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Petróleo
Zona de Presión AnormalCausasDetecciónAntesDuranteDespués
Fluido de PerforaciónCaracterísticasFunciones
Presión Hidrostática De fractura De formación Gradiente de
Fractura
BrotesCausasControl
Perdida de CirculaciónCausasControl
“Pescados”CausasControl
Ph > Pf Pérdida circulación
Densidad del Fluido Perforación1.01.52.0
Zona dePresiónAnormal
gr/cm3
Capitulo I
Objetivo y programa de la signatura.
Desarrollo y evaluación del curso.
Evolución de los registros en pozos (tarea).
Aplicación de los registros.
Evaluación.
Objetivo:El alumno conocerá y analizara las propiedades físicas de las rocas, relacionadas con los registras geofísicos, conocerá los fundamentos de medición y los diseños de las sondas re registros.Adquirirá las bases para la interpretación cualitativa y cuantitativamente y evaluar formaciones. y tendrá la capacidad de identificar las características dinámicas de las formaciones productoras basadas en la interpretación de registros de producción . Aplicara los resultados de la caracterización de formaciones y de yacimientos.
Los Registros Geofísicos se utilizan en la industria petrolera para determinar los parámetros petrofísicos de las rocas y determinar la posibilidad de producir hidrocarburos.
Objetivo
Evolución RegistrosTarea)
Aplicación Registros
Aplicaciones de los Registros Geofísicos:
Geología Mineralogía Litología Correlación Sedimentología Análisis de fractura Estratigrafía/Estructura
Geofísica Sismograma sintéticos
Yacimiento Determinación de reservas Determinación del volumen original
Perforación Geomecánica Estado de tuberías Integridad de las tuberías
Con los Registros Geofísicos determinamos: Porosidad primaria y porosidad secundaria Fluidos contenidos en las rocas (aceite, gas y
agua) Permeabilidad Saturación de fluidos (So, Sw, Sg , Shcs). Contactos agua-aceite y gas-aceite. Delimitar zonas porosas y permeables Litología Fracturas (cualitativamente) Salinidad del agua de formación. Características estructurales y estratigráficas Realizar correlación de formaciones Volumen de lutitas (No-son permeables) Temperatura del pozo Diámetro del pozo Buzamiento de la formación Desviación del pozo Calidad de la cementación Localización de coples Daños a la tubería Medición de productividad
Capitulo II
Aspectos geológicos.
Porosidad, permeabilidad, saturación de fluidos.
Propiedades eléctricas de las rocas.
Propiedades radiactivas de las rocas.
Propiedades acústicas de las rocas
Composición mineralógica de las rocas sedimentarias:Los minerales mas comunes que forman las rocas sedimentarias son: La arcilla El cuarzo La calcita
ArcillasDentro de las arcillas, la caolinita e illita son las mas comunes, la motmorillonita se observa muy raramenteCuarzoDentro del grupo de la sílice, el cuarzo es el mineral mas común, pero también se puede presentar en formas como calcedonia, pedernal y ópalo
Aspectos GeológicosCiclo de las rocas
Rocas Productoras
Tipos de roca-almacénSon generalmente areniscas, calizas y dolomías.
Areniscas (sandstone):La mayoría de las arenas son transportadas y depositadas por acción del agua, el tamaño de los granos depende de la velocidad que los transporta (energía de ambiente), por lo cual tienen una porosidad del tipo intergranular bastante uniforme.
Caliza (limestone):Generalmente es depositada por decantación en agua de mar, es un precipitado de solución o de restos acumulados de conchas de animales marinos, la porosidad es alterada por disolución, por lo cual, la porosidad es menos uniforme, presenta vugulos y fisuras.
Dolomía (dolomite):Es cuando algunos átomos de calcio son reemplazados por átomos de magnesio, este proceso se llama dolomitización, resulta generalmente en la reducción del volumen de la matriz y aumenta la porosidad.
Fluido de x
Tipos de fluidos en el yacimiento:Son generalmente Agua, aceite y gas.
Agua (water):Puede ser congénita o que migro posteriormente a la generación de la roca, su salinidad puede variar hasta 400 000 ppm. Es muy importante la identificación del agua mediante los registros geofísicos.
Cuando la salinidad es baja, se dice que es agua dulce, y por su baja resistividad es muy difícil de identificarla, a partir de 10 000 ppm se dice que el agua es salada.
Aceite (oil):Su densidad varía entre 0.8 y 1.0 gr/cm3, contenido de hidrogeno similar al del agua, es resistivo, estas características ayudan a distinguirlo en el yacimiento.
Gas:Tiene una resistividad alta, similar a las del aceite, su densidad es muy baja, entre 0.3 a 0.5 gr/cm3, el contenido de hidrogeno es mucho menor que la del aceite ó agua. La combinación d elos registros de densidad y neutrón, le permiten identificar la presencia de gas en el yacimiento.
x
Las mediciones que se pueden obtener en un pozo son:Registros durante la perforación.Registro de hidrocarburos.Mediciones durante la perforación o MDD (measuring While Drilling).Registros durante la perforación o LWD (Logging While Drilling).Muestras de canal y análisis de núcleos.Registros con cable:
Registros eléctricos. Registros acústicos. Registros radiactivos. Registros electromagnéticos.
Pruebas de presión:
Registros en agujero descubierto (Open Hole) son importantes para la evaluación de formaciones, ya que muchos son tomados en esta etapa de perforación del pozo.
Los parámetros mas importantes son:Profundidad, desviación, salinidad, presión de fondo, temperatura en superficie, temperatura del fondo, diámetro del pozo, densidad del fluido de perforación, espesor del enjarre.
Porosidad de las calizas El desarrollo de la porosidad en un yacimiento de carbonato se diferencia en muchos aspectos a uno de areniscas En las areniscas se puede tener una continuidad horizontal, en los carbonatos el desarrollo de porosidad horizontal y vertical es de extensión limitada, en las calizas es raro encontrar una porosidad laminar Como en las areniscas, la porosidad en las rocas de carbonato puede ser primaria o secundaria La porosidad primaria en las rocas carbonatadas puede ser resultado de:
Vacíos intersticiales entre granos clásticos de una roca detrítica de carbonato, tal como en el conglomerado, brecha, coquina, oolita, creta, etc.
Vacíos formados de esqueletos cuando se remueve materia orgánica de corales y algas calcáreas
Vacíos intercristalinos formados en calizas cristalinas a lo largo de planos de clivaje y por diferencia en el tamaño de los cristales
Los yacimientos de aceite y gas constituidos por calizas con porosidad primaria, rara vez son importantes, excepto en el caso de facies cretáceas (de creta) y oolitas La porosidad primaria, sin embargo, facilita los medios para el desarrollo de porosidad secundaria permitiendo la circulación de aguas subterráneas
En rocas carbonatadas, la porosidad secundaria puede originarse de:
Diaclasas causadas por consolidación, contracción, esfuerzos tectónicos o cambios mineralógicos
La diaclasa consiste en una serie de fracturas que siguen un arreglo consistente con grupos de fracturas paralelos unos a los otros, mientras otros grupos intersectan los primeros en un ángulo determinado. Entre las fracturas que se intersectan algunas son mas grandes que otras, constituyendo una mayor serie de diaclasas Por lo general, las diaclasas son verticales, debido a lo frágil de los carbonatos, las diaclasas pueden producirse como resultado de aplicación de pequeñas fuerzas de tensión y se encuentran generalmente en la cresta de los anticlinales Por consiguiente, la porosidad formada por el efecto de soluciones se desarrolla más que todo en las partes altas de las estructuras en donde las aguas meteóricas encuentran fácil acceso
Acción de lixiviación por aguas subterráneas Este proceso desarrolla la porosidad por medio de soluciones y esta relacionada con la topografía de antiguas superficies de erosión. Dicho proceso requiere de un periodo de erosión suficientemente largo y un relieve superficial por encima del nivel hidrostático tal que permita la acción disolvente de aguas de percolación. La porosidad en la mayoría de los yacimientos de caliza se debe a este tipo de desarrollo
Dolomitización el mecanismo del desarrollo de porosidad por dolomitización, no se ha establecido claramente, pero se cree que es el resultado de la sustitución molecular de calcio por magnesio en las calizas, dando como resultado porosidades hasta del 12 %
El proceso de dolomitización muchas veces es un proceso local, y no es raro encontrar calizas que gradualmente se convierten en dolomitas en una dirección lateral con la existencia de porosidad únicamente en las dolomitas Las calizas se caracterizan por tener mas de un sistema poroso, generalmente consisten en porosidades intergranular, de canales y de drusas En algunas calizas la porosidad consiste en una combinación de porosidades intergranular (primaria) y fracturas (secundaria) Al sistema múltiple de porosidad en las calizas se debe a la presencia de series de canales a través de los cuales existe flujo preferencial, mientras que en los poros pequeños y en los que no están interconectados, el flujo de petróleo hacia los canales principales depende de la influencia de la expansión del gas en solución. Por dicha razón, la producción primaria en las calizas es más eficaz por empuje de gas en solución que la producción por estimulación secundaria (inyección de gas ó de agua), ya que estos medios externos de desplazamiento siguen preferentemente el trayecto de menor resistencia, dejando atrás grandes cantidades de petróleo
Archie en 1951, clasifico en una forma bastante práctica la porosidad de los carbonatos
Porosidad cristalina compacta Porosidad cretacea ó tipo creta Porosidad granular-sacaroidal
Las calizas con porosidad cristalina-compacta Se reconocen por su lustre brillante y su apariencia resinosa en fracturas recién hechas, si se examina una cortadura, se observara que los bordes son agudos. Los cristales individuales están estrechamente entrelazados en forma compacta y, donde la porosidad secundaria no se ha desarrollado, no existe espacio visible entre los cristales El diámetro de los poros es menor de 0.01 mm El volumen poroso total es inferior al 5 % del volumen total La permeabilidad es, menor de 0.1 md Por lo expuesto anteriormente, solo pueden producir gas y petróleo en cantidades comerciales, cuando el desarrollo de porosidad secundaria alcanza un valor total del 7 al 10 %, en este caso, el espacio entre los poros es visible con una lupa corriente, las drusas y los canales pueden llegar a formarse con un mayor grado de lixiviación
Las calizas con porosidad cretácea (tipo creta) Tienen una apariencia opaca y terrosa, y con frecuencia los cristales individuales no se distinguen debido al empaque imbricado, es decir, las caras de los cristales forman distintos ángulos Este tipo de caliza requiere una porosidad mayor para poder producir petróleo en forma comercial. Una porosidad del 10 % corresponde aproximadamente a una permeabilidad de 0.1 md, y una porosidad del 15 % convierte la caliza por lo general en un productor comercial de hidrocarburos Las calizas con porosidad granular-sacaroidal Se caracterizan por la apariencia gruesa de los granos, similar al azúcar. Este grupo lo constituyen las llamadas calizas ooliticas, la relación entre la porosidad y la permeabilidad de las calizas con porosidad granular, es similar a las de porosidad cristalina-compacta y, por consiguiente, se requiere una porosidad del 7 al 10 % para que la roca pueda producir hidrocarburos en forma comercial
Tipos de porosidad:Porosidad Primaria ( Intergranular o intercristalina):Se desarrolla durante depositación debido a los sedimentos que se depositan, es una característica de las areniscasPorosidad secundaria: (vugulos, fracturas):Se desarrollan después de la depositación, es debido a cambios diageneticos y puede ser debido a fracturas, fisuras, cavernas, es una característica de los carbonatos.Porosidad total:
Porosidad efectiva:
Porosidad
Donde:Ø = Volumen de roca ocupado por los fluidosVp = volumen del espacio poroso ocupado por los fluidos (agua, aceite ó gas)Vtr = Volumen total de roca.Vpc = Volumen de poros comunicadosVpnc = Volumen de poros no comunicadosØa = Porosidad absolutaØe = Porosidad efectiva
CementanteAlrededor de los granos
Matriz Poros
Øa= Vpc + Vpnc
VtrØe =
Vpc
Vtr
Ø= VpVtrFracturas
PorosidadNúcleo
Dolomía que exhibe fracturas con disolución y selladas por
anhidrita.
FOTOMICROGRAFÍA 10.- Presencia de porosidad intercristalina y en cavidades de
disolución selladas parcialmente por anhidrita.
fp
Fracturas parcialmente abiertas
La porosidad efectiva ( e) depende de los siguientes factores litológicos: Forma de los granos. Distribución o arreglo de los granos. Compactación, cementación. Cantidad y clase de arcilla. Estado de hidratación de las arcillas.
Calibración de RegistrosNúcleo
Calibración de registros geofísicos:Los núcleos pueden ser utilizados para determinar la calidad en la toma de registros, ya que se deben calibrar los parámetros obtenidos, con la información que se obtiene en los diferentes registros geofísicos, no hay que olvidar que la información obtenida de un núcleo es en forma directa de la formación y la que se obtiene de los registros geofísicos es a través de una información indirecta.
Ecuación de Darcy (movimiento)
Ecuación Darcy (Hidrólogo Francés):La velocidad de un fluido homogéneo en un medio poroso es proporcional al gradiente de presión e inversamente proporcional a la viscosidad de dicho fluido.
Donde:Q = Gasto del fluido ( cm3/seg )µf = viscosidad del fluido (cp)Pe = Presión de entrada (atm)PS = Presión de salida (atm)L = longitud (cm)K = permeabilidad (darcy)A = Area perpendicular de flujo ( cm2)
Suposiciones la ecuación de Darcy:Fluido incompresible.Flujo constante.
P2 P1L
ص
Dirección de flujoQ
A
K= Q µ L
A ( P1 – P2 )
PermeabilidadPermeabilidad:Es la facilidad que tiene un medio poroso de permitir el paso de un fluido, cuando este ocupa totalmente el medio poroso.
Permeabilidad efectiva (ko, kw, kg):Se escribe utilizando un subíndice para designar el tipo de fluido que se considera
Se define como permeabilidad efectiva de una roca, a la permeabilidad de un fluido en particular, cuando la saturación de este fluido en la roca es menor del 100 %.Así ko = Permeabilidad efectiva del aceite. kw = Permeabilidad efectiva del agua. kg = Permeabilidad efectiva del gas.Permeabilidad relativa:La permeabilidad relativa es un cociente de permeabilidades, y es igual a la permeabilidad efectiva entre la permeabilidad absoluta.
kro = Permeabilidad efectiva del aceite. krw = Permeabilidad efectiva del agua. krg = Permeabilidad efectiva del gas.
Métodos para determinar la permeabilidad: Mediante desplazamiento en el laboratorio. Por medio de análisis de pruebas de presión. Por medio de registros geofísicos.
Kro = kok
Krw = kwk
Krg = kgk
SaturaciónSaturación:Es el volumen del fluido entre el volumen porosos y se expresa en porciento o fracción.
La saturación de agua (Sw) es el volumen de agua que hay en la roca, entre el volumen de poros ocupado por el agua.
La saturación de aceite (So) es el volumen de aceite que hay en la roca, entre el volumen de poros ocupado por el aceite.
La saturación de gas (Sg) es el volumen de gas que hay en la roca, entre el volumen de poros ocupado por el gas.
Si un poro contiene aceite, gas y agua.
So + Sw + Sg = 1 ; por definición
So + Sw + Sg = ; Como Shcs + Sw = 1
Shcs = 1 - Sw
Sf = VfVp
Sf = m3f @ c.y. m3 poros
UnidadesSw = Vw
VpSo = Vo
VpSg = Vg
Vp
VoVp
VgVp
VwVp
+ = 1+
VoVp
VgVp
VwVp
++
Propiedades eléctricas de la rocaPropiedades de los fluidos de las rocas:
Resistividad:La resistividad es la resistencia del material o fluido al paso de la corriente eléctrica.
Resistividad de algunas rocas (valor aproximado). Lutitas 1 a 10 ohms – m Arenas con agua salada -0.5 a 10 ohms – m Arenas con hidrocarburos 1 a 100 ohms – m Calizas 10 a 500 ohms - mSalinidad:Es la cantidad de sales que contiene el agua de formación, la salinidad aumenta con la profundidad.
Iones presentes en el agua de formación: Cationes Factor Aniones Factor Na+ 1.0 Cl- 1.0 Ca++ 0.95 SO4= 0.5 Mg++ 2.0 HCO3- 0.27 CO3 1.26
Los análisis stiff son muy importantes para caracterizar el tipo y calidad de las aguas de formación.
Propiedades radiactivas de la roca
Rayos Gamma:El registro de rayos gamma es una medición de la radiactividad natural de la formación.
La radioactividad de las rocas puede ser de dos maneras: Radioactividad natural de las rocas. Radioactividad inducida de las rocas.
La Radioactividad natural de las rocas es debido a las siguiente series: Serie Radio – Uranio. Serie Actinio ( es el más raro en las rocas sedimentarias). Serie Torio. Elemento Potasio 40 ( Elemento natural que se encuentra en las rocas sedimentarias).
Clases de radiación que emite el Uranio (U), Torio (Th) y Potasio 40 (K 40) Radiación alfa ( Radiación gamma ( Radiación rayos beta (
La radiación de rayos gamma es la que interesa, ya que emite radiaciones de energía entre 1 y 2 Mev (millones de electro-volts).
La radiactividad inducida de las rocas por bombardeo de electrones, depende de la fuerza de energía utilizada para producir la radioactividad y de la energía propia del neutrón.
Propiedades radiactivas de la roca
Los rayos gamma que pasan por las rocas son absorbidos a una velocidad que depende de la densidad de la formación.
El registro debe ser corregido por tamaño de agujero y peso del fluido de perforación
Mientras mas material exista en el lodo (lodos pesados) mas rayos gamma son absorbidos antes de llegar al detector.
La barita es un material muy pesado, tiene un efecto considerable sobre la medición.
Densidad de la barita,
Notas:
Propiedades acústicas de la roca
Tipos de ondas que se propagan en un cuerpo
Capitulo III
Ambiente de medición de los registros geofísicos de pozo.
Diámetro y forma del agujero.
Fluido de perforación, enjarre y filtrado.
Temperatura.
Características de la roca.
Efecto del ambiente sobre la medición de los registros.
Enjarre
Formación
ZonaVirgen
Filtrado:Parte líquida del fluido de perforación que se filtra a la formación. La cantidad que se filtra depende de la permeabilidad de la formación.
Enjarre:Película formada en la pared del pozo por las partículas del fluido de perforación, sirve para contener las paredes del pozo y evitar derrumbes de la formación.
Fluido de Perforación
Fluido de perforación:xx
Zona Transición
Zonalavada
Pozo
Zona Lavada:xx
Pozo:Rm Resistividad ddel lodo de perforaciónhmc Espesor del enjarreRmc Resistividad del enjarreDh Diámetro del pozo
Zona lavada:Rxo Resistividad de la zona lavadaRmf Resistividad del filtrado de lodoSxo Saturación del filtrado del lodo en la zona lavadaDi Diámetro de invasión en la zona lavada
Zona Transición:Se dice que existe una mezcla de fluidos, entre los fluidos de la formación y los del fluido de perforación.
Ri Resistividad de la zona invadida (resistividad de la mezcla de los fluidos y de los sólidos)Sxi Saturación de los fluidos en la zona invadidaRz Resistividad de la mezcla de fluidos en la zona invadida
Zona Virgen:Rt Resistividad verdader ade la formaciónRw Resistividad del agua de formaciónSw Saturacuión del agua de formación
Capa adyacente:Rs
Nota:En formaciones de alta porosidad y alta permeabilidad, la invasión es somera.
En formaciones de baja porosidad y baja permeabilidad, la invasión es profunda
Zona Virgen
Zona TransiciónZona
lavadaPozo
Capa adyacente
Rm
Rmchmc
Dh
Rxo
RmfSxo
Di
Ri
SxiRz
Rt
RwSw
Rs
Temperatura
Temperatura:
En ocasiones la temperatura afecta a las sondas, se deben de conocer las limitaciones de cada una de las sondas que se utilizan para la evaluación de formaciones, pero sobre todo de las características de los pozos donde se van a introducir estas, ya que en algunas ocasiones se tienen temperaturas muy extremas que pueden afectar las mediciones proporcionadas por las sondas de los registros.
Como se sabe, la temperatura se incrementa con la profundidad, ero en ocasiones se pueden tener temperaturas muy altas en los yacimientos, sobre todo en los que se ubican en la parte transicional tierra – mar (Golfo de México)
Características de la roca
Efectos ambientales sobre la medición de los registros
Capitulo IV
Registros de litología, porosidad y eléctricos
Registros potencial espontaneo.
Registros de rayos gamma.
Registro de espectroscopia y rayos gamma.
Registro sónico de porosidad.
Registro neutrón.
Registro de densidad.
Registros eléctricos convencionales.
Registros de corriente enfocada.
Registros de inducción.
Bases de la interpretación cualitativa y cuantitativa de los registros en forma individual y la aplicación de resultados.
Diámetro y forma del agujero
Partes que debe tener un registro: Encabezado. Distribución de la sonda. Sección principal. Sección repetida. Parámetros de la corrida. Calibración de la herramienta. Estado Mecánico.
Potencial Espontaneó
Características:Se toma en fluidos base aguaIdentifica zonas de arenas y zonas de lutita
Rmchmc
Dh
Rayos Gamma (RG)Espectroscopia de rayos gamma (NGT)
Características: Línea en color verde Unidades ° API Escala de 0 – 100 o 0 a 120
Resistividad (AIT)
xxxx
Sónico de porosidadAplicaciones:Las principales aplicaciones de las mediciones de velocidad y amplitud de las ondas sónicas en las rocas de las formaciones productoras son:
Propiedades Mecánicas: Se pueden realizar análisis de los siguientes tipos. Fuerza de la roca. Esfuerzo de la roca. Mecanismos de falla de las rocas.
Algunas aplicaciones de las propiedades mecánicas de las rocas son: Estabilidad de la perforación. Determinación de la fractura o fracturamiento. Estabilidad del pozo.
Evaluación de formaciones: Estimación de la porosidad. Identificación del gas. Determinación litológica.
Determinación de la calidad de la cementación:
Sónico de PorosidadEcuación para determinar la porosidad“Wyllie” Es el promedio de velocidad
Ø = ∆t log - ∆t ma∆t f - ∆t ma
∆t log = Ø ∆t f + (1 – Ø ) ∆ma
Trasmisor
Receptor 3´ CBL
I III Adherencia tubería-cementoII Adherencia cemento-formación
Un índice de adherencia mayor a 0.8 es suficiente para asegurar un buen aislamiento
Receptor 5´ VDL
TRCemento Formación
Registro de cementación
CBL Registro Control de Cementación.VDL Registro de Densidad Variable.USIT Computación de cementación.
Se emiten frecuencias acústicas de aproximadamente 20 KHZ y consiste en registrar la amplitud o atenuaciones de las ondas que se propagan axialmente a lo largo de la tuberíaEsto se logra mediante dos receptores ubicados en la sonda a una distancia de 3 y 5 pies respectivamente del trasmisor.Las mediciones dependen del grado de adherencia entre el cemento y tubería. El receptor ubicado a 3 pies de distancia del receptor, mide la amplitud de la primer cresta de la onda acústica recibida y su tiempo de transito El receptor ubicado a 5 pies, recibe los trenes completos de onda para la presentación de la densidad variable (VDL) El tren de onda registrado por el receptor de 3 píes corresponde generalmente a la onda trasmitida por la tubería, ya que la velocidad de propagación es mas rápida en el acero que en la formación. La amplitud es máxima para una tubería sin adherencia de cemento y mínima cuando la cementación es buena.
NeutrónLa porosidad neutrón es una función del contenido de hidrogeno de los fluidos que se tienen en una formación.La porosidad sónica es calculada por medio de las ondas sónicas a través de la roca solida.La sonda de densidad calcula la densidad de ambas, matriz de la roca y el total de los fluidos contenidos en los poros de la roca
La sonda de neutrones emiten neutrones de alta energía, ya sea de una fuente química o un dispositivo generador de neutrones, mientras interactúan con la formación o en muchos casos, los fluidos contenidos en la formación. Esta respuesta medida es afectada por la cantidad de neutrones a diferentes niveles de energía y por el gasto de decaimiento de la población de neutrones desde un nivel de energía hasta otro.Un neutrón interactúa con la formación en varias formas después de dejar la fuente de emisión, es el resultado de estas interacciones la que es detectada por la sonda.
Porosidad Neutrón - DensidadEl registros de densidad es uno de los mas importantes para la evaluación de formaciones, ya que la densidad de la formación puede ser relacionada directamente para calcular la porosidad de la formación.
Ø = D ma- D bD ma- D f
PEFLecturas en:Caliza 5.08Arenisca 1.81Dolomía 3.14Lutita 1.8-6Anhidrita 5.05Sal 4.65
xxxx
Paraje soloFilisolaConcepción Superior
Concepción Inferior
Encanto
DepositoOligoceno
EocenoPaleocenoKs Mendez
Ks San Felipe
Ks Agua NuevaK MedioK InferiorJS TithonianoJS Kimmeridgiano
1000 m
Profundidad Total
7 5/8”
5”
100 mDentro ZPA
DentroKs Sn Fpe
Columna Geológica Asentamiento
de TRsDensidad del
Fluido Perforación1.01.52.0
Zona dePresiónAnormal
Interpretación Cualitativa
Registros
ResistividadCalibraciónDesviaciónPotencial espontaneoRayos Gamma
Litología
ResistividadCalibraciónDesviaciónRayos GammaPorosidad
ResistividadCalibraciónDesviaciónEspectroscopiaRayos GammaPorosidad
ResistividadCalibraciónDesviaciónEspectroscopiaRayos GammaPorosidadEchados|
Carbonatos
(CalizasY
Dolomías)
Arenas
LutitasY
Arenas
Margas
Arenas y
Lutitas
Interpretación Cualitativa
Evaluación de Registros:
Es importante para la evaluación de formaciones, en base al análisis de registros geofísicos, conocer y analizar todos los eventos que ocurren durante la perforación del pozo, sobre todo situaciones como: Perdidas de circulación. Gasificaciones. Flujos de fluidos. Corte de núcleos. Resistencias. Atrapamientos. Desviaciones
Ya que al momento de tomar los registros, es bien importante contar con esta información, sobre todo para sustentar una propuesta de un disparo a la formación para la obtención de hidrocarburos.
En las siguientes figuras se muestran ejemplo de lo mencionado anteriormente,
Profundidad desarrolla Profundidad vertical Densidad Presión Hidrostática6280 md 5965 mv 1.81 gr/cm3 1 079.66 Kg/cm2
6331 md 6005 mv 1.84 gr/cm3 1 104.92 Kg/cm2
6397 md 6055 mv 1.83 gr/cm3 1 108.06 kg/cm2
6422 md 6074 mv 1.83 gr/cm3 1 111.54 Kg/cm2
6440 md 6087 mv 1.82 gr/cm3 1 107.83 Kg/cm2
6468 md 6108 mv 1.82 gr/cm3 1 111.56 Kg/cm2
Profundidad desarrolla Profundidad vertical Densidad Presión Hidrostática6280 md 5965 mv 1.81 gr/cm3 1 079.66 Kg/cm2
6331 md 6005 mv 1.84 gr/cm3 1 104.92 Kg/cm2
6397 md 6055 mv 1.83 gr/cm3 1 108.06 kg/cm2
6422 md 6074 mv 1.83 gr/cm3 1 111.54 Kg/cm2
6440 md 6087 mv 1.82 gr/cm3 1 107.83 Kg/cm2
6468 md 6108 mv 1.82 gr/cm3 1 111.56 Kg/cm2
Datos de perforación
Presión hidrostática del fluido de perforación utilizado en el pozo D
5950
6050
6000
6100
6120
1075 1100 1125
5965 (6280 md)
1079 1105
6005
6055
1108
6074
1111
6087 (6440 md)
6108
Presión Hidrostática del Fluído de PerforaciónKg/cm2
Profundidad
mts
G
G
Fractura por registros
Quemo flama 2 – 3 mts altura
5977 mv
5996 mv
6016 mv
6029 mv
5950
6050
6000
6100
6120
1075 1100 1125
5965 (6280 md)
1079 1105
6005
6055
1108
6074
1111
6087 (6440 md)
6108
Presión Hidrostática del Fluído de PerforaciónKg/cm2
Profundidad
mts
GG
GG
Fractura por registros
Quemo flama 2 – 3 mts altura
5977 mv
5996 mv
6016 mv
6029 mv
G
6295 md (5977 mv)
6320 md (5996 mv)
6345 md (6016 mv)
6363 md (6029 mv)
6190 md
6230 md
G
G
G TR 7” @ 6468 md
Registro Rayos Gamma – Litodensidad - Neutrón
Fractura
3-Feb-07A partir de 6203 md, observa lectura de 300-400 UdeGbajando de 1.81 a 1.76 gr/cm3, aumenta a 1.81 gr/cm3
1.70 1.80 1.90 2.00
6200 md
4-Feb-07Perf @ 6232 md c/1.81 gr/cm3, Den min= 1.75 gr/cm3
6280 md5-Feb-07Perf @ 6280 md c/1.81 gr/cm3, registro 372 UdeG, Den min= 1.73 dte 1 hr, aumento a 1.85 gr/cm310-Feb-07 (Prof Act = 6280 md)Con bna a 5310 md, emp columnas a 1.85 gr/cm3Quemando gas c/flama de 3-4 m altura
6232 md
6287 md
6317 md
6331 md13-Feb-07Perf @ 6331 md c/1.84, Den sal= 1.83 gr/cm3Densifico a 1.88 gr/cm3, pozo normal, bajo a 1.83 gr/cm3
6397 md18-Feb-07Perf @ 6397 md c/1.83 gr/cm3
6422 md19-Feb-07Perf @ 6422 md c/1.83 gr/cm3, Saco bna p/cambioA 5310 md (zapata) densifico a 1.90 gr/cm3, metiómolino 8 3/8” a 6422 md c/1.85 gr/cm3 quemo ligeraFlama de gas 2-3 m de altura, estabiliza a 1.82 gr/cm3 6440 md25-Feb-07Perf @ 6440 md c/1.82 gr/cm3, quemando flama 4-5 m
6465 md26-Feb-07Perf @ 6468 md c/1.82 gr/cm3, quemando flama 4-5 m6468 md
26-Feb-07Perf @ 6465 md c/1.82 gr/cm3, quemando flama 4-5 m
Comportamiento de perforación 6 175 a 6468 md
Junio/2008
1-Feb-07A Perfora a 6201 md con 1.79 gr/cm3
Ejemplo
A 5448 mObservo escurrimiento de 4 m3 de fluido de perforación con una densidad de 1.60 gr/cm3, suspendió bombeo y observo flujo del fluido de perforación, registro presión en el manómetro instalado en la tubería de perforación de 100 psi, circulo fluido de perforación observando gasificación y manchas de aceite en el fluido de perforación, bajo densidad del fluido de perforación a 1.22 gr/cm3.
5517 m Gasificación dte 15 min5524 m Bajo densidad, 1.88 a 1.75 gr/cm35596 m Bajo densidad, 1.90 a 1.41 gr/cm3
Cuerpo poroso
G
Análisis Cualitativo
Ver calibrador
5448 m
5517 m5524 m
LDT/CNL/RGENERO-1981
5580 m Incremento presas, cerro pozo Ptp= 20 kg/cm2, Ptr= 70 Kg/cm2.Bombeo 148 m3 lodo Den= 1.85 gr/cm3, desalojando gas y aceite de Den= 0.95 gr/cm3
G 5580 m
LDT/CNL/RGENERO-1981 Ejemplo
5775
5780
Capitulo VTécnicas de interpretación cualitativa y cuantitativa de registros geofísicos de pozo
Formaciones limpias
Formaciones arcillosas
Formaciones con litología compleja
Ecuación de Archie para el calculo de Rw:
Donde:F = Factor de formación.Rw = Resistividad del agua de formación.Rt = Resistividad verdadera de la formación.
Ecuación valida para rocas limpias mojadas por agua y porosidad del tipo intergranular:
Factor de formación (F) se puede obtener de laboratorio con la relación Ro/Rw o se puede obtener a partir de un registro de investigación somera con la relación Rxo/Rmf.
La resistividad del agua de formación, se puede obtener de un análisis iónico de agua de formación (análisis stiff) o de un registro SP.
La resistividad verdadera de la formación Rt, se puede obtener de un registro de resistividad de investigación profunda (DLL, IL, LL3, etc.).
Factores litológicos que afectan el factor de formación (F):1.- Estructura solida de la roca, los minerales de las rocas sedimentarias que son no-conductores de la electricidad (resistivos) como el cuarzo, sílice.2. Los poros conectados.3.- La porosidad controla el volumen de fluidos a través de la cual la electricidad puede fluir.4.- La roca saturada con agua conduce la electricidad, por el agua salada contenida en los poros.5.- El cementante y la distribución del tamaño de los granos de l aroca controlan el tamaño de los poros y la tortuosidad.
Sw = F Rw Rt
Factores de cementación ( m )
Descripción de la roca valor de mNo – cementada. 1.3Muy ligeramente cementada. 1.4 – 1.5Ligeramente cementada. 1.6 – 1.7Moderadamente cementada. 1.8 – 1.9Altamente cementada. 2.0 - 2.2
La salinidad del agua de formación o de los yacimientos petroleros, varía desde 1 000 ppm hasta 300 000 ppm, cualquier valor arriba de las 300 000 ppm, podría estar influenciada por la cercanía de roca evaporita.
El agua de formación esta compuesta por aniones y cationes, un análisis stiff, determina con mucha exactitud, el valor de éstos, los cationes y aniones que se encuentran en el agua de un yacimiento petrolero, son:
Cationes factor (meq/l) Aniones Factor (meq/l) Sodio 0.0435 Cloruros 0.0282 Calcio 0.0499 Bicarbonatos 0.0164 Magnesio 0.0822 Sulfatos 0.0208 Fierro 0.0358 Carbonatos 0.0333
Ejemplo.Se tiene un pozo direccional perforado a 4500 md, a ésta profundidad, se cemento una tubería de revestimiento de 7”, la litología es de una formación altamente cementada con una temperatura de 200 °F, de un registro sónico de porosidad, se calculo una porosidad de 8.0 % y de un registro de resistividad una Rt de 15 ohm-m.
De un análisis iónico de un pozo vecino, se tienen una salinidad de 200 000 ppm, la temperatura superficial es de 70 °F, el intervalo con posibilidades de producir hidrocarburos pertenece a las arenas de la formación Concepción Inferior y se encuentra a una profundidad de 2 300 mdbmr.
Realice lo siguiente:1.- Dibuje un estado mecánico con la información proporcionada.2.- Determine la Sw y la Shcs.
Secuencia:Primero, analizar que formulas se deben de utilizar para resolver lo solicitado:
Ecuación de Archie
Datos: Altamente cementada, entonces se puede utilizar un valor de m = 2.2 Valor de la porosidad = 8 % Salinidad de 200 000 ppm Temperatura superficial = 70 °F Temperatura máxima = 200 °F Profundidad máxima = 4500 mdbMR Profundidad de la arena = 2300 mdbMR Resistividad verdadera de la formación ( Rt ) = 15 ohm-m.
Rw = Rs (Ts + 6.77 ) . (Tmax + 6.77)
F = 1 . Φm
Sw = F Rw Rt
Secuencia:Determinación del Rs a 70 °FDeterminar el valor de la resistividad del agua de formación, para determinar esto, se utiliza la gráfica Gen – 6 , entrando con los valores de salinidad de 200 000 ppm y una temperatura de 70 °F, leyendo un valor de Rs = 0.049 ohm – m @ 70 °F
Ahora, determinar la Rw a la temperatura donde se va a determinar la Sw, para esto se aplica la siguiente ecuación:
Ts y Tmax en °F
Obteniendo un valor para de Rw = 0.01819 ohm – m @ 200 °F (gráfica Gen 6)
Determinación del factor de formación F, aplicando la siguiente ecuación: Φ en porciento
Se obtiene un valor de F = 258.94
Para determinar la Sw, se utiliza la ecuación de Archie
Obteniendo un valor de la saturación de agua Sw = 55.74 %
Para determinar la Shcs. Como se sabe Sw + Shcs = 1 ; Shcs = 1 – Sw y se obtiene una Shcs = 44.25 %
Rw = Rs (Ts + 6.77 ) . (Tmax + 6.77)
F = 1 . Φm
Sw = F Rw Rt
Entrando con los valores de salinidad de 200 000 ppm y una temperatura de 70 °F, leyendo un valor de Rs = 0.049 ohm – m @ 70 °F
7”
9 5/8” xxx md
4500 md , T = 200 °F
AP 2 7/8” a 2000 md
Empacador 7”
PI= 4480 md
PistolasΦ = 8 %Salinidad = 200 000 ppmArena 2300 mdbMR
Concepción Inferior
Sw = 55.74 %Shcs = 44.25 %
Con estos datos, responda lo siguiente:
1.- ¿Como sería la forma de la arena?2.- ¿En que parte de la arena realizaría el disparo?3.- ¿Con que tipo de pistolas dispararía?
Sw = a (Rw)
(Ø m ) (R t)
Archie
PRINCIPALES ECUACIONES DE SATURACIÓN DE AGUAIndonesia
Sw n/2 =
(Ø m/2)Vclay ( 1- ------ )Vclay 2
+R Clay 0.5 (a Rw) 0.5
R t 0.5
Sw =
Modelo Doble agua
Waxman Smits
Simandoux
- 1
Vsh 2 ( 1 - ------ ) Rw
Rwb +VshRw + 1
Rwb 1 Rw
2+
2
Rw
Rw (Ø m )Rwb =Ø sh 2 Rsh
Sw = RoRt
0.51 + Rw Fws C QC
1 + R W F WS C QC /SwC QC /Sw
Donde :
1 + R W F WS C QC /SwC QC /SwFsh Rw
FWS = 1 - 0.6 exp (- 0.77 / Rw) 4.6
CQV =
Ro =
Qv ( 1 - Ø t ) 100 - Ø t
RHOMA
Sw = A Rw 2 Ø m
VshRsh
+- VshRsh
2+
4 Ø m
a Rw Rt
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Capitulo VINuevas técnicas de registros geofísicos de pozo
Técnica MWD durante la perforación del pozo
Técnica LDW durante la perforación del pozo
Otras técnicas de registros de pozos aplicables a la caracterización de formaciones y de yacimientos
