Registros de Porosidad
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Interpretación de Registros de Pozos 2011 - II Prof. Marcos Perdomo
MODULO II
REGISTROS
LITOLÓGICOS Y DE
POROSIDAD
Interpretación de Registros de Pozos 2011 - II Prof. Marcos Perdomo
CONTENIDO
Registros Acústicos Sónico Compresional
Registros Radioactivos Densidad
Neutrón
Registros Especiales Resonancia Magnética
Mineralógico
Otros
Interpretación de Registros de Pozos 2011 - II Prof. Marcos Perdomo
El registro sónico es un registro de porosidad que mide el tiempo de tránsito interválico (Δt,
delta t, DT) de una onda compresional de sonido que viaja a través de la formación a lo largo
del eje del pozo. La herramienta del registro sónico consiste en uno o más transmisores y
dos o más receptores. Los registros sónicos modernos son dispositivos compensados por
efectos del hoyo (BHC). Estos dispositivos son diseñados para reducir considerablemente
los efectos de las variaciones del diámetro del hoyo (Kobesh y Blizard, 1959) y también los
errores debidos a la deriva de la herramienta con respecto al eje del hoyo (Schlumberger,
1972) al promediar las señales provenientes de diferentes combinaciones transmisor-
receptor en una misma longitud de la herramienta.
El tiempo de tránsito interválico (DT) en microsegundos por pie, µsec/ft (o microsegundos
por metro, µsec/m) es el recíproco de la velocidad de una onda compresional del sonido en
pie por segundo (o metros por segundo). DT usualmente se desplega en las pistas 2 y 3 de
un registro. Una porosidad derivada del sónico (SPHI) se desplega usualmente en las pistas
2 y 3, junto con la curva DT. La pista 1 usualmente contiene un caliper, y un Gamma Ray
(GR) o un SP.
El tiempo de tránsito interválico es dependiente tanto de la litología como de la porosidad.
Por lo tanto, se debe conocer el tiempo de tránsito interválico de una matriz determinada
para derivar la porosidad del sónico bien por medio de tablas o por las fórmulas conocidas.
Registro Sónico
Interpretación de Registros de Pozos 2011 - II Prof. Marcos Perdomo
Principio Físico de la Medición
Un pulso acústico de alta frecuencia (decenas de KHz) proveniente de un transmisor es
detectado por dos o más receptores. El tiempo de la primera detección del pulso
transmitido a cada receptor es procesado para producir un tiempo de transito interválico
llamado Δt. El Delta t es el tiempo de tránsito del frente de ondas en un pie de
formación. Si la forma de onda acústica es capturada completamente, se pueden medir
los tiempos de llegada y atenuaciones (disminución de la energía) de varias porciones
de la forma de ondas compresional, de cizalla (shear) y Stoneley.
Las herramientas “compensadas” utilizan múltiples pares de transmisores-receptores
para minimizar los efectos de los cambios del diámetro de hoyo. Los “arreglos”, o
herramientas llamadas de manera similar, tienen 4 o más receptores, y los datos de
todos los receptores son procesados para determinar los tiempos de llegada. Algunas
herramientas se diseñan específicamente para las mediciones de la onda de cizalla.
Objetivos de Interpretación
Porosidad (a partir del tiempo de tránsito)
Identificación de litología (con el densidad y/o neutrón)
Sismogramas sintéticos (con el densidad))
Propiedades mecánicas de la formación (con el densidad)
Detección de presiones anormales
Identificación de permeabilidad
Calidad del cemento
Diámetro del hoyo (a partir de un caliper)
Registro Sónico (DT)
Interpretación de Registros de Pozos 2011 - II Prof. Marcos Perdomo
Efectos Secundarios
Efectos Ambientales
Hoyos ampliados, fracturas en la formación, gas en el hoyo o en la formación,
centrallización inadecuada: pueden producir una atenuación en la señal que resulta en “saltos
de ciclo”, o “picos” de DT en los valores más altos. La centralización inadecuada o la velocidad
excesiva de registro puede resultar en “ruido de camino” o “Picos” de DT tanto en valores altos
como en bajos .
Efectos en la Interpretación
Los efectos de la litología se manifiestan por la necesidad de escoger un valor de tiempo de
tránsito de matriz (DTma) para el cálculo de la porosidad.
Los cálculos de porosidad en formaciones no compactadas resultarán en valores de porosidad
mayores a la porosidad real cuando se usa la Ecuación de Wyllie. Este exceso de porosidad se
puede cuantificar a través del factor de compactación, Bcp, en la Ecuación de Wyllie, o al usar la
ecuación de Raymer-Hunt-Gardner
La porosidad calculada en zonas contentivas de gas serán ligeramente mayores a la porosidad
real debido a que los tiempos de tránsito son mayores en el gas que en el agua.
Registro Sónico (DT)
Interpretación de Registros de Pozos 2011 - II Prof. Marcos Perdomo
Correcciones ambientales
- Litología
No todas las compañías de adquisición tienen las correcciones anteriormente mencionadas, o hacen las
correcciones para todas las generaciones de herramientas.
Para los registros más nuevos, se pueden hacer las correcciones al momento de la adquisición de los datos.
Se debe revisar el cabezal del registro para obtener esta información
Los algoritmos que son equivalentes (o algunas veces mejores) que los de los libros de gráficos pueden ser
suministrados por la compañía de adquisición, o en algún programa computarizado de evaluación de
formaciones.
Control de calidad
-No debe haber saltos abruptos o interrupciones en el DT.
-Revisar que los valores de DT en la anhidrita (50 µsec/ft) la sal (67 µsec/ft), o zonas de cero porosidad
conocida, DT=57 µsec/ft en el casing.
-Para la forma de onda, la señal de llegada de interés no debe estar saturada (truncada en sus valores más
altos) y debe ser completamente visible en la pista de despliegue.
-Los valores de DT en las lutitas deben ser similares a los de las mismas lutitas en los pozos vecinos.
-Revisar la repetibilidad; las curvas deben tener los mismos valores y carácter que aquellos de las corridas
previas o secciones repetidas.
-Revisar el carácter de la curva con otras curvas de la misma corrida de registros.
Registro Sónico (DT)
Interpretación de Registros de Pozos 2011 - II Prof. Marcos Perdomo
Propagación de ondas acústicas
• Registro en función del tiempo que requiere
una onda sonora para atravesar un pie de
Formación. Este tiempo es conocido como
Tiempo de Tránsito (Δt) y es el inverso de la
velocidad de la onda sonora que depende de
la litología y la porosidad primaria de una
determinada formación
• Se generan ondas de compresión y de
cizallamiento dentro de la formación. La
medida de porosidad está relacionada con la
onda compresional.
•Las herramientas tienen uno o más
transmisores y dos o más receptores, los
mismos que están diseñados para evitar
efectos de pozo y artefactos producidos por
la inclinación de la herramienta
Interpretación de Registros de Pozos 2011 - II Prof. Marcos Perdomo
Herramienta Sónica
TRlejano
TR cercano
Señal del Transmisor
Tiempo
= 40 m seg
Señal de los receptores
Compresional
Cizalla y Rayleigh
Lodo
Stoneley
Nivel de detección
t
E2
E4
R l
eja
no
R
ce
rcan
o
Cuerpo de
La Sonda
Ca
min
o d
e la
on
da
re
fle
jad
a
T
Pa
red
de
l h
oyo
• Herramienta centralizada:
mayor Señal / Ruido
• Resolución vertical: 1 pie
• Profundidad de
investigación: 6” para
formaciones homogéneas,
aumenta un poco para
formaciones más
heterogéneas.
• Tiempo de tránsito en
revestimiento: 57 µseg/pie
• Se puede correr en hoyo
desnudo o entubado, en
base agua o base aceite (se
necesitan correcciones por
hoyo)
Interpretación de Registros de Pozos 2011 - II Prof. Marcos Perdomo
Principio de medición del Borehole
Compensated (BHC)
D T = 1 / 2 { ( T12 - T11 ) + ( T21 - T22 ) } / X
T1
R1
R2
T2
+
+ T12 - T11
+
+ T21 - T22
Medidas desde Transmisor # 1
Medidas desde Transmisor # 2
Salida de
Receptor # 1
Salida de
Receptor # 2
Salida de
Receptor # 2
Salida de
Receptor # 1
X
T 11
T 12
T 22
T 21
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Ruidos y Saltos de Ciclos
Medición errónea de tiempos de tránsito muy cortos
Ruido
Picosde
Ruido
6 16 140 40CALI ( pulg. ) D t ( µ seg / pie )
Medición errónea de tiempos de tránsito muy largos
Saltos de Ciclo 6 16 140 40CALI ( pulg. ) D t ( µ seg / pie )
Saltos
de
ciclo
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Porosidad a partir del DT
Ecuación de tiempos promedios de Wyllie
Dtlog = Ø x Dtf + (1 - Ø) x Dtma
Øs = porosidad (%)
Dtma = tiempo de tránsito de la matriz (m/pie)
Dtlog = tiempo de tránsito de
la formación (m/pie)
Dtf = tiempo de tránsito del fluido (m/pie)
MEDIOVELOCIDAD
(ft/s)
TIEMPO DE
TRANSITO
(ms/ft)
Dolomita 23000 43.5
Caliza 21000 47.5
Arenisca 18000 55.6
Anhidrita 20000 50
Yeso 19000 52.5
Sal 15000 67
Agua fresca 5000 200
Agua (100,000 ppm NaCl) 5300 189
Agua (200,000 ppm NaCl) 5700 176
Petróleo 4300 232
Aire 1100 919
Revestidor 17000 57
Ec. Wyllie (arenas inconsolidadas)
Ec. Wyllie
Factor de Compactación
C=Constante que normalmente
es 1.0 (Hilchie, 1978)
Interpretación de Registros de Pozos 2011 - II Prof. Marcos Perdomo
Dolomita
Caliza
Arena
30 50 70 90 110 130
D t ( m seg / pie)
50
40
30
20
10
0
Ø (
%)
Porosidad a partir del DT
Ecuación de Raymer – Hunt – Gardner
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Sónico de Espaciamiento Largo
• Separación entre
transmisor y receptor: 8-10
pies
• Pozos derrumbados
• Formación alterada por
presencia de arcillas
hidratadas o hinchadas
(porosidad mayor, menor
velocidad)
Interpretación de Registros de Pozos 2011 - II Prof. Marcos Perdomo
Presentación del Sónico
RHG (Caliza)
Wyllie (Caliza)
RHG (Dolomía)
Wyllie (Dolomía)
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La densidad se mide en g/cm3 (o Kg/m3 o Mg/m3) y es indicada por la letra griega ρ (rho). La herramienta
de densidad tiene una profundidad de investigación relativamente somera, y como resultado, se coloca
hacia la pared del hoyo durante el perfilaje para maximizar su respuesta a la formación. La herramienta
está comprendida de una fuente de rayos gamma de mediana energía con dos detectores de rayos
gamma que proveen alguna medida de compensación por las condiciones del hoyo (similar a la
herramienta sónica).
Cuando los rayos gamma colisionan con los electrones de la formación, las colisiones resultan en una
pérdida de energía de la partícula de rayos gamma. Los rayos gamma dispersados que regresan a los
detectores en la herramienta se miden en dos rangos de energía. El número de rayos gamma que
regresan en el nivel de energía más alto, afectado por el efecto de dispersión Compton, es proporcional a
la densidad electrónica de la formación, ésta está relacionada con la densidad de la formación y ésta
última a la porosidad.
La curva de densidad se despliega en la pista 2 y 3 junto con la curva del Efecto o Factor Fotoeléctrico
(Pe en barns por electrones, b/e). Igualmente se despliega en esta pista una curva de corrección (DRHO
en g/cm3 o Kg/m3) que indica cuanta corrección se le ha realizado a la curva de densidad de formación
durante el procesamiento debido a los efectos del hoyo (principalmente el espesor del revoque) y se usa
básicamente como un indicador de control de calidad. Cuando la curva de corrección (DRHO) exceda
0.20 g/cm3 el valor de densidad de formación obtenido de la curva de densidad de formación debe
considerarse sospechoso y posiblemente inválido. Algunas veces se presenta en esta misma pista una
curva de porosidad derivada de la densidad (DPHI).
Registro de Densidad
Interpretación de Registros de Pozos 2011 - II Prof. Marcos Perdomo
Registro de Densidad (RHOB)
Principio Físico de la Medición
A partir de una fuente química (usualmente Cesio 137) se emiten rayos gamma de alta
energía e interactúan con los electrones de los elementos en la formación. Dos
detectores en la herramienta cuentan el número de los rayos gamma que regresan, los
cuales están relacionados con la densidad electrónica de la formación. Para la mayoría
de los materiales de la tierra de interés, la densidad electrónica está relacionada a la
densidad de la formación por medio de una constante.
En las herramientas espectrales nuevas, se mide el número de rayos gamma que
regresan a dos rangos de energía diferentes. Los rayos gamma de más alta energía
(provenientes de la dispersión Compton) determinan la densidad de la formación, y por
lo tanto la porosidad, mientras que los rayos gamma de más baja energía (debido al
efecto fotoeléctrico) se utilizan para determinar la litología de la formación. Los rayos
gamma de más baja energía se relacionan a la litología de la formación y muestran una
poco dependencia de la porosidad o del tipo de fluido.
Objetivos de Interpretación
Porosidad (a partir de la densidad de la formación, RHOB)
Identificación de Litología (a partir de la curva del PEF y/o con la del Neutrón y/o Sónico)
Indicación de gas (con el Neutrón)
Sismogramas sintéticos (con el Sónico)
Contenido de arcilla (con el Neutrón)
Tamaño del hoyo (a partir de un caliper agregado)
Interpretación de Registros de Pozos 2011 - II Prof. Marcos Perdomo
Efectos Secundarios
Efectos Ambientales
Hoyos agrandados (> 9”): RHOB < densidad de la formación (DPHI>PHI real)
Hoyo rugoso: RHOB < densidad de la formación (DPHI>PHIE real). Esto se debe a que el sensor de la almohadilla pierde
contacto con las paredes del hoyo. Otras indicaciones de un hoyo rugoso serían una curva de caliper altamente variable, y una
curva de corrección de densidad (DRHO) con valores altos. No hay correcciones ambientales que se puedan aplicar para
corregir la pérdida de contacto de la almohadilla.
Lodos de Barita: RHOB > densidad de formación (DPHI < PHI real), y PEF > PEF real.
Efectos en la Interpretación
Litología: La porosidad calculada a partir del registro de densidad será afectada por la elección de la matriz de densidad,
RhoMa, la cual varía con la litología. En formaciones densas, tales como la anhidrita, la porosidad del densidad será negativa
porque la matriz asumida es menor a la densidad de matriz real.
Contenido de fluido: La porosidad calculada a partir del densidad de formación será afectada por la elección de la densidad del
fluido, RhoFl, la cual varía con el tipo de fluido y la salinidad. En cálculos rutinarios se asume que la zona investigada por la
herramienta de densidad está completamente saturada por el filtrado de lodo.
Hidrocarburos: La presencia de gas o petróleo liviano en el espacio poroso investigado por la herramienta de densidad
ocasiona que el valor de la porosidad del densidad calculado sea mayor al valor de la porosidad real. Estos es más notorio en la
presencia de gas, causando un cruce entre las curvas de porosidad neutrón y porosidad del densidad, donde los valores del
registro neutrón son menores que los valores del registro de densidad.
En todos los casos arriba mencionados, el valor de la densidad de formación, RHOB, derivado de la herramienta es correcto,
pero la porosidad calculada es errada debido a las diferencias entre la matriz asumida y/o los valores de densidad de fluido y las
densidades reales en la formación.
Registro de Densidad (RHOB)
Interpretación de Registros de Pozos 2011 - II Prof. Marcos Perdomo
Correcciones ambientales
-Diámetro de hoyo
-Salinidad de la formación
-Salinidad en el hoyo
-Litología
Control de calidad
-La porosidad del densidad debe ser igual que la porosidad del neutrón en formaciones limpias y acuíferas, cuando
ambas ya han sido apropiadamente corregidas por litologías.
-La curva de corrección, DRHO, debe estar cercana a cero en hoyos suaves.
a)Los valores de DRHO que se desvíen en más de 0,05 pueden ser cuestionables debido a la
pérdida del contacto de la almohadilla con la formación
b)Los valores de DRHO que se desvíen en más de 0,1 indican que el valor de densidad no es
cuantitativamente confiable
c)Los valores de DRHO serán negativos en lodos pesados (por ejemplo, lodos de barita)
d)Valores de DRHO continuamente grandes en un hoyo suave pueden indicar un desgaste
excesivo de la almohadilla (las lecturas de densidad podrían ser cuestionables) u otros problemas
e)Grandes valores de DRHO opuestos a una pared de pozo aparentemente suave puede indicar
fracturas (u otras irregularidades menores en la superficie de la pared del hoyo)
-El Factor Fotoeléctrico no será confiable en lodos pesados, y mostrará valores por encima de 5
-Los valores de densidad de las lutitas deben ser similares a los de las mismas lutitas en los pozos cercanos.
-Revisar la repetibilidad; las curvas deben tener los mismos valores y carácter que aquellos de las corridas previas o
secciones repetidas.
-Revisar el carácter de la curva con otras curvas de la misma corrida de registros.
Registro de Densidad (RHOB)
Interpretación de Registros de Pozos 2011 - II Prof. Marcos Perdomo
• Es de relativamente poca profundidad de investigación (menor a 2”) y con una resolución vertical de 3 pies
aproximadamente. La medición se efectúa mediante un patín que se apoya en la pared del pozo, del cual se
emite radiación gamma de una fuente química y tiene dos o más detectores que compensan por las condiciones
del hoyo.
Registro de Densidad (RHOB)
• Los rayos gamma emitidos colisionan con electrones de la formación con la consiguiente pérdida de energía
de los rayos emitidos. La magnitud y número de rayos gamma que regresan a los detectores se miden en dos
niveles de energía. La radiación medida es proporcional a la densidad electrónica de la formación, ρe.
Interpretación de Registros de Pozos 2011 - II Prof. Marcos Perdomo
Registro de Densidad (RHOB) •La densidad de electrones (número de electrones por
centímetro cúbico) puede relacionarse a la densidad
de volumen de mineral (para un elemento puro) por
una ecuación simple: ρe = ρb(2Z/A), donde Z es el
número de electrones por átomo y A es el peso del
átomo. Para una molécula, la densidad electrónica
está dada por ρe = ρb(2∑Zi)/M, donde M es el peso
molecular y ∑Zi es la sumatoria de los numeros
atómicos que conforman la molécula, la cual es igual
al número de electrones por molécula. Para la mayoría
de los materiales encontrados en la formación, las
cantidades 2Z/A y (2∑Zi)/M son aproximadamente
iguales a 1.
•La herramienta de densidad es calibrada en una
caliza pura llena de agua fresca que da una densidad
aparente que se relaciona al índice de densidad
electrónica por medio de: ρa = 1,0704ρe – 0.1883.
Para las areniscas, calizas y dolomías llenas de
líquido, la densidad aparente leída por la herramienta
es prácticamente igual a la densidad real de la
formación.
Interpretación de Registros de Pozos 2011 - II Prof. Marcos Perdomo
• Los rayos gamma capturados (completamente absorbidos por el
electrón), en su nivel más bajo de energía, están gobernados por el
factor fotoeléctrico, el cual está influenciado en gran parte por la
litología presente y tiene poca relación con porosidad. Éste es un
efecto medido entonces usando la ventana de energía más baja de
la herramienta.
Factor Fotoeléctrico (Pe)
ρma (g/cc) Pe (barns/electrón)
Arenisca 2,645 1,81
Caliza 2,71 5,08
Dolomita 2,877 3,14
Sal 2,04 4,65
Agua dulce 1 0,36
Arcillas 2,2 - 2,7 1,8 - 6
Anhidrita 2,98 5,05
•Pe está directamente relacionado a Z, el número de electrones por
átomo estable para cada elemento, Pe = (Z/A)3.6, y su unidad de
medición es Barns/electrón
Interpretación de Registros de Pozos 2011 - II Prof. Marcos Perdomo
Factores que afectan al Densidad
• Litología: ρma (arenas: 2,65 g/cc) y la presencia de minerales pesados afectan al cálculo de porosidad
• Arcillosidad: ρsh (2,2 – 2,7 g/cc) tiene un efecto importante sobre ρma y la porosidad
• Tipo de fluido (Efecto de los hidrocarburos): Prof. de investigación somera: ρfl = ρmf
• Efecto del pozo (Hoyo en malas condiciones): medido por el Caliper
*Estos dos últimos efectos se relacionan también con el uso de fluidos de perforación pesados, como los
contentivos de barita.
El LDT (Litho Density Tool) es una herramienta de patín y en
los agujeros grandes, la curvatura del patín contra las
curvaturas causadas en el agujero generan un error menor que
necesita ser corregido
La rugosidad del hoyo puede afectar la medida. La fuente y los
detectores perciben las diferentes formas del hoyo como un
registro errático e incorrecto
Interpretación de Registros de Pozos 2011 - II Prof. Marcos Perdomo
ρb = ρf Φ + ρma (1 – Φ)
Φd = (ρma – ρb)/(ρma – ρf)
Presentación del Densidad (RHOB)
Φd (Matriz Dolomía)
Φd (Matriz Caliza)
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Los Registros Neutrónicos son registros de porosidad que miden la concentración de hidrógeno en una
formación. En formaciones limpias (libres de arcilla, por ejemplo) donde la porosidad está llena de agua o
petróleo, los registros neutrónicos miden la porosidad llena de líquidos (ΦN, PHIN o NPHI), sin diferenciar los
fluidos del espacio poroso del agua cristalizada (agua ligada a las arcillas) ni del agua adherida a los granos.
Los registros neutrónicos son creados a partir de una fuente química en la herramienta neutrónica. Esta fuente
química, no natural, es usualmente una mezcla de americio y berilio los cuales emiten neutrones continuamente.
Cuando estos neutrones colisionan con el núcleo de la formación el neutrón pierde algo de su energía. Con
suficientes colisiones, el neutrón es absorbido por un núcleo y se emite un rayo gamma. Debido a que el átomo
de hidrógeno es casi igual en masa al neutrón, ocurre una pérdida máxima de energía cuando el neutrón
colisiona con un átomo de hidrógeno. Por lo tanto, la pérdida de energía está dominada por la concentración de
hidrógeno en la formación. Debido a que el hidrógeno en un medio poroso está concentrado en los poros llenos
de fluido, la pérdida de energía se puede relacionar a la porosidad de la formación.
Los primeros registros neutrónicos detectaban los rayos gamma que se producían de la captura de neutrones por
los núcleos de la formación. Inicialmente, cada compañía de registros tenía su propio sistema de calibración, pero
eventualmente el American Petroleum Institute (API) desarrolló sistemas de calibración estándares para las
mediciones. Generalmente estos registros se deplegaban en cuentas por segundos (cps) o Unidades Neutrónicas
API en vez de porosidad. La respuesta del registro neutrónico es inversamente proporcional a la porosidad de
manera que unidades bajas de medición corresponden a porosidades altas y viceversa. El registro neutrónico
más comúnmente usado es el Registro de Neutrón Compensado que tiene una fuente de neutrones y dos
detectores. Su ventaja principal es que son menos afectados por la irregularidad del hoyo y que directamente
muestra valores de porosidad, la cual puede ser grabada en unidades de porosidad de caliza, arenisca y dolomía
aparente.
Registro Neutrón
Interpretación de Registros de Pozos 2011 - II Prof. Marcos Perdomo
Principio Físico de la Medición
Una fuente química (Americio – Berilio) emite neutrones de alta energía que son
retardados por los núcleos de la formación. Dos detectores en la herramienta cuentan el
número de rayos gamma de captura o neutrones que regresan (dependiendo del tipo de
herramienta). Las tasas de las cuentas en los detectores son inversamente proporcional
a la cantidad de hidrógeno en la formación (como agua o hidrocarburos), el índice de
hidrógeno se puede relacionar con la porosidad de la formación. Las herramientas
“Rayos Gamma-Neutrón” detectan rayos gamma y neutrones termales; las herramientas
de pared de pozo (Sidewall) detectan neutrones epitermales y las herramientas
compensadas detectan neutrones termales.
Algunas compañías ofrecen una herramienta neutrónica que usa un acelerador que
genera neutrones, eliminando la necesidad de una fuente química. Esto minimiza
problemas de seguridad en la planchada del taladro y más aún en el caso de que la
herramienta se pierda en el pozo.
Objetivos de Interpretación
Porosidad (desplegada directamente en el registro)
Identificación de litologías (con el sónico y/o densidad)
Indicación de gas (con el densidad)
Contenido de arcilla (con el densidad)
Correlación; especialmente en hoyos entubados
Registro Neutrón (NPHI)
Interpretación de Registros de Pozos 2011 - II Prof. Marcos Perdomo
Efectos Secundarios
Efectos Ambientales
Hoyo agrandado: NPHI > PHI real
Revoque: NPHI < PHI real
Salinidad del hoyo: NPHI < PHI real
Salinidad de la formación: NPHI > PHI real
Peso del lodo: NPHI < PHI real
Presión: NPHI > PHI real
Temperatura: NPHI < PHI real
Efectos en la Interpretación
Arcillosidad: NPHI > PHI real en zonas arcillosas. Las herramientas de Neutrones Termales son
más afectadas (leen mayores valores) que las de Neutrones Epitermales.
Gas: NPHI < PHI real en zonas gasíferas.
Litología: En general, para los registros grabados en unidades de caliza, si la litología real es
arenisca, la porosidad del registro es menor que la porosidad verdadera, y si la litología real es
dolomía, la porosidad es mayor que la porosidad real.
Registro Neutrón (NPHI)
Interpretación de Registros de Pozos 2011 - II Prof. Marcos Perdomo
Correcciones ambientales
-Diámetro de hoyo
-Peso del lodo
-Revoque
-Salinidad en el hoyo
-Salinidad de la formación
-Distancia Herramienta – Pared del Hoyo (Standoff)
-Presión
-Temperatura
-Excavación
-Litología
Control de calidad
-La porosidad neutrón debe ser igual a la porosidad densidad en formaciones limpias y acuíferas, cuando se
ha corregido apropiadamente por litología
-Los valores de porosidad neutrón de las lutitas deben ser similares a los de las mismas lutitas en los pozos
cercanos
-Revisar la repetibilidad; las curvas deben tener los mismos valores y carácter que aquellos de las corridas
previas o secciones repetidas.
-Revisar el carácter de la curva con otras curvas de la misma corrida de registros.
Registro Neutrón (NPHI)
Interpretación de Registros de Pozos 2011 - II Prof. Marcos Perdomo
El registro neutrón mide la radiación inducida de la formación,
producida al bombardear a la formación con electrones de
rápido movimiento. La herramienta responde principalmente al
hidrógeno presente en la formación.
Los neutrones son partículas eléctricamente neutras con una
masa casi idéntica a la masa de un átomo de hidrógeno. Los
neutrones de alta energía emitidos hacia la formación pierden
su energía en forma proporcional a la masa relativa de los
núcleos con los cuales colisionan en la formación. Las
mayores pérdidas de energía ocurren cuando el neutrón
colisiona con un núcleo de prácticamente igual masa, por
ejemplo el hidrógeno. En pocos microsegundos, los neutrones
han disminuido su velocidad por sucesivas colisiones a
velocidades térmicas que corresponden a energías de
aproximadamente 0,025 electronvoltios (eV).
Luego ellos se dispersan aleatoriamente hasta que son capturados por el núcleo de átomos
como el de cloro, hidrógeno, sílice y otros más. Los núcleos “capturadores” se excitan
intensivamente y emiten un rayo gamma de captura de alta energía. Dependiendo del tipo de
herramienta neutrónica, se contabiliza en un detector de la herramienta o estos rayos gamma de
captura o los mismos neutrones.
Registro Neutrón (NPHI)
Interpretación de Registros de Pozos 2011 - II Prof. Marcos Perdomo
Registro Neutrón (NPHI)
Cuando la concentración de hidrógeno del material circundante a la
fuente neutrónica es grande, la mayoría de los neutrones pierden
velocidad y son capturados a una corta distancia de la herramienta.
Sin embargo, si la concentración de hidrógeno es pequeña, los
neutrones viajan más lejos de la fuente antes de ser capturados. De
acuerdo a esto, la tasa de cuentas en el detector aumenta para
concentraciones de hidrógeno reducidas y disminuye con la creciente
concentración de hidrógeno. La porosidad basada en el conteo de
neutrones está dada por:
N = a – b*log(Φ)
Donde N es el número de electrones lentos contados, a y b son
constantes empíricas determinadas por una calibración apropiada (en
matriz caliza o arenisca) y Φ es la porosidad.
Dos factores adicionales se deben considerar en la interpretación de
registros neutrónicos: Primero, la presencia de arcillas indicará una
alta porosidad neutrón debido al agua ligada a las arcillas. Segundo,
debido a la menor concentración de hidrógeno en el gas que en el
petróleo o en el agua, una zona contentiva de gas indicará una
porosidad neutrón que es menor de lo que debería ser.
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Las herramientas neutrónicas miden es un índice de hidrógeno, el cual es la cantidad de
hidrógeno por unidad de volumen. El agua fresca está definida con un índice de hidrógeno igual a
1, por lo tanto, el petróleo tiene un índice de hidrógeno ligeramente menor que el del agua y el
del gas es aún mucho menor. En una formación, los fluidos en los poros contienen hidrógeno.
Principio del NPHI
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Las primeras herramientas usaban una fuente química y empleaban un único detector que medía
los Rayos Gamma de Captura. La segunda generación era un dispositivo epitérmico montado en
una almohadilla. La tercera generación es el Neutrón Compensado (CNT), ya con dos detectores
que pueden medir la región epitermal o termal según el diseño de la herramienta. Y la última
herramienta es la Sonda de Porosidad por Acelerador (APS), que usa una fuente electrónica para
los neutrones y mide la región epitermal.
Principio del NPHI
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Efecto de la Salinidad en NPHI Hay dos factores que afectan la
medición del neutrón en la formación:
-El cloro en el agua de formación
-La sección de captura de la matriz de la
roca (Sigma).
El método de corrección por salinidad
más simple es asumir que la matriz es
limpia y que el Sigma de la matriz es
conocido, esto deja a la salinidad
(filtrado de lodo) como la única variable.
La solución completa es medir el Sigma
total de la formación y usar esta
medición para calcular la corrección. La
corrección puede ser mayor pero no es
aplicada en el campo debido al
desconocimiento de la litología, por lo
tanto el Sigma es desconocido; por eso
sólo se toma en cuenta en la fase de
interpretación.
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• Arcillosidad Alta porosidad frente a formaciones arcillosas o arenas arcillosas
Fresca Sin efecto en la Porosidad Neutrón
Agua
Salina Baja la Porosidad Neutrón
• Tipo de fluido Petróleo Poco o nada de efecto en la Porosidad Neutrón
Gas Porosidad Neutrón muy baja
• Compactación La Porosidad Neutrón no es afectada
• Porosidad Secundaria El CNL mide la Porosidad Total (Primaria + Secundaria)
• Efecto de forma del pozo Mínimo efecto
• Correcciones ambientales Temperatura, presión de Fm, salinidad del agua de Fm y del
lodo, peso del lodo
Otros factores que afectan al NPHI
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• En formaciones limpias con poros llenos de líquidos y matriz litológica conocida, la
determinación de porosidad es relativamente precisa, siempre y cuando se use la calibración
adecuada de cada compañía de registros, es decir, cada compañía tiene su propia gráfica de
corrección para sus herramientas.
Porosidad NPHI
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Presentación del NPHI
Φd (Matriz Dolomía)
Φd (Matriz Caliza)
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Combinación Densidad - Neutrón
El intervalo desde 14.601 a
14.624 pies muestra la
respuesta de rayos gamma
bajo, típica de un
yacimiento y el cruce
densidad-neutrón
(NPHI<DPHI) es típico de
una zona contentiva de
gas. Las curvas de
porosidad neutrón y
densidad están
referenciadas a la litología
de la zona.
Nota: las curvas grabadas
en unidades de caliza
aparente muestran un falso
cruce en una arenisca,
debido al efecto litológico.
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Interpretación integrada de Registros
El solape CNL-FDC
muestra una zona
de gas en la parte
limpia de la arena.
El Rayos Gamma
muestra que la
parte superior es
arcillosa.
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Combinación de Registros
DT – NPHI
RHOB – PEF
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Combinación de Registros
DT – RHOB – NPHI
RHOB – DT
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Registros Especiales Mineralógico, Espectroscopía de Captura Elemental, ECS (Schlumberger)
Esta herramienta usa una fuente de neutrón estándar de Americio-Berilio (AmBe) y
un gran detector de Bismuto Germanato (BGO) que mide las concentraciones
relativas de los elementos basado en la espectroscopía de la captura de los rayos
gamma inducidos por neutrones. Los elementos principales medidos tanto a hoyo
abierto como entubado son los elementos de la formación tales como: Sílice (Si),
Hierro (Fe), Calcio (Ca), Sulfuro (S), Titanio (Ti), Gadolinio (Gd), Cloro (Cl), Bario
(Ba) e Hidrógeno (H).
El procesamiento en el pozo utiliza el espectro de energía del canal 254 de los rayos
gamma para producir los pesos secos de los elementos, litología y propiedades de
la matriz. El primer paso involucra la deconvolución espectral del espectro completo
de los rayos gamma al usar un conjunto de estándares elementales para producir
mediciones relativos de elementos. Estas mediciones son convertidas luego a
curvas de concentraciones elementales en peso seco para los elementos Si, Fe, Ca,
Ti, Gd utilizando un método de cierre de óxidos. Las propiedades de la matriz y las
litologías en peso seco se calculan luego a partir de las fracciones de los pesos
secos de los elementos usando las relaciones empíricas del Spectrolith, el cual es
un procesamiento matemático derivado de una extensa base de datos de la química
y mineralogía de núcleos.
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Registros Especiales
Mineralógico, Espectroscopía de Captura Elemental, ECS (Schlumberger)
Resultados del ECS:
-Fracciones de los pesos secos de las litologías (a partir de los elementos):
Arcilla total
Carbonato total
Anhidrita y Yeso a partir del Azufre (S) y Calcio (Ca)
QFM (Cuarzo, Feldespato y Mica)
Pirita
Siderita
Carbón
Sal
-Propiedades de la matriz (a partir de los elemntos)
Densidad de granos de la matriz
Neutrones termales y epitermales de la matriz
Sigma de la matriz
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Registros Especiales
Mineralógico, Espectroscopía de Captura Elemental, ECS (Schlumberger)
Aplicaciones del ECS:
-Análisis petrofísico integrado
-Volumen de arcilla independiente del registro de rayos gamma, potencial espontáneo y
densidad-neutrón
-Volúmenes de carbonato, yeso o anhidrita, QFM, pirita, siderita, carbón y sal para el
análisis de yacimientos de litologías complejas
-Densidad de la matriz y valores del índice de hidrógeno de la matriz para un cálculo más
acertado de porosidad
-Sigma de la matriz y análisis de saturaciones a hoyo abierto por medio de sigma
-Estimaciones de permeabilidad basadas en la mineralogía
-Litología cuantitativa para el modelado de propiedades de roca y predicción de presión de
poros a partir de datos sísmicos
-Estratigrafía geoquímica (quimioestratigrafía) para la correlación pozo a pozo
-Diseños mejorados de fluidos de completación y de perforación basados en las
proporciones de arcilla versus cementación carbonática
-Delineación de capas de carbón y de metano.
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Registros Especiales
Mineralógico, Espectroscopía de Captura Elemental, ECS (Schlumberger)
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Registros Especiales
Resonancia Magnética Nuclear, CMR-Plus (Schlumberger)
Esta herramienta mide la resonancia magnética nuclear de la polarización y el
decaimiento del núcleo de hidrógeno en los líquidos contenidos en el espacio
poroso de las formaciones rocosas. Una de las principales mediciones de la
herramienta CMR-Plus es la porosidad total de la formación. La medición de la
resonancia magnética no está afectada por materiales sólidos, de manera que la
medición no es sensible al tipo de matriz y por lo tanto es independiente de la
litología. La porosidad total se puede dividir en un espectro de tamaños de poros,
el cual provee información sobre la saturación de agua irreducible. La
permeabilidad se puede estimar a partir de la relación entre fluidos libres y fluidos
irreducibles y de la forma de la distribución de tamaños de poros. La medición de
resonancia magnética también es útil para la identificación de fluidos debido a
que es una medición de índice de hidrógeno, y los distintos fluidos tienen
diferentes valores de índice de hidrógeno, así como también características de
polarización diferentes. Los datos de resonancia magnética se pueden procesar
para obtener propiedades de los fluidos de la formación tales como las
saturaciones de petróleo y gas, y la viscosidad del petróleo.
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Registros Especiales Resonancia Magnética Nuclear, CMR-Plus (Schlumberger)
Aplicaciones:
-Porosidad independiente de la litología para la cuantificación del almacenamiento
-Distribución de tamaño de poro para la determinación de la calidad de roca del yacimiento
-Volúmenes de fluidos libres e irreducibles como indicadores de productividad del pozo
-Identificación de capas delgadas y permeables en yacimientos laminados
-Identificación de hidrocarburos, especialmente en arenas petrolíferas de resistividades
bajas y de poco contraste
-Determinación del volumen poroso de hidrocarburos para el cálculo de reservas
-Estimaciones mejoradas de la saturación de agua irreducible para reducir o eliminar la
producción de agua
-Eficiencia mejorada en el diseño de los programas de pruebas de formaciones en
combinación con la herramienta MDT.