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UNIVERSIDAD ESTATAL “PENINSULA DE SANTA ELENA” FACULTAD CIENCIAS DE LA INGENIERIA CARRERA DE INGENIERIA EN PETROLEO

MATERIA: EVALUACION DE FORMACIONES PROFESOR: ING. SADI ITURRALDE NOMBRE: VALERIA MÉNDEZ CHONILLO CURSO 5/1 INGENIERIA EN PETROLEO

CAPITULO I SIMULACION DE YACIMIENTO La simulación de yacimientos es la manera de poder predecir cómo se comportará un yacimiento antes y después de haber sido perforado. Una vez obtenida la data proveniente de ingenieros geofísicos, geólogos, petroleros, etc.., esta será suministrada a un simulador de yacimientos el cual se encargará de la tarea más pesada, que es la de calcular y simular. ¿Qué es un Simulador de Yacimientos? Un Simulador de Yacimientos es aquel que, mediante algoritmos matemáticos, soluciona numéricamente las distintas ecuaciones del modelo matemático que representan el yacimiento y obtiene soluciones aproximadas de tales ecuaciones. Estructura de un simulador de yacimientos Sigue un patrón característico, el cual consiste de tres etapas:  Etapa 1: Esta etapa se le llama de Inicialización, en el cual se toma la data del yacimiento (propiedades roca-fluido), para obtener una estimación del POES.  Etapa 2: Esta etapa es de Ajuste Histórico, aquí el simulador con las condiciones de extracción de hidrocarburo (números de perforaciones, tiempo de explotación, etc.) hace los cálculos para predecir el comportamiento del yacimiento.  Etapa 3: Esta etapa se le llama de Predicciones, una vez hecho el cálculo

para las predicciones, el simulador podrá pronosticar el Factor de Recobro. Hay que destacar que los resultados de salida del simulador dependen de los datos de entrada, es decir que si al simulador se le suministra data inapropiada lo resultados serán los más ilógicos e incoherentes posibles. También, como se dicho anteriormente, el simulador no dará una predicción exacta de lo que pudiera pasar en el yacimiento, pero nos acercara en gran medida a lo que sucedería en la realidad, aconsejándonos y ayudándonos a mejorar las condiciones de explotación para obtener un buen factor de recobro, dado que

este es una de las principales metas a la que se quiere llegar. Funciones de un simulador Algunas otras de las funciones de un simulador es la de calcular presiones, saturaciones y comportamientos de pozos a través del tiempo, pero la más importante es la de simular el flujo en el yacimiento. Tipos de Simuladores Los simuladores se dividen en dos grupos, según el tipo de hidrocarburos y según el tipo de recuperación mejorada, su selección dependerá de lo que deseemos simular. Los que se definen según el tipo de hidrocarburo contenido en el yacimiento: 

Simuladores de gas



Simuladores de aceite negro



Simuladores geotérmicos



Simuladores de aceite volátil



Simuladores de gas y condensado.

Los que se utilizan en procesos de recuperación mejorada 

Simuladores de inyección de químicos



Simuladores de inyección de miscibles



Simuladores de recuperación térmica.

Es significativo mencionar que también existe una clasificación según el tipo de flujo, en función del número de fluidos en movimiento: 

Simulador monofásico



Simulador bifásico



Simulador trifásico

Una vez elegido el tipo de simulador a utilizar se selecciona el modelo que sea capaz de hacer el estudio de un pozo, de la región de un yacimiento o la escala completa del yacimiento, dependiendo de cuál sea el caso puede usarse el modelo de van Poollen, Peaceman entre otros.

MEDIDAS QUE SE OBTIENEN DE LOS PERFILES DE POZO. Perfilaje de Pozos El Perfilaje de pozos es una actividad muy importante dentro de la exploración y producción de hidrocarburos (petróleo y gas), la cual consiste en la toma y monitoreo delos perfiles o registros del pozo. ¿Qué es un Registro o Perfil de un Pozo? Un registro o perfil de pozo quiere decir “una grabación contra profundidad de alguna delas características de las formaciones rocosas atravesadas, hechas por aparatos de medición (herramientas) en el hoyo del pozo” Importancia de los Perfiles de Pozo A través de los perfiles de pozos medimos un número de parámetros físicos relacionados a las propiedades geológicas y petrofísicas de los estratos que han penetrado. Además, los registros nos dan información acerca de los fluidos presentes en los poros de las rocas (agua, petróleo o gas). Por lo tanto, los datos de los perfiles constituyen una descripción de la roca. La interpretación de los perfiles puede ser dirigida a los mismos objetivos que llevan los análisis de núcleos convencionales. Obviamente, esto solo es posible si existe una relación definida entre lo que se mide en los registros y los parámetros de roca de interés para el Ingeniero Geólogo, el Petrofísico o el Ingeniero de Yacimientos. La principal función del Perfilaje de pozos es la localización y evaluación de los yacimientos de hidrocarburos. Validación de los Perfiles Se realiza para verificar la calidad de los datos y la velocidad de Perfilaje. Cada herramienta posee una velocidad de Perfilaje óptima, a la cual la calidad de los datos obtenidos es la mejor. Normalización de las Curvas La normalización de los perfiles es realizada por un petrofísico. El perfil que necesita ser normalizado con mayor frecuencia es la curva SP.

TIPOS DE PERFILES DE POZOS 1. REGISTROS DE DIÁMETROS Proporcionan información acerca de las condiciones del hoyo. 

Registro de Diámetro de la Mecha (Bit Size = BS)



Registro de Calibración (Caliper = CALI)

El Caliper es una herramienta que mide el diámetro del pozo, el cual puede ser de mucha utilidad a la hora de diferenciar litologías resistentes de las poco resistentes. Su principal función es determinar el estado del hoyo (derrumbado o no derrumbado). 2. REGISTROS ELÉCTRICOS Proporcionan información acerca de las propiedades eléctricas de las rocas. 

Potencial Espontáneo (Spontaneity Potencial = SP)

Es un registro no inducido. El SP se mide introduciendo une electrodo en el sondeo sin entubar, mientras que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y lleno de lodo de perforación. El SP se utiliza para identificar capas porosas, para calcular la salinidad del agua deformación y la resistividad del agua de formación (Rw). 

Resistividad (Resistivity)

Es un registro inducido. La resistividad es la capacidad que tienen las rocas de oponerse al paso de corriente eléctrica inducida y es el inverso de la conductividad. La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos presentes en los poros delas rocas. Proporciona evidencias del contenido de fluidos en las rocas. Si los poros de una formación contienen agua salada presentará alta conductividad y por lo tanto la resistividad será baja, pero si están llenos de petróleo o gas presentará baja conductividad y por lo tanto la resistividad será alta. 3. REGISTROS RADIACTIVOS Proporcionan información acerca de las propiedades radiactivas de las rocas. 

Rayos Gamma (Gamma Ray = GR)

Se basa en la medición de las emisiones naturales de rayos gamma que poseen las rocas. Mientras mayores el contenido de arcilla de las rocas mayor es la emisión de GR de las mismas. Los minerales radiactivos principales son: el potasio (K), el torio (Th) y el uranio (U) Sirve para calcular el contenido de arcilla de las capas (Vsh), para estimar tamaño de grano y diferenciar litologías porosas de no porosas. Puede utilizarse en pozos entubados. 

Registro de Espectrometría (NGS)

El registro de espectrometría o GR espectral sirve para determinar el tipo de arcillas que contiene una formación. Se basa en la relación de proporciones de los tres minerales radiactivos principales: potasio (K), torio (Th) y uranio (U). Las concentraciones K/Th ayudan a identificar el tipo de arcilla presentes en la formación, mientras que las concentraciones de U indican la presencia de materia orgánica dentro de las arcillas. 4. REGISTROS DE POROSIDAD Proporcionan información acerca de la porosidad del yacimiento. Son los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas. 

Registro Neutrónico (CNL)

Se basa en la medición de concentraciones de hidrógenos, lo que indica la presencia de agua o petróleo de la roca. Posee una fuente de neutrones, los cuales colisionan con los hidrógenos presentes en los poros de la roca. La herramienta también posee un receptor que mide los neutrones dispersos liberados en las colisiones. 

Registros de Densidad (FDC)

Se basa en la medición de la densidad de la formación, por medio de la atenuación de rayos gamma entre una fuente y un receptor. Posee una fuente de rayos gamma, los cuales colisionan con los átomos presentes en la roca. 

Registros Sónicos (BHC)

Utiliza el mismo principio del método sísmico: mide la velocidad del sonido en las ondas penetradas por el pozo. Posee un emisor de ondas y un receptor. Se mide el tiempo de tránsito de dichas ondas. CALIBRACIÓN Y CONTROL DE CALIDAD DE LOS PERFILES. Control de calidad de los registros La calidad de los datos registrados debe ser de la máxima preocupación, tanto para el ingeniero del campo como para el cliente. Decisiones muy caras acerca del futuro de un pozo se basan en datos de registros. Los datos exactos son vitales para el proceso de toma de decisiones y futuro éxito / fallo de un pozo. El primer paso en cualquier análisis de un problema debe ser definir los registros, buscando anomalías o cualquier respuesta extraña en la respuesta de los registros. Todas las compañías de registros y muchos clientes han desarrollado programas de control de calidad detallado de registros en su sitio. Hay cuatro principales áreas de preocupación que deben considerarse para asegurar la calidad de los registros. Control de profundidad El control de profundidad es sólo uno de los muchos componentes vitales de la calidad de los da- tos. Sin embargo, también es uno de los más difíciles de alcanzar. En situaciones exploratorias, alguna seguridad puede obtenerse a partir de comparaciones entre la profundidad de los registros, la profundidad del perforador y la profundidad de la TR y al conocimiento general de las estructuras geológicas regionales. Se debe tener en mente, que no existe medio alguno que vierta referencias exactas. En situaciones de desarrollo y relleno hay suficiente con- trol para asegurar la corrección de la profundidad en los datos para un pozo particular. Debe hacerse un esfuerzo para asegurar que el control de la profundidad sea práctica en cada pozo. Calidad técnica general Más allá del control humano muchas condiciones pueden afectar de manera adversa el control de calidad técnico de los datos de registro. La más obvia de ellas es el mal funcionamiento del equipo. La mejor manera de minimizar el mal funcionamiento del equipo y la posibilidad de una pobre calidad de los registros

son los programas de mantenimiento preventivo. Otras posibles causas de pobreza de información incluyen: agujeros muy rugosos, atorones de herramienta, rotación de herramientas, velocidad excesiva de registro, desviación de los pozos, pobre centralización o ex centralización y errores del ingeniero. Cada una de esas posibilidades debe mantenerse en mente cuando se evalúa la calidad de los datos de registro. En algunos casos, debe hacerse una segunda corrida, tal vez con un tren de herramientas diferente. Repetibilidad Muchos de los factores antes mencionados afectan la calidad técnica de un registro y podría también aplicarse a la repetibilidad. En suma, una repetición puede afectarse por el fenómeno dependiente del tiempo como el cambio por invasión de fluidos. La comparación de secciones repetidas de registro es un paso importante en la evaluación de la calidad de los datos de registro. Sin embargo, no debe ser el único método de control de calidad.

CAPÍTULO II TÉCNICAS DE INTERPRETACIÓN CONVENCIONAL Correlación entre distintos registros geofísicos La medición de la profundidad total con herramientas con cable es inexacta, por lo que puede existir una variación de la profundidad entre las corridas de registros. Estas variaciones son causadas principalmente por irregularidades del agujero y el peso de herramienta. Algunas herramientas tales como las de inducción, son cilíndricas, por lo que removerlas del pozo resulta sencillo. Otras, como las herramientas de densidad, neutrón de pared y sónico con caliper, tienen patines para pasar junto a la pared del pozo. En un agujero desviado, incluso las herramientas cilíndricas pueden tocar la pared del pozo. El primer paso en cualquier técnica de interpretación que emplee más de un registro es la correlación de los mismos, para asegurar que se encuentran en la misma profundidad. Selección de zonas de interés

Después de que los registros son puestos a una misma profundidad, el siguiente paso es seleccionar las zonas de interés. En la detección de hidrocarburos, las zonas de interés son las capas porosas y permeables con hidrocarburos. Las capas permeables comúnmente son identificadas usando el registro de potencial natural (SP). También el micro log es un excelente indicador de permeabilidad. En pozos perforados sobre balance el efecto de invasión del filtrado del lodo en capas permeables, generalmente produce ciertas respuestas en distintos registros, lo que puede evidenciar y ayudar a identificar las zonas de interés. Conceptos básicos de interpretación Las técnicas de interpretación convencional de registros hacen uso de las siguientes ecuaciones:

Donde: 

F es el factor de resistividad de la formacion.



a es el coeficiente de tortuosidad.



Ф es la porosidad.



m es el exponente de cementación.



Ro es la resistividad de la roca saturada 100 % de agua.



Rw es la resistividad del agua de formación.



Rt es la resistividad de la roca, con Sw < 100 %.



Sw es la saturación de agua.



n es el exponente de saturación.

Considerando que se trata de formaciones limpias de litología simple. El uso de una técnica de interpretación convencional requiere por lo menos de registros de resistividad, un registro de porosidad (sónico, densidad o neutrón) y una curva de potencial natural (SP). Los registros de resistividad son usados para determinar Rt y Rxo. Las lecturas de los registros de porosidad son usadas para calcular la porosidad de la formación a través de las siguientes ecuaciones:

Donde: 

Ρb es la densidad medida.



ρma es la densidad de la matriz.



ρf es la densidad del fluido.



∆t es el tiempo de tránsito medido.



∆tma es el tiempo de tránsito de la matriz.



∆tf es el tiempo de tránsito del fluido.



∆tsh es el tiempo de tránsito en una capa de lutita.



Bcp es la corrección por falta de compactación.

Volumen total de agua La saturación de agua representa la fracción de porosidad ocupada por el agua, pero no aporta ningún indicio de que esa agua sea o no producida después de la terminación del pozo. Demasiada producción de agua es un problema debido a los costos asociados con su desecho, pues podrían requerirse pozos adicionales para propósitos de inyección o necesitaría eliminarse el exceso de producción de agua con frecuencia. Las terminaciones con producción de agua nula ocurren cuando el yacimiento cuenta con una saturación de agua irreducible (Swir). Un valor de Swir representa la saturación de agua que está atrapada por fuerzas capilares en pequeñas gargantas de poro o está atrapada por fuerzas eléctricas en granos de minerales de arcilla en la roca. Usando registros convencionales es muy difícil obtener estimaciones de Swir, si no se tiene un núcleo. La fracción volumétrica de agua ocupando el espacio poroso respecto al volumen total de roca, se conoce como volumen total de agua, y puede ser estimada si la formación se encuentra en condiciones irreducibles. El módulo de volumen de agua (BVW, por sus iniciales en inglés) es calculado con la ecuación:

BV W = Sw Φt Donde Sw es la saturación de agua y Φt la porosidad total. Como con la saturación de agua, BVW debe ser calculado a diferentes profundidades dentro de la misma formación. Cálculo del volumen de hidrocarburos La cantidad de aceite que puede ser recuperado (reservas) de un pozo en el que se encuentra una formación de interés, puede ser calculada como:

Donde NR es el volumen de aceite recuperable en barriles (STB), A el ´área de drene en acres, FR es el factor de recuperación, Bo es el factor de volumen del aceite, hi el espesor en ft de una capa individual que contiene aceite fluyendo a gastos económicamente rentables dentro del intervalo de interés, φi es la porosidad fraccional, y So es la saturación fraccional de aceite. Una ecuación similar puede ser escrita para estimar el volumen en pies cúbicos estándar de gas libre recuperable,

Donde Sg es la saturación fraccional de gas y Bg el factor de volumen del gas. Valores de corte del yacimiento 

Saturación de corte

De los tres parámetros φ, h y Sh, la saturación de hidrocarburos es el más importante y critico por varias razones: 1. La cantidad de hidrocarburos in situ es directamente proporcional a Sh. 2. La habilidad de una zona para transmitir hidrocarburos a un gasto económico es determinado por Sh, además de la porosidad y permeabilidad.

3. Frecuentemente, las propiedades geológicas y físicas que controlan Sh también determinan el área de drene y el factor de recuperación. 

Porosidad de corte

Además de tener una permeabilidad relativa a los hidrocarburos suficientemente grande, una zona de interés económico debería tener suficiente permeabilidad absoluta para asegurar un gasto de flujo económico. La permeabilidad absoluta es usualmente inferida a partir de la porosidad por medio de relaciones empíricas. Estas relaciones, tienen un alto grado de incertidumbre y varían significativamente con el tipo de roca. Saturación de aceite móvil La saturación de aceite móvil, Smo, es la diferencia entre la saturación inicial de aceite, Soi , y la saturación de aceite residual, Sor, que permanece en la formación después de que ´esta sea invadida por agua: Smo = Soi − Sor Smo provee medios cualitativos para la evaluación de la productividad de la formación. Un factor de recuperación FR, para un mecanismo eficiente de empuje por desplazamiento de agua puede ser estimado como:

Para un mecanismo de disminución de presión, FR se asume que sea la mitad del valor que para el desplazamiento por acuífero activo. Smo puede ser determinado por medio de pruebas especiales de desplazamiento. También puede ser inferida a partir de mediciones en el pozo si es que es aceptado usar filtrado de lodo para invadir la formación como una representación del mecanismo de desplazamiento por agua. Como S oi = 1 − Sw y en zonas invadidas Sor = 1 − Sxo, la ecuación de Smo puede reescribirse como: Smo = Sxo − Sw Sxo es calculado de la ecuación:

La cual asume una invasión perfecta, es decir, que toda el agua de formación es removida de la zona invadida. El uso de esta ecuación requiere del conocimiento de valores confiables de Rxo y Rmf , los cuales en muchos casos son difíciles de obtener con suficiente exactitud. MÉTODO RWA, RMFA, FR/FS, RXO/RT; DETERMINACIÓN DEL PETRÓLEO MÓVIL Método Rwa El método de la resistividad del agua aparente Rwa es útil para la detección de zonas con hidrocarburos rentables y para la estimación de la saturación de agua y la resistividad del agua de formación. La curva Rwa se obtiene continuamente considerando que Sw = 100 % en cualquier lugar. La relación de Archie utilizada es:

Donde Sw es la saturación de agua, Rw la resistividad del agua de formación, Rt la resistividad verdadera de la formación y Φ la porosidad total. Sustituyendo Sw = 100 % y Rwa por Rw y reacomodando se obtiene:

El término “aparente” es usado en el valor de saturación de agua ya que es obtenido mediante un valor estimado de un método de interpretación rápida que puede ser impreciso por la incertidumbre debida a las aproximaciones usadas. Se pueden establecer ciertos valores de corte del parámetro Rwa/Rw para una determinada formación. Por ejemplo, las zonas productoras generalmente son indicadas en areniscas limpias cuando se tiene que Rwa/Rw > 3 o 4, mientras que las zonas rentables en areniscas arcillosas son indicadas cuando Rwa/Rw > 2.

Método Rmfa Las condiciones de invasión anormal pueden ser revisadas por medio del uso de la técnica de interpretación rápida acreditada a Tixier et al. Este método requiere del cálculo de una resistividad aparente del filtrado del lodo, Rmfa, definida como:

Donde la resistividad somera Rshallow es leída directamente de un dispositivo de micro resistividad (microlaterolog, microproximidad y microesferico enfocado) y F es el factor de resistividad de la formación usado en el cálculo de Rwa. El valor de Rmfa es equivalente a Rmf en acuíferos profundamente invadidos donde Rshallow = Rxo = F Rmf . Puede ocurrir que Rmfa < Rmf en el caso de que se tenga una invasión somera donde la lectura de los dispositivos de microresistividad sea menor que Rxo debido al efecto de la zona virgen. Rmfa usualmente seria mayor que Rmf en formaciones de aceite y gas debido al aceite y al gas residuales. A partir de una de las ecuaciones de Archie, se puede apreciar que:

La comparación de Rmfa y Rmf provee una revisión para condiciones anormales de invasión. Para lodos dulces donde Rmf > Rw se cumple lo siguiente: 1. Si Rmfa < Rmf la invasión es muy somera y los valores de Rwa probablemente sean representativos. 2. Si Rmfa > Rmf y Rwa > Rw entonces Rmfa confirma la presencia de hidrocarburos como lo indicaría Rwa. 3. Si Rmfa = Rmf podría haber una invasión profunda y los valores favorables de Rwa requerirían ser investigados más a detalle. Método de Rxo/Rt Esta técnica involucra el cálculo de una curva Rxo/Rt ya sea del cociente RLL8/RILd o RSF L/RILd y graficarla como una curva comparativa con el SP. La separación propiamente escalada entre la curva Rxo/Rt y la del SP provee una

rápida localización de posibles intervalos con hidrocarburos. Las combinaciones de registros de esférico enfocado/inducción profunda (RSF L/RILd) y latero log 8/doble inducción (RLL8/RILd) pueden grabar la curva Rxo/Rt simultáneamente, la cual es llamada como (ESP) QL, (Rxo/Rt) QL o QLRA (Quick Look Ratio). El cálculo de Rxo/Rt no requiere del conocimiento de la porosidad, factor de formación o Rw. La técnica es más apropiada para casos en donde la porosidad no está disponible o no puede ser determinada debido a litologías complejas, o cuando la relaciones Ф − F son inapropiadas. La principal ventaja de esta técnica podría ser que provee los medios para localizar hidrocarburos móviles. Como la presencia comprobada de hidrocarburos no necesariamente implica producción comercial, la curva (Rxo/Rt)QL es un complemento adecuado a técnicas que solamente indican la presencia de hidrocarburos, tales como Rwa, la curva Ro, o Fxo/Fs. El método de Rxo/Rt está basado en los cálculos del parámetro (ESP)QL derivados de la razón Rxo/Rt:

Como Rxo = F Rmf /Sxon y Rt = F Rw/Snw entonces:

Y la ecuación de (ESP)QL se convierte:

Pero el potencial natural medido, llamado (ESP) log, puede ser aproximado por el término −K log(Rmf /Rw), así:

En zonas de agua o zonas con hidrocarburos no móviles, Sw = Sxo y la ecuación anterior se reduce a:

En zonas de agua, la curva ESP y la curva ya sea (ESP )QL o (Rxo/Rt)QL convergirán, mostrando escasa o nula separación. En zonas con hidrocarburos con saturación móvil, Sxo > Sw y log (Sw/Sxo) < 0. Por consiguiente, en valor absoluto:

Diagrama de aceite móvil La detección de hidrocarburos móviles con el método de Rxo/Rt requiere de un registro SP de buena calidad. Dicha técnica es inefectiva en formaciones de carbonatos de alta resistividad y en pozos perforados con lodos salados. Una versión extendida de la aproximación de Fxo/Fs genera una gráfica de aceite móvil (F – MOP) que es efectiva para localizar hidrocarburos móviles. Generar una curva F – MOP (MOP son las siglas de Mobile Oil Plot) requiere de dos etapas. Primero, la curva F es normalizada a Rt en una zona con agua y la curva Ro resultante es graficada junto al registro de resistividad. Después, la curva F es normalizada a una curva de Rxo (obtenida mediante un SFL o MSFL) en una zona con agua y la curva resultante Fxo (Fxo = Rxo en una roca saturada con un fluido cuya resistividad sea Rmf) es graficada junto al registro de resistividad. El F – MOP compara tres factores de resistividad de formación calculados con tres diferentes aproximaciones. Además de comparar Fxo y Fs, el grafico también compara Fxo con un factor de resistividad de formación FR, calculado de la curva de resistividad profunda. FR es definido como:

Asumiendo que Rdeep = Rt queda:

Índice de hidrocarburos móviles Un método usado para determinar la movilidad de los hidrocarburos (método MOP por sus siglas en inglés) involucra el cálculo de la saturación de agua de la zona lavada (Sxo) y compararla con la saturación de agua de la zona virgen (Sw). Las formaciones no invadidas se considera que tienen la misma saturación de agua a todas las distancias a partir del agujero. Durante la invasión, los hidrocarburos móviles que ocupaban el espacio poroso de la zona invadida, son parcialmente desplazados por la invasión del filtrado del lodo. Como resultado, Sxo incrementa durante la invasión por el filtrado mientras que Sw no cambia. La saturación de agua en la zona lavada es estimada mediante la sustitución en la ecuación de Archie de aquellas variables relacionadas a las resistividades de la zona invadida. El agua presente en la zona invadida es considerada filtrado de lodo, aunque sea razonable esperar que un poco de agua irreductible de la formación y de hidrocarburo residual permanezcan después de la invasión. La saturación de agua de la zona invadida es calculada empleando la siguiente forma de la ecuación de Archie:

Donde Sxo es la saturación de la zona lavada, n es el exponente de saturación, a es el coeficiente de tortuosidad, Rmf es la resistividad del filtrado de lodo, φ es la porosidad total, m es el exponente de cementación, y Rxo es la resistividad de la zona lavada.

CAPITULO III DETERMINACIÓN DE POROSIDAD Y LITOLOGÍA Con los datos obtenidos de los diferentes registros de porosidad (neutrón, densidad y sónico) podemos determinar la porosidad, si se conoce la litología (parámetros de la matriz) se pueden obtener valores correctos de porosidad, teniendo en cuenta las debidas correcciones para los efectos ambientales. El

registro neutrón y el de densidad responden a la porosidad total y el registro sónico responde a la porosidad primaria equitativamente distribuida. La determinación de la porosidad se ve afectada por el conocimiento de la matriz (los minerales que la componen y sus proporciones), el tipo de la estructura de poro y la presencia de fluidos (especialmente gas e hidrocarburos ligeros). Los registros de porosidad responden cada uno de manera diferente a los minerales presentes en la matriz, por lo que para una medida más acertada se combinan con diferentes registros. Los crossplot son una buena manera de demostrar como la combinación de varios registros responden a la porosidad y la litología. Hay diferentes crossplot, por ejemplo: 

Neutrón-densidad: son gráficos para SPN neutrón y el registro de densidad, en este crossplot si no se elige bien el par de la litología los valores de la porosidad no varían, pero los valores de las fracciones volumétricas de para litología si se van a ver seriamente afectados.



Sónico- neutrón: son gráficos construidos para un tiempo de transito promedio-ponderado y el tiempo de transito observado. Los efectos de elegir mal la litología serán pequeños en los valores de porosidad encontrados.



Densidad- fotoeléctrico: la curva de la sección del efecto fotoeléctrico es un buen indicador dela matriz y es ligeramente influenciada por la porosidad de la formación y el fluido presente en los poros. Sirve para determinar la porosidad e identificar los minerales de la matriz y las fracciones de cada uno.



NGS: con este crossplot se puede identificar los minerales ya que compara el contenido de materiales naturalmente radioactivos (potasio, torio, uranio). Los resultados pueden ser ambiguos y se necesitan otros datos para poder tener certeza en los resultados. El tipo de radiación depende de la formación encontrada, ya que los minerales radioactivos en ella dependen de la sedimentación (con algunas excepciones), el grado de re-trabajamiento y la alteración de los sedimentos.



M-N: facilita la interpretación de la litología en mezclas complejas de minerales, este crossplot combina datos de los tres registros de porosidad, M y N representan las respectivas pendientes de las líneas de

litología individual de los crossplot sónico-densidad y densidad-neutrón, M y N son esencialmente independientes de la porosidad. La porosidad secundaria, arcillosidad y presencia de gas cambiara la posición de los puntos con respecto de su verdadera litología. 

MID plot: para este plot se necesitan 3 datos, la porosidad total aparente que es determinada usando los crossplot Neutrón- densidad y Neutrónsónico, el tiempo de transito aparente de la matriz y la densidad aparente de grano. Es útil para determinar la litología de mezclas complejas de minerales. En el cruce del intervalo del tiempo de transito promedio de la matriz y la densidad aparente de grano en el MID plot identificará la litología de la roca.



Densidad aparente de grano de la matriz. Sección transversal volumétrica aparente de la matriz: este plot usa los datos requeridos para el MID plot y los datos del índice de sección transversal del efecto fotoeléctrico. Se forma un triángulo con los puntos obtenidos en el plot el cual representa el porcentaje de cada mineral presente (cuarzo, calcita, dolomita).

Efectos

de

la arcillosidad,

porosidad

secundaria

y

presencia

de hidrocarburos en los crossplot La arcillosidad produce un cambio en el punto de los crossplot hacia la dirección del llamado punto de arcilla, generalmente está en el cuadrante sudeste de los crossplot neutrón- densidad y sónico- densidad y en el cuadrante noreste en el neutrón- sónico y en el centro bajo en el sónico-Pe. La porosidad secundaria desplaza los puntos desde la línea correcta de litología e indica un valor menor de porosidad total. La presencia de gas y/o hidrocarburos ligeros causan un incremento de la porosidad aparente del registro densidad y una disminución de la porosidad del registro neutrón y del registro sónico. INTERPRETACIÓN CRUZADA DE REGISTROS DE POROSIDAD Dos de los usos más importantes de los datos de registros son los de proporcionar información de porosidad y litología para propósitos de cálculo de la saturación de agua (Sw). La porosidad es vital en eso, ya que es un parámetro de entrada en la ecuación de Archie. El conocimiento de la litología es útil ya que proporciona al analista la información necesaria para hacer una

determinación a partir de la cual utilizara valores del factor tortuosidad (a) y exponente de cementación (m). Existen una variedad de métodos - visuales, matemáticos y gráficos - usados para determinar la porosidad de la formación. Las mediciones de porosidad tomadas a partir de registros son raramente adecuadas para el uso en el cálculo de la saturación de agua. Una vez que la porosidad neutrón es corregida por efectos ambientales, el analista usualmente enfrenta a dos valores de porosidad porosidad-neutrón y porosidad-densidad. Sin embargo, los cálculos de saturación de agua con Archie requieren solamente un valor de entrada para porosidad. Porosidad dos tercios (two-thirds porosity) Un método para estimar visualmente un valor de porosidad para usarse en la ecuación de Archie es conocido como Porosidad Dos Tercios ("two- thirds"). Este método involucra la estimación leí-da a dos tercios de la distancia entre la lectura de porosidad más baja y la lectura de porosidad más alta, así este valor se toma para ser usado en la ecuación de Archie. Este método puede usarse independientemente del tipo de matriz considerado (p. ej.: caliza, arenisca, dolomía) para calcular la porosidad. Independientemente de la selección del tipo de matriz, Porosidad Dos Tercios puede suponerse que refleja la porosidad aproximada de una formación de cualquier litología. La razón de tomar dos tercios de la distancia entre las lecturas de porosidad, más que por conseguir un simple promedio, es la de aproximar más el valor que podría ser calculado por la ecuación de porosidad de la gráfica cruzada (discutida más adelante). Algunos analistas prefieren tomar un simple promedio de las dos mediciones. Una limitación importante en la estimación de la porosidad dos-tercios es la presencia de gas. Debido a que el gas afecta la porosidad neutrón más que a la porosidad densidad, cualquier rutina que promedie podría contener un error. Afortunadamente, en presencia de gas, la porosidad densidad y neutrón se compensan parcialmente una a la otra. Esta limitación debe mantenerse en mente cuando se aplica el método. Además, esta aproximación debe hacerse con precaución donde está presente la anhidrita. Debido a la alta densidad de la

anhidrita (qb = 2.@8g/ cc), la porosidad densidad a menudo leerá demasiado bajo (en algunos casos, negativo). Promediando los métodos, además, resultará en un valor de porosidad de la formación que es bastante bajo. GRÁFICAS DE DOBLE POROSIDAD Otro método para obtener un valor simple para porosidad a partir de datos de porosidad Densidad y porosidad neutrón es con el uso de la ecuación de la porosidad de gráfica cruzada (cross-plot porosity).

 D  2

FXPLOT =

2 N

Del valor obtenido de esta ecuación, puede suponerse que representa la porosidad real de la formación, independientemente de cuál valor se utilizó 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

formación. Nuevamente, una limitación importante en el uso de este método es la presencia de gas y anhidrita. Esas circunstancias crearán una situación en la cual los valores de la porosidad obtenida a partir de la gráfica-cruzada no es una aproximación exacta de la porosidad de la formación. En casos donde la porosidad neutrón lee valores negativos (común en yacimientos de dolomía anhidrítica), algunos analistas prefieren usar un simple promedio de valores de densidad y neutrón como se ilustra abajo.

COMBINACIÓN DE TRES REGISTROS DE POROSIDAD 3 Tipos de Registros principales 

Densidad de formación



Sonico (acústica)



Neutrón compensado

Estos registros no miden directamente la porosidad. Para calcular exactamente la porosidad, se deberá conocer: 

Litología de la formación



Tipos de fluidos en la porción logeada del reservorio

Perfil de densidad Los Rayos Gamma que la fuente emite continuamente penetran en la formación y experimentan múltiples colisiones con los electrones, perdiendo energía y dispersándose en todas direcciones (Dispersión Compton) al caer la energía por debajo

de

0.1

mev,

los

GR

mueren

en

un

proceso

llamado

³absorciónFotoeléctrica, la dispersión Compton dependen de la densidad de los electrones en la formación (número de electrones por cc) y se relaciona con la densidad total de la formación. La absorción fotoeléctrica depende de la Densidad de los electrones y del número atómico promedio del material que componen la formación. Este mecanismo se usa para indicar el tipo de roca. Registro sónico (acústico) Mide la velocidad del sonido a través de las formaciones. La herramienta consiste de un transmisor y dos receptores. El transmisor emite ondas de sonido que viajan hacia la formación y retornan a los receptores. La velocidad de la formación (tiempo de tránsito △T) es determinada por la diferencia en los tiempos de arribo a los dos receptores. Tiempo de tránsito es dependiente de la densidad del medio a través del cual el sonido viaja Mide la velocidad del sonido en la formación. El tiempo de transito es función de la litología y de porosidad. 

En formaciones más densas o consolidadas el tiempo de transito es menor.

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Un incremento en el tiempo de transito indica un incremento en la porosidad.

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Determinación de porosidad

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Determinación del tipo de roca (combinado con otros perfiles. Cross plots)

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Determinación de porosidad secundaria

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Identificación de límites de capas

Registro de neutrones Radiación inducida a la formación por bombardeo de neutrones. Mide el contenido de H de las formaciones. 

Un alto rate de conteo de neutrones indica baja porosidad.

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Un bajo rate de conteo indica una alta porosidad.

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Determinación de porosidad

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Determinación del tipo de roca (combinado con otros perfiles, cross plots)

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Identificación de gas (por menor lectura)

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Identificación de límites de capas

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La herramienta emite neutrones de alta energía hacia la formación.

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Los neutrones colisionan con los núcleos de los átomos de la formación.

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Los neutrones pierden energía (velocidad) en cada colisión.

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La mayor energía es perdida cuando colisionan con núcleos de átomos de Hidrogeno.

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Los neutrones son desacelerados lo suficiente y son capturados por núcleos.

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EL núcleo captor resulta excitado y emite un rayo gamma.

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Registro de Neutrones

IDENTIFICACIÓN DE MATRICES COMPLEJAS La mayoría de las formaciones almacenadoras de aceite y gas están compuestas de rocas sedimentarias, a diferencia de las rocas ígneas y metamórficas. Las rocas sedimentarias, como su nombre lo indica, están compuestas de diferentes tipos de sedimentos que han sido depositados en algún punto de acumulación, posiblemente la base de algún océano antiguo o un canal fluvial. Después de algún periodo geológico, muchas de tales capas de sedimentos pueden acumularse. La fuerza tectónica impuesta sobre las capas subyacentes resulta en la compactación y cementación de los sedimentos consolidados hasta formarse las rocas sedimentarias.

Por volumen, se estima que las rocas sedimentarias constituyen sólo el 5% de la litósfera conocida (los 16 kilómetros de espesor de la corteza exterior de la tierra), mientras que las rocas ígneas y metamórficas constituyen el 95%. Sin embargo, las rocas sedimentarias cubren el 75% del área total de tierra sobre los continentes, con las rocas ígneas y metamórficas cubriendo el resto. Es evidente, además, que forman solamente una porción muy delgada sobre la superficie terrestre. Para propósitos de esta discusión, las rocas sedimentarias pueden ser subdivididas en dos categorías primarias: clásticos y carbonatos. Esas categorías comprenden los tres tipos de roca de los yacimientos productores más comunes: areniscas, calizas y dolomías. La composición, lugar de origen, y tamaño de grano de los sedimentos individuales de una roca están entre los factores que determinan la identidad de la roca.

Bibliografía: http://ucvpetroleo.blogspot.com/2010/01/simulacion-de-yacimientos.html https://es.scribd.com/doc/26228291/Registro-o-Perfilaje-de-Pozos https://es.scribd.com/presentation/41552106/Sonico-Densidad-Completo http://www.cedip.edu.mx/tomos/tomo06.pdf https://es.scribd.com/document/148436736/Determinacion-de-Porosidad-yLitologia-Resumen