ R O C A S Q U E C O N S T I T U Y E N LA

F O R M A C I Ó N

F L U I D O S C O N T E N I D O S P O R LA F O R M A C I Ó N K R a p i r<l X 1 SEPARACIÓN RNL = R t

S U A V E

A r e n a s p o c o c o n s o l i d a d a s .

A g u o S o l a d o A l t a 1 A l t o

>Rt « Rl im. Ne gdti va ( Rap. ; < Rxo

S U A V E

A r e n a s p o c o c o n s o l i d a d a s .

A c e i t e A l t a 1 A l t o

< Rt ( R lim. P o s i t i vo >Rop. ¡ > Rxo S U A V E

L u t i t a s Agua S a l a d a A l t a

(a):< R i • <R lim.

Pos i (• i \' a )^ Rop ; > FJm S U A V E

L u t i t a s Agua S a l a d a A l t a (b):->Rt

• <R lim. > 0 \̂ R 0 p ; — ) R m

INTERMEDIA

A r ó n o s r e g u l a r m e n t e con solí da do s .

A g u a S a l a d a Medio Media

>Rt < R lim. P o s i t i v a < Rop

INTERMEDIA

A r ó n o s r e g u l a r m e n t e con solí da do s . A c e i t e

Medio Media

<Rt - ) R l im, > 0 > R a p

INTERMEDIA L u t i t a s r e l o t i v a m e n t e compac tos

Agua S a l a d a A l t a < R t Nega t i va

> 2 0 %

>Rap ; >Rm

p e r o <R | |m.

INTERMEDIA

C a l i z a s A g u a S a l a d o

Med ia Med io x< Rt <Rl im P o s i t i v a ) Rop ' >Rl im, _

INTERMEDIA

C a l i z a s A c e i t e

Med ia Med io « Rt <Rlim. P o s i t i v a > > R Q P ; » Rl im.

D U R A C a l i z a s

muy compac ias • a j a « ' R t » R l i m . ( ^ sin

^ importancia » > R a p ; » > R i , m D U R A

C a l i z a s

muy compac ias • a j a « ' R t » R l i m . ( ^ sin

^ importancia » > R a p ; » > R i , m

T A B L A № 3

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REGISTROS CON MICROSONDA

* Por ejemplo, es R „ , f — Rmr ( R m ) y Rm Puede obtenerse directamente de la microsonda cerrada.

MEXICANA DE GEÓLOGOS PETROLEROS 6 1 9

éstas son usualmente mayores que las de los lodos, aún en el caso de lutitas muy conductoras, una separación positiva que podría in­terpretarse erróneamente como indicadora de una capa permeable.

En ambos casos, sin embargo, puede resolverse la ambigüe­dad observado que los valores dados por la microlateral de 1" X 1" son anormalmente bajos y muy próximos a la resistividad del lodo (cuando ésta se ha determinado por otros métodos) o bien por re­ferencia ^ un registro de calibración de agujero, que es sumamente recomendable en casos en que se sospecha puedan formarse cavidades.

3.—Si frente a una capa permeable la película de lodo, en lugar de formarse en la pared del agujero y dentro de éste lo hace en los poros de la capa (lo que puede ocurrir en arenas de grano grueso y en brechas), la zona de la capa permeable en la que los poros están invadidos por la película de lodo sería algo más resistente que la zona adyacente, invadida por el filtrado de lodo. Esto daría lugar a una separación negativa que podría interpretarse erróneamente como co­rrespondiente a una formación impermeable.

En este caso la curva de potencial espontáneo resolvería la am­bigüedad.

V . — A P L I C A C I Ó N A D E T E R M I N A C I O N E S C U A N T I T A T I V A S

POROSIDAD

La determinación tanto de la porosidad como de la saturación a partir de las curvas de la microsonda implica fundamentalmente dos pasos a saber: (1 ) Traducción de las lecturas de la microsonda en valores de Rxo, lo que implica el conocimiento de Rmr; (2) Tra­ducción de estos valores en cifras de porosidades o saturaciones, según el caso :

Si se trata de porosidades la determinación podrá hacerse, en principio, partiendo sólo de valores obtenidos con la microsonda*, sin más requisito que el conocimiento de ROS. En la determinación de saturaciones, en cambio, los datos obtenidos de la microsonda son sólo una parte de todos los necesarios, habiendo necesidad de recurrir a las curvas de resistividad y de SP. Por esta razón sólo se tratará

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J . H E F F E R A N V . , F . X O C H I H U A C , C . NAVARRO V . , I . ARMENDARIZ M ,

aquí de la determinación de porosidades con datos obtenidos de la microsonda. 1) Traducción de las lecturas de la microsonda en valores de R^o ( 4 )

Para ello se usa el Nomograma No. 1 ó el No. 2, de­pendiendo del tipo de patín que se haya empleado, entrando con los valores

Ri • X 1 " R 2 "

Rmc R m e

leyéndose en la escala (c ) el valor de Rx

R. para un diámetro

de agujero de 8 " . Para obtener dicho valor para un diámetro distinto se lleva una horizontal por el punto determinado hasta cortar una escala vertical del sistema (d) que corresponda al diámetro de agu­jero del problema particular interpolando si es necesario.

A los nomogramas 1 y 2 corresponden respectivamene las ecua­ciones que a continuación se expresan y que pueden utilizarse en lugar de aquellos:

R ̂XO 1 . 2 0 6 R me 7 1 .976 \ _ / 0.659(P)°^°^\"1 ' °̂

( 1 )

R xo 1 . 3 8 8 ( 2 )

/ 2 . 3 3 \ / 0.587(D)"^-^'^"\ 0 . 2 5 9 . - 1 0 . 9 1 2

2 ) Traducción de valores de R^n en porosidad. Se efectúa con el nomograma Núm. 3, entrándose por la escala (c ) con el

620 BOLETÍN DE LA ASOCIACIÓN

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(a)

MO - f

I . IS

I 3 -

14 - 1

1 5

I 6

I 7

1 9

2

2 5

J 3

4

* j

5 ^ -

6

8

9

10

11

I J

15

16

R, -x , r R ,

M I C R O S O N D A

N O M O G R A M A N"1

D E T E R M I N A C I Ó N DL R X O / P M C — P A T i N H I D R Á U L I C O

1.13 I

1.2 I

1.3 - +

1 4 ~ "

1.5 -

1.6

1.7

1,8

1 9

2

i - ' -

5 . 5 -

4

4

6 -

7 - -

8

9 10

12 4-14 1 «

R r / R m c

Pora d iometro de 6 " , mu I t ip l ' quese esto valor por i os y prosi'gose como pora d iometro de a"

DIÁMETRO DE A G U J E R O

(c)

•f- 1.7

1.8

1.9

l.B

1.6

z.s

( d )

1 0 -

ir

X- 00,

15

| 3 0 .

5 0

:oo—I

R;io/Rmc

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MICROSONDA NOMOGRAMA N**2

DETERMINACIÓN D E ' Rxo/Rmc _ P A T I N A D

(a) ( b ) (c)

1.2— —1 6

1 3 — — 1 6

1.7 I * —

— 18 1 A— 1.5—

— 1.9

1.5— i . e - — 2 0

1 6— _ 1.7—

1.7— i . a -

1 . 9 -

1 9 - ^ 2 . 0 -

20— 2 1 - — 2 5

2 2 -

2 3 ;

2 4 -г ^ г ^

3 0

3 - 3 . 0 - : — 3 . 6

3 5 - ^ V 3 . 5 - — 4

4 — 4 -

«»- — 5

S - o —

6 — 6 — 7

— 8 7 —

1~ — 9

0 — B —

— 10

9 —

10 -

9 -1 0 -

—15 — 2 0

20- - — 100

( d ) Diámetro de Agujero

e" 8 " 10" 12"

10-

1 6 -

2 » -

100

/

/

^ 6

1.6

15

2 0

3 0

R xo Rmc

R ,x i / R m c R 2 / R m c R x o / R m c

Se puede usor cuando H N c / R m es menor que lO o cuando seo t m c ^ ' / e '

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(a) Rxo Rmc

e 7

e 8

10

26

l-

DETERMINACION

( b )

Rmc

1 0 -

4 - • 3 -

I.C L

O . C - r

0 . 2 -

«.1-

MICROSONDA NOMOGRAMA N* 3

DE LA POROSIDAD Y D E L FACTOR DE FORMACIÓN

(c) Rxo 5 0 0 -

2 0 0 -

I 0 O - -

8 0 - -

C O -

co-

3 0 -

I S -

I0- ;

e -

6 - -

8 - :

4 - '

o.e-0 . 8 - • 0 . »

0 . 4 - -

0 . 3 - -

C .2-

0 1-

( d )

Rmf

- 0 0

- 5 0

- 3 0

- 2 . 0

-1 .0 -as

1 . 6

- 0 . 4

i.S

- 0 . 2

0 8 - O . O S

- 0 0 4

- 0 0 3

1.02

- 0 . 0 1

( e ) ( f ) ( g ) ( h )

Rxo Rmt

-- Fa % ROS t F/

POROSIDAD E N % -< FORMACIONES LIMPIAS)

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9

8-

7 -

• 6 -

S - -

3 . 5 ;

3 -

M I C R O - S O N D A

M O N O G R A M A N " 4

D E T E R M I N A C I Ó N D E L ESPESOR

D E " L A P E L Í C U L A D E LODO

: 2 . 5 -

2 - -

. 5 - -

J / 4 " _ J

1 / 2 " 1/4"

_1 l_ 3 / 4 " .

1/4-

_j Microlog con Potih Hidráulico

' I „ Microlog con Pat ín "o" "me - r l

- • 1.5

--2

42.5

: 3 . 5

: «

- - 5

-6

-7

-8

-9

•lO

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40-\

9 •

7 - -

« -

MICRO . . S O N D A

M O N O G R A M A N«»4

D E T E R M I N A C I Ó N D E L ESPESOR

DE" L A P E L Í C U L A D E LODO

2.5:1

2- -

L 1 3 / 4 " 1/2" 1/4" o"

1 . 1 I I . 1 I . I Microlog con Potm Hidroulico R|xl r ' 3 / 4 " . .JJ2" ' 1/4" ' ' " ^ - M i c r o l o g c o n P a f i ' n "o"

- • 1.5

-•2

42.5

I3

: 3 . 5

:4

- - 5

-6

- 7

-8

-9

-10

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REGISTROS CON MICROSONDA

R," X г" R. •J"

y Rmc Rm»

en las escalas (a) y ( b ) , leyéndose el valor de tmc en la escala (c) o ( d ) , dependiendo del tipo de patín empleado.

A este nomograma corresponden las ecuaciones:

MEXICANA D E GEÓLOGOS P E T R O L E R O S Ó21

RIO valor de Rxo, о por las (a) у (Ь) con los de у Rmc respecti-

Rmc vamente, determinándose Rxo en la ( c ) , alineando este valor con el

RIO de Ro>f en la escala (d) у encontrando el de en la ( e ) . Poi el

Rmf

punto correspondiente a este ùltimo valor se lleva una horizontal hasta cortar la abscisa del sistema (f) que corresponda a la ROS (supuesta о determinada por separado). Por esta última intersección se lleva una paralela a la familia de diagonales del sistema, cuya intersección con la escala (g) determinará el valor de la porosidad.{cp) Trazando por este último punto una horizontal hasta cortar la escala (h) se ob­tendrá el factor de formación F.

Limitaciones del Método.—Los resultados que se obtengan tanto con los nomogramas como con las ecuaciones serán inexactos en los siguientes casos:

( 1 ) Formaciones poco invadidas.

( 2 ) Películas de lodo gruesas OV2")

(3 ) Factores de formación altos ( > 5 0 )

ESPESOR DE LA PELÍCULA DE LODO

La determinación se hace en un sólo paso mediante él nomogra­ma N" 4, en el que se entra con los valores: ,

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J . H E F F E R A N V . , F . X O C H I H U A С , С . NAVARRO V . , I . ARMENDARIZ M ,

— 1.915 ( 3 ) R i - . a - lis-

log \r 0.067

Ra" 3.92 log

Rn

R i - . x , " R2':

log

— 1.94 ( 4 )

Rmc R inc para patines hidráulico y "D" respectivamente, pudiendo usarse en lugar de los nomogramas.

V I . — E J E M P L O S D E L C A M P O

En seguida se dan algunos ejemplos de interpretación cuantita­tiva de las lecturas de la microsonda. Dichos ejemplos se han tomado al azar de los reportes del campo(5 ) , en los que las porosidades con­signadas se han calculado por otros métodos (v.g., el de arenas) sir­viendo por lo tanto dichos л'а1огез como comprobación de los calcu­lados con los nomogramas para la microsonda. En todos los casos se ha tomado como dato adicional la saturación de aceite residual ROS, calculada por otros métodos, con objeto de no tener que suponerla. Como podrá verse, se obtienen resultados bastantes satisfactorios.

Ejemplo № 1.—Pozo "Polvareda № 1", (Noreste de México) ; intervalo 2166 .4—2170 . m.b .B .K.

Datos: I

Lecturas de la microsonda R r ' x i " = 2.1Qm. ; R^.. = 3.3Qm.

Datos del lodo frente a la formación Rmc = 0.92Qm. R„, = 0.32Qm.

Diámetro de la bnrrena D = 8 % " ROS = 0.194

Portaelectrodo (Patín) hidráulico.

R a -3 . 7 6 log Ь 0.25

622 BOLETÍN DE LA ASOCIACIÓN

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REGISTROS CON MICROSONDA

Determinación de Rxo/R guien tes :

Rl" X 1 " 2.1

0.92 Ra" .3.3

0.92

2.28

3.58

se entra en el Nomograma № 1, obteniéndose el valor Rxo

= 17;

d = 8" para obtener el correspondiente a un diámetro que se tomará aproximadamente de 9" se traza una horizontal has'a encon­trar la vertical que visualmente se estima corresponde a dicho valor del diámetro, obeniéndose:

Rxo 20.

Rmc d = : 9 "

b) Determinación de la porosidad. Con este último valor y con el de Rmc se entra en el Nomo­

grama № 3, obteniéndose Rxo = 19Qm;

con este valor y con el de R,„r se determina en el mismo No­mograma el de Rn,f

= 59 . Rmc

Por iiltimo, por este punto se traza una horizontal hasta la intersección con 1я vertical correspondiente a ROS = 0.194 — 19.4%, y por dicha intersección una paralela a la red de diagonales hasta cortar la escala vertical correspondien­te a la porosidad, leyéndose:

Ф = 14.4% (Por el método de arenas se obuvo el mismo valor)

Solución : a) Determinación de Rxo/Rmc a partir de las relaciones si-

MEXICANA DE GEÓLOGOS PETROLEROS Ó23

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J . H E F F E R A N V . , F . X O C H I H U A C , C . NAVARRO V . , I . ARMENDARIZ M ,

6 2 4 B O L E T Í N DE LA ASOCIACIÓN

c) Determinación del factor de formación. Por el punto anterior se lleva una horizontal hasta cortar la escala de F , leyéndose el valor

F = 38

d) Determinación del espesor de la película de lodo. Esto se haf-e con el Nomograma N^ 4, entrando con los va­lor*", de

R l " X i" R2" = 2.28 ; = 3 .58

Rmc R-mc

en las escalas verticales de los extremos y leyendo en la ho­rizontal correspondiente al patín hidráulico el valor

1 5 " tmc = ' = 1-19 cm.

3 2 Ejemplo 2.—Pozo "Cañón № 1", (Noreste de México) , in­

tervalo 1322 .6—1326 .0 m.b.B.K.

Datos:

Lecturas de la microsonda R i " x 1 " = 1.7Qm.

R a - = 2 .45Qm. Datos del lodo frente a la formación Rmc = 0.80Qm.

R™, = 0 .145Qm,

Diámetro de la barrena D = 8 % " ROS 0.304 = 3 0 . 4 %

Patín hidráulico. Solución:

De manera enteramente análoga a la del ejemplo anterior se obtiene:

Rxo a ) = 9.2 ; Rxo = 7.7Qm

b) Porosidad = 1 7 %

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REGISTROS CON MICROSONDA

D=tos:

Lecturas de la microsonda

Datos del lodo frente a la formación

R^.. , = 1.35fim. R,.. 2.15Qm.

R,„^ = 0.79Qm. Rmt = 0.25Qm.

Diámetro de la barrena D = 8 %" R O S = 0.171

Patín hidráulico.

Solución :

Rxo a) = 12

b) Porosidad = 16.5% c) Factor de formr.ción F = 27 d) Espesor de la película de lodo t„,c = 1 1 / 1 6 " Puesto que t„,„ > 1/2 valor de la porosidad determi­nado en este caso será bastante inexacto. En efecto, el valor reportado, obtenido por el método de arenas, es:

q. = 0.095 correspondiente a un valor del factor de formación :

0:62 0.62 = = —: = 108

( c p ) 2 . i 5 (0.95)=^->5

que es elevado, lo que constituye otra causa de inexac­titud en la determinación de la porosidad a partir de las lecturas de la microsonda.

MEXICANA DE GEÓLOGOS PETROLEROS 6 2 5

(por el método de arenas se obtuvo qp = 0.161 = 16.1%) c) Factor, de Formación F = 27.5 d) Fvspesor de la. película de Iodo tmc = 7 / 1 6 "

= 1.11 cm.

Ejemplo № 3.—Pozo "18 de Marzo N« 6", (Noreste de México), intervalo 2410 .7—1416 .6 m.b.B.K.

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J . H E F F E R A N V., F . X O C H I H U A C , C . N A V A R R O V., I . A R M E N D A R I Z M ,

ROS Saturación residual de aceite Vol. de poros

R t Resistividad verdadera de la formación Ohms-metro. Kxo Resistividad de la zona de la formación

invadida por el filtrado de lodo Ohms-metro.

R» Resistividad de la formación Ohms-metro. R l " X i" Resistividad medida con la microsonda

lateral de 1 " X 1" . Ohms-metro.

Ra" Resistividad medida con la microsonda normal de 2 pulgadas Ohms-meixo..

6 2 6 B O L E T Í N D E L A A S O C I A C I Ó N

N O M E N C L A T U R A

Simbolo Magnitud Representada, Unidades

D Diámetro de agujero (o de la barrena) Pulgadas-Cen­tímetros.

F Factor de formación Relación de resistividades.

K Permeabilidad de una formación No especificadas en el texto.

mbBK Abreviatura de "metros bajo el buje del kelly"

R^p Resistividad aparente medida por la microsonda Olims-metro.

Riira Resistividad límite aproximadamente I 30 veces la del lodo Ohms-metro.

R.n Resistividad del Iodo Ohms-metro. Rmc Resistividad de la película de lodo Ohms-metro.

Rmf Resistividad del filtrado de lodo Ohms-metro. RNIÍ Resistividad medida oon la sonda nor­

mal larga Ohms-metro.

Vol. de aceite

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REGISTROS CON MICROSONDA

Símbolo í^/^agnitud Reoresentadd Unidódes

SP Potencial Espontáneo

Sw Saturación de agua

t m c Espesor de la película de lodo

qj Porosidad de la formación

íi Abreviatura de "Ohms"

Milivolts. Vol. de agua Vol. de poros

Pulgadas. Vol. de huecos Vol. de roca

R E F E R E N C I A S

1.—H. G . Dol l . " T h e Micro log — A new Elec t r ica l Logging Method for Detailed Determinat ion o f Permeable B e d s " Petroleum Transac t ions A I M E , V o l . 189 ( 1 9 5 0 )

2 — "Interpretation Hand-Book for Resist ivi ty Logs" . Schlumberger Document Number 4, Jul io de 1950 .

3. —H. G. Dol l , R . S a u v a g e and M . Martin, "Applicat ion of MicroLogging to Determination of Poros i ty" . T h e Oi l and G a s Journal, V o l . 51 ( 1 9 5 2 ) , Nos. 17 y 18.

4. — "Gráf icas de Interpretación Cuant i ta t iva" . Schlumberger ( V e n e z u e l a ) , junio de 1955.

5.— Sant iago R i v a s G.. 'Cá lcu lo de Saturac ión de Agua y Porosidad en Pozas del Distr i to Nores te" . Petróleos Mexicanos , Suptcia Gra l . Dist . E x p l . Z .N. , Depar tamento de Ingenieria de Yacimientos , 3 de mar­zo de 1955, ( inéd i to ) .

MEXICANA DE GEÓLOGOS PETROLEROS 6 2 7

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M I C R O L O G VS. P O R O S I D A D

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