final_05 mp evaluación petrofísica intermedia

Pg. 1 Material de Carcter Confidencial

Memorias del Curso para el Participante

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permiso por escrito de Ecopetrol S.A.

Curso Evaluacin Petrofsica

Intermedia

Desarrolladores Luisa Fernanda Falla Lozano

Mara Ximena Mantilla Macas Norman Alberto Yepes Guerra

Metodloga rika Xiomara Castro Ibez

Versin 1.0 Enero de 2011


Contenido Universidad

Industrial de

Santander

INTRODUCCIN 3 GENERALIDADES 4 DOCUMENTO BASE 20 TALLERES 148 GLOSARIO 192 BIBLIOGRAFA 207 ANEXOS 209


Introduccin El presente curso de Evaluacin Petrofsica Intermedia se compone de una primera presentacin conceptual seguida de varios ejercicios de clculo realizados en el software PetroWorks de Landmark. La seccin conceptual se realiza a manera de discusin alrededor de la naturaleza del trabajo petrofsico y sobre los elementos petrofsicos bsicos de tipos de roca, porosidad, permeabilidad, saturacin de agua, presin capilar, permeabilidad relativa y relaciones pay. Los ejercicios de clculo cubren los parmetros mencionados con excepcin de presin capilar y permeabilidades relativas. De manera complementaria, se incluye dentro del curso actividades relacionadas con la redaccin de informes tcnicos y presentaciones efectivas. Este curso es continuacin inmediata del curso

.


Pblico Objetivo

Personal de exploracin y produccin que trabaje con evaluacin de yacimientos nuevos.

Personal de campo que pertenezca a yacimientos (VPR)

Competencia a Desarrollar PDVEX01 Adquirir la informacin de geociencia y yacimientos de acuerdo a los estndares de la industria.

Objetivo General Realizar interpretaciones petrofsicas integradas de forma interactiva con las dems disciplinas, soportando inmediatos procesos de volumetra determinstica, de modelamiento geoestadstico y simulacin de yacimientos, adems de apoyar el trabajo operativo rutinario.

Objetivos Especficos y Criterios de Evaluacin

OBJETIVO ESPECFICO CRITERIOS DE EVALUACIN

Identificar el alcance e importancia del trabajo petrofsico a partir de la integracin y validacin de la informacin esttica y dinmica de yacimiento, ms la inmediata documentacin y presentacin efectiva de los resultados obtenidos.

Explica con claridad el impacto de los parmetros petrofsicos como elementos fundamentales en la discriminacin y caracterizacin de los yacimientos y las posteriores evaluaciones volumtricas de reservas.


Calibrar y extrapolar de forma adecuada los resultados derivados de registros con informacin medida de laboratorio y/o fuentes como pruebas de presin y perfiles de produccin.

Explica los diferentes procedimientos e incertidumbres asociados con los anlisis bsicos y especiales de laboratorio.

Explica los principios fsicos bsicos detrs de cada una de las herramientas de registros y su relacin con la informacin de laboratorio.

Disear un flujo de trabajo integrado para diagnosticar la problemtica especfica del yacimiento por evaluar.

Describe con precisin la naturaleza petrofsica del yacimiento, mediante el uso de documentacin tcnica previa, de laboratorio y de registros.

Documentar de forma detallada el trabajo petrofsico desarrollado, con el fin de consolidar un informe final integrado.

Escribe y explica la totalidad de los algoritmos relacionados con su modelo petrofsico para que puedan ser implementados y/o actualizados de manera inmediata por otros usuarios.

Realiza y expone las diapositivas en donde se consolide el trabajo realizado.

Entrega el informe final y la presentacin PowerPoint de acuerdo con las normas ICONTEC y los estndares de Ecopetrol S.A.

Usar el software PetroWorks, bajo plataforma OpenWorks para la evaluacin de formaciones.

Realiza los ejercicios propuestos en

el software PetroWorks. Demuestra desenvolvimiento en el

manejo del software PetroWorks al obtener ptimos resultados.


Mapa del Curso

Hoja de Vida de los Desarrolladores Luisa Fernanda Falla Lozano Geloga Universidad Nacional de Colombia, Bogot. Geloga de Yacimientos VSM y Putumayo, Superintendencia de yacimientos. Bogot SEG Experiencia en la Empresa: 4 aos Experiencia relacionada con el tema:

Geloga de Yacimientos y especialista en tecnologa G&G Landmark: 7 aos

E-mail: [email protected]

Mara Ximena Mantilla Macas Especialista en Gerencia de la Comunicacin Organizacional Universidad Pontificia Bolivariana Experiencia ECOPETROL ICP: 12 aos. Experiencia relacionada con el tema:

Lder proceso de Comunicacin interno y externo E-mail: [email protected]

Unidad 1

CONCEPTOS CLAVES

Duracin: 8 horas

Unidad 2

REDACCIN Y PRESENTACIN DE INFORMES

Duracin: 4 horas

Unidad 3

PRCTICA EN EVALUACIN PETROFSICA

Duracin: 20 horas
mailto:[email protected]:[email protected]


Norman Alberto Yepes Guerra Gelogo Universidad EAFIT, Medelln MSc. Reservoir Evaluation & Management, Heriot-Watt University Petrofsico de Yacimientos, Superintendencia de Yacimientos. Bogot SPE, SPWLA Experiencia en la Empresa: 19 aos

Experiencia relacionada con el tema: 16 aos. E-mail: [email protected]
mailto:[email protected]


Unidad 1 Conceptos Claves

Duracin de la Unidad: 8 horas Modalidad: Presencial

Introduccin En esta seccin, a manera de discusin, se propone la definicin tcnica de las propiedades petrofsicas bsicas de tipos de roca, porosidad, permeabilidad, saturacin de agua, presin capilar, permeabilidad relativa y relaciones pay. Por lo menos tres de estas propiedades, relacin pay, porosidad y saturacin de agua, soportan los estimativos volumtricos de los yacimientos. La permeabilidad es, adicionalmente, un elemento importante en la estimacin de los factores de recobro. La estandarizacin corporativa de estas variables se constituye en el inicio fundamental de las caracterizaciones rutinarias de yacimientos y en el mejor soporte del manejo y definicin de rangos e incertidumbres involucradas en cualquier eventual anlisis probabilsticos de los volmenes.

Objetivo Identificar el alcance e importancia del trabajo petrofsico, a partir de la integracin y validacin de la informacin esttica y dinmica de yacimiento, ms la inmediata documentacin y presentacin efectiva de los resultados obtenidos.


Contenido

1. ALCANCE DEL TRABAJO PETROFSICO

2. IMPORTANCIA DEL TRABAJO PETROFSICO

3. PROPIEDADES PETROFSICAS BSICAS

3.1 TIPOS DE ROCA 3.1.1 Determinacin de los Tipos de Roca 3.1.1.1 Discriminacin de Tipos de Roca Mediante Curvas de Presin Capilar

por Inyeccin de Mercurio 3.1.1.2 Discriminacin de Tipos de Roca Mediante Registros 3.1.1.3 Tipos de Roca segn Diferenciacin Wiland y FZI

3.2 POROSIDAD 3.2.1 Porosidad Total y Efectiva 3.2.2 Volumen de Arcilla, Vshale, Vclay 3.2.3 Dependencia Textural de la Porosidad 3.2.4 Determinacin de la Porosidad

3.2.4.1 Medicin Directa de la Porosidad 3.2.4.2 Medicin Indirecta de la Porosidad

3.3 PERMEABILIDAD 3.3.1 Dependencia Textural de la Permeabilidad 3.3.2 Determinacin de la Permeabilidad 3.3.2.1 Medicin Directa de la Permeabilidad 3.3.2.2 Medicin Indirecta de la Permeabilidad

3.4 SATURACIN DE AGUA 3.4.1 Ley de Archie 3.4.1.1 Factor de Formacin (F) 3.4.1.2 ndice de Resistividad (I) 3.4.1.3 Efecto Arcilla 3.4.1.4 Efecto Salinidad 3.4.1.5 Validaci 3.4.1.6 Medicin Directa de Sw


4. CURVAS DE PRESIN CAPILAR

4.1 EXPRESIN MATEMTICA GENERAL DE Pc 4.1.1 Tensin Interfacial entre dos Fluidos 4.1.2 ngulo de Contacto

4.2 NIVELES CAPILARES 4.2.1 Nivel de Agua Libre o FWL ( Free Water Level) 4.2.2 Presin de Desplazamiento (Pd) 4.2.3 Contacto Econmico Agua Aceite (EOWC) 4.2.4 Zona de Transicin (TZ)

4.3 CURVAS DE DRENAJE EN IMBIBICIN

4.4 DISTRIBUCIN Sw, FUNCIN J

5. CURVAS DE PERMEABILIDAD RELATIVA, Krow

5.1 REPRESENTACIN Krow EN LABORATORIO 5.1.1Permeabilidad Absotula y Efectiva 5.2 IMPORTANCIA DE LAS PERMEABILIDADES RELATIVAS

6. RELACIONES NET TO GROSS, NTG (ARRIBA DEL OWC)

6.1 NET SAND

6.2 DETERMINACIN OWC

Actividades de Aprendizaje

Exposiciones Interactivas y Magistrales.

Laboratorio.


Instrumentos y Recursos Didcticos

Presentaciones en PowerPoint.

Para el laboratorio: Tres vidrios por grupo, un vaso de agua, una caja pequea de anilina.

Evaluacin

Solucin Prueba de Entrada.

Participacin en las exposiciones interactivas y en el laboratorio.

Agenda

ACTIVIDAD DA 1 TIEMPO

Actividad 1 Introduccin al Curso 30 minutos

Actividad 2 Prueba de Entrada 20 minutos

Actividad 3 Exposicin Interactiva Alcance del Trabajo Petrofsico

20 minutos

Actividad 4 Exposicin Interactiva Tipos de Roca

35 minutos

RECESO 15 minutos

Actividad 5 Exposicin Interactiva Porosidad, Permeabilidad, Saturacin de Agua

120 minutos

ALMUERZO 60 minutos

Actividad 6 Exposicin Interactiva y Laboratorio Curvas de Presin Capilar

180 minutos

RECESO 15 minutos

Actividad 7 Exposicin Interactiva Curvas de Permeabilidad Relativa

20 minutos


Actividad 8 Exposicin Interactiva Relaciones Net To Gross (sobre OWC)

40 minutos

Actividad 9 Cierre de la Sesin 15 minutos


Unidad 2 Redaccin y Presentacin de Informes


Introduccin Redactar informes, preparar y realizar una presentacin ante una audiencia especfica, son tareas inherentes del quehacer tcnico y como tal se consideran aspectos crticos para la gestin integral del conocimiento en cualquier organizacin. Cuando se redacta un informe, lo que en realidad se est haciendo es asegurando informacin y documentando conocimiento, que se traduce en un valor agregado para los procesos. En el caso particular de los estudios petrofsicos, permite enriquecer el conocimiento del subsuelo colombiano para favorecer las actividades exploratorias y de produccin de hidrocarburos. Redactar un informe y presentar sus resultados tambin tiene otra implicacin, y es que al hacerlo se configura un proceso de comunicacin en donde se relacionan mnimo dos personas, una de las cuales tiene la intencin de comunicar: Elabora su mensaje y selecciona el medio para transmitirlo; la otra persona en su funcin de receptor, escucha y retroalimenta la informacin. Asegurar y transferir conocimiento son dos procesos que se valen de la comunicacin para lograr de manera efectiva el cumplimiento de los objetivos.


Objetivo Documentar de forma detallada el trabajo petrofsico desarrollado, con el fin de consolidar un informe final integrado.

Contenido

1. PROCESO DE COMUNICACIN

2. FUNCIONES DE LA COMUNICACIN

3. COMPETENCIAS DE LA COMUNICACIN

4. BARRERAS DE LA COMUNICACIN

5. DOMINIO DE LA LENGUA

6. REDACCIN DE INFORMES

6.1 CRITERIOS Y NORMAS DE REDACCIN

6.2 USO DEL LENGUAJE

7. PRESENTACIN DE INFORMES

7.1 ASPECTOS CLAVE

7.2 USO DE LA IDENTIDAD CORPORATIVA


Exposiciones Interactivas.

Taller.



Presentaciones en PowerPoint.

Formatos para presentacin de informes de Ecopetrol S.A.

Evaluacin

Participacin en exposiciones interactivas y en el taller en S .

Agenda


Actividad 1 Introduccin a la Unidad 5 minutos

Actividad 2 Exposicin Magistral Competencias Comunicativas

20 minutos

Actividad 3 Conversatorio Aprender del Otro

40 minutos

Actividad 4 Exposicin Interactiva Redaccin de Informes, Normas y Criterios para su Realizacin, Uso del Lenguaje

40 minutos

RECESO 15 minutos

Actividad 5 Exposicin Interactiva Aspectos Claves para la Presentacin Oral de Informes

20 minutos

Actividad 6 Taller 1 Presentaciones en Situacin

60 minutos

Actividad 7 Exposicin Magistral Uso Identidad Corporativa para Presentaciones

40 minutos

ALMUERZO 60 minutos


Unidad 3 Prctica en Evaluacin Petrofsica


Introduccin

La parte prctica del curso se realizar en el software PetroWorks bajo plataforma OpenWorks (Marcas registradas Landmark - Halliburton Energy Services). La informacin que se utiliza es de propiedad de Ecopetrol S.A. Pozos por Trabajar: 3 pozos, Pozo_4 (Corazonado), Pozo_2 y Pozo_5, con el siguiente set de registros: GR/SP/LLD/LLS/RXO/TNPH/RHOB/DRHO/PEF/DT/CALI. El pozo corazonado posee datos de porosidad y permeabilidad medidas en laboratorio.

Objetivos

Calibrar y extrapolar de forma adecuada los resultados derivados de registros con informacin medida de laboratorio y/o fuentes como pruebas de presin y perfiles de produccin.

Disear el flujo de trabajo adecuado para dar solucin a la problemtica petrofsica identificada en la etapa de diagnstico.


Disear un flujo de trabajo integrado para diagnosticar la problemtica especfica del yacimiento por evaluar.

Usar el software PetroWorks, bajo plataforma OpenWorks para la evaluacin de formaciones.

Contenido Primera Sesin

Tarea 1. Carga de registros LAS al proyecto del trabajo.

Tarea 2. Creacin lista de trabajo.

Tarea 3. Visualizacin inicial de pozos cargados en Well Curve Viewer

Tarea 4. Definicin: Templete gua para el posterior despliegue final de curvas originales y de interpretacin por pozo.

Tarea 5. Ubicacin curva GR en el primer track del Template.

Tarea 6. Edicin track de profundidad.

Tarea 7. Ubicacin registros de resistividad en el track siguiente al de profundidad.

Tarea 8. Ubicacin curvas de densidad y neutrn, RHOB y TNPH, respectivamente.

Tarea 9. Ubicacin curva factor fotoelctrico, PEF.

Tarea 10. Ubicacin curva de lectura de lodo, DRHO.

Tarea 11. Definicin zona de inters.

Tarea 12. Despliegue de pozos utilizando el template gua y la opcin Single Well Viewer.

Tarea 13. Visualizacin litolgica del yacimiento.

Tarea 14. Visualizacin cualitativa, calidad de las arena mediante el uso de la lnea de densidad 2.4.

Tarea 15. Clculo de porosidad mediante el uso del MathPack.

Tarea 16. Discriminacin del yacimiento en intervalos de Shale y calcreos (No pay) mediante el uso del mdulo CrossPlot.

Segunda Sesin

Tarea 17. Carga datos de porosidad y permeabilidad de corazones, mediciones directas en laboratorio.

Tarea 18. Ajuste en profundidad de la informacin de corazones mediante el uso de la curva de porosidad continua.


Tarea 19. Clculo de la permeabilidad mediante el uso de informacin de corazones y logs.

Tarea 20. Diferenciacin tipos de roca segn informacin de curvas de presin capilar con inyeccin de mercurio.

Tercera Sesin

Tarea 21. Clculo de saturacin de agua.

Tarea 22. Estimativo volumtrico. Cuarta Sesin

Presentacin del trabajo realizado e informe escrito ante expertos Ecopetrol S.A.


Realizacin de las 22 tareas propuestas en el taller 2 P .

Exposicin del resultado del trabajo desarrollado y presentacin del informe escrito.


Presentacin en PowerPoint.

Gua del Taller.

Software PetroWorks.

Evaluacin

Desenvolvimiento en la implementacin de la herramienta.

Presentacin del informe tanto de forma oral como escrita.


Agenda


Actividad 1 Introduccin a la Unidad 5 minutos

Actividad 2 Taller 2 (Primera Sesin) Interpretacin Petrofsica - Tarea 1 a la 16

235 minutos con receso de 15

minutos.


Actividad 3 Taller 2 (Segunda Sesin) Interpretacin Petrofsica - Tarea 17 a la 20


minutos.

ACTIVIDAD DA 4

Actividad 4 Taller 2 (Tercera Sesin) Interpretacin Petrofsica Tarea 21 a la 22


minutos.

RECESO 15 minutos

Actividad 5 Panel (Cuarta Sesin) Presentacin del Informe Final


minutos.

Actividad 6 Nivel de Satisfaccin y Cierre 10 minutos


Unidad 1 Conceptos Claves


1. ALCANCE DEL TRABAJO PETROFSICO Como trabajo petrofsico se entiende la discriminacin y caracterizacin del yacimiento en tipos de roca (Figura 1) con el fin nico de predecir su capacidad de almacenamiento y produccin.

Figura 1 Ilustracin Interpretacin Petrofsica Inicial Centrada en el Pozo Corazonado

Norman Yepes con informacin de Ecopetrol S.A., 2010


Cualquier interpretacin que no est en capacidad de diferenciar y caracterizar el

La rigurosa integracin, validacin y la efectiva presentacin de los resultados petrofsicos obtenidos, son una obligatoria constante durante todo el trabajo petrofsico. El 50% de la solidez y efectividad de un modelo petrofsico depende de la habilidad que demuestre el intrprete en la integracin, validacin y presentacin de sus resultados e informacin. La interpretacin inicia, idealmente, en los pozos con informacin de corazones y posteriormente es extrapolada al resto de pozos mediante el uso de registros litolgicos tipo GR, PEF, RHOB y NPHI. Los resistivos y SP pueden ser igualmente utilizados para tal fin pero su uso deber limitarse a zonas de hidrocarburos ya que la presencia de agua afecta su respuesta. No se debe considerar la no existencia de corazones como impedimento para la discriminacin del yacimiento en tipos de roca. En este caso, la informacin de registros se hace de fundamental importancia, entre ms completo y reciente est el set de registros, mayor ser el grado de certeza, en este escenario de no corazones toma an mayor relevancia la informacin proveniente de ripios de perforacin, pruebas de produccin y registros de produccin, entre otros. Una referencia adicional la constituyen las observaciones provenientes de campos anlogos y/o de afloramientos. Es importante tener en mente que las evaluaciones basadas en registros, siempre sern de una aproximacin mucho menor a aquellas basadas en informacin de corazones. Petrofsica es sinnimo de integracin y creatividad. Ser integrador es el rol bsico del petrofsico. 2. IMPORTANCIA DEL TRABAJO PETROFSICO Al menos tres de las cuatro variables que soportan los estimativos volumtricos de los yacimientos, relaciones net-to-gross, porosidad y saturacin de agua, son de naturaleza petrofsica (Figura 2). La permeabilidad es adicionalmente un elemento importante en la estimacin de los respectivos factores de recobro y en la determinacin de las relaciones net-to-gross, adems de ser un input esencial en la simulacin del yacimiento.


Una adecuada caracterizacin y cuantificacin de stas variables permitir definir de mejor manera los rangos e incertidumbres involucradas en cualquier eventual anlisis probabilsticos de volmenes. La visualizacin 2D (Mapas) de cada una de las variables, ojal de toda la secuencia hasta llegar a OOIP, constituye en una herramienta obligada para el entendimiento y desarrollo de los Campos.

Figura 2 Ilustracin Importancia de los Parmetros Petrofsicos en los Estimativos

Volumtricos

Norman Yepes, 2010

3. PROPIEDADES PETROFSICAS BSICAS Se entienden como propiedades petrofsicas bsicas los diferentes tipos de roca que conforman el yacimiento y sus respectivos valores de porosidad, permeabilidad, saturacin de agua, presin capilar, permeabilidad relativa y relaciones net-to-gross. 3.1 TIPOS DE ROCA Como tipo de roca se puede denominar aquel segmento litolgico del yacimiento que, al caracterizarse, especialmente en trminos de permeabilidad, se note diferente a cualquier otro existente en el mismo yacimiento (Figuras 1 y 3).


Cada tipo de roca se distingue por tener un potencial de almacenamiento, produccin y de recobro especfico. Su discriminacin y caracterizacin facilita la determinacin clara de intervalos pay y no pay del yacimiento. Cualquier muestreo de pozo o diseo de prueba tendr un mayor grado de precisin si es soportado en una interpretacin petrofsica previa basada en tipos de roca.

Figura 3 Ilustracin Tipos de Roca, RT_1 el de Mejor Calidad



3.1.1 Determinacin de los Tipos de Roca Cualquier aproximacin es buena en la determinacin de los tipos de roca siempre y cuando sea validada con la informacin esttica y dinmica del yacimiento y se pueda manejar de manera prctica en los posteriores procesos de modelamiento y simulacin. 3.1.1.1 Discriminacin de Tipos de Roca Mediante Curvas de Presin Capilar por Inyeccin de Mercurio Un mtodo sencillo y efectivo de discriminar el yacimiento en tipos de roca lo constituye la comparacin de las respectivas curvas de inyeccin incremental de mercurio versus radios de garganta asociados, derivadas de los anlisis de presin capilar por inyeccin de mercurio. La informacin se puede visualizar mediante grficas, entre otras, como la de la Figura 4. Las Figuras 5, 6, 7 y 8 ilustran la naturaleza litolgica de cada uno de los cuatro tipos de roca identificados.

Figura 4 Ilustracin Tipos de Roca mediante Radios de Garganta de Anlisis de Presin

Capilar por Inyeccin de Mercurio



Figura 5 Ilustracin Tipo de Roca Principal, RT_1 de la Figura 4 Obsrvese el Radio

Asociado



Figura 6 Ilustracin Tipo de Roca Secundario, RT_2 de la Figura 4. Obsrvese el Radio

Asociado



Figura 7 Ilustracin del Tercer Tipo de Roca, RT_3 de la Figura 4. Obsrvese el Radio

Asociado y el Comportamiento Bi-Modal de la Muestra



Figura 8 Ilustracin Tipo de Roca de ms Baja, RT_4 de la Figura 4. Obsrvese el Radio

Asociado y el Comportamiento Bi-Modal de la Muestra


Los diferentes tipos de roca pueden ser fcilmente identificados a travs de una curva continua de permeabilidad previamente estimada. Una primera aproximacin en su identificacin pudiese trabajarse con los siguientes rangos, obsrvese las permeabilidades asociadas con cada tipo de roca de la Figura 4, la realizacin de histogramas es una ayuda complementaria importante en la definicin de las los rangos: RT_1: K>2Darcies. RT_2: 200


3.1.1.2 Discriminacin de Tipos de Roca Mediante Registros La combinacin de registros, en especial los de naturaleza litolgica (GR, RHOB, NPHI, PEF), a travs de cross-plots, convencionales o de iniciativa del intrprete, siempre ofrecen una ventana importante a la diferenciacin del yacimiento, en especial cuando se carece de informacin de corazones. Una opcin, entre otras, la constituyen los cross-plots de litologa densidad-neutrn (Figura 9). En este caso, informacin real, se han excluido los intervalos arcillosos, generalmente asociados con altos valores neutrn, y se ha definido, mediante rangos RHOB, la presencia de dos tipos de arenas ms la presencia de intervalos de naturaleza calcrea. Importante su validacin y caracterizacin.

Figura 9 Discriminacin Tipos de Roca mediante Cross-Plot Convencional de

Densidad/Neutrn



Cuando la curva GR no presente una deflexin marcada entre arenas e intervalos de shale, suele suceder en arenas arcillosas o con altos contenidos de potasio, se sugiere llevar el valor mnimo de la curva en arenas a un valor mnimo extremo (arbitrario), por ejemplo de 40 (Valor real curva GR en arenas) a 5 unidades API, de igual manera con los intervalos de shale, por ejemplo de 120 (Valor real curva GR en shales) a 2000 API. Una vez desplegada la curva entre 5 y 2000 unidades, se vern mejor diferenciadas las zonas de arenas y shales. 3.1.1.3 Tipos de Roca segn Diferenciacin Winland y FZI Unidades hidrulicas Las tcnicas R35 de Winland (Amoco, 1972) y FZI, Flow Zone Indicator, (Amaefule et al, 1993), se basan en informacin de porosidad y permeabilidad de corazones. Ambos mtodos discriminan el yacimiento en unidades hidrulicas segn sus caractersticas texturales, proporcionan adicionalmente adems una excelente aproximacin en la determinacin de curvas continuas de permeabilidad.

Metodologa R35 de Winland Dale Winland, trabajando para Amoco en 1972, encontr, mediante la inyeccin de mercurio en 300 muestras del campo Spindle Field en Colorado, USA, que una vez las arenas alcanzaban un 35% de mercurio en su espectro poral ya se haban ocupado los radios de garganta ms importantes de la roca. El radio de garganta determinado a este valor de saturacin (R35) corresponde al radio caracterstico y ms importante de la muestra (Figura 10).


Figura 10 Distribucin Inyeccin de Mercurio versus Radios de Garganta


Winland correlacion posteriormente cada uno de los R35 de cada muestra con sus respectivos valores de permeabilidad y porosidad y encontr la siguiente relacin: Ecuacin 1

LogOKLogR 864.log*588.0732.035 En donde,

35R

Radio de garganta al 35% de saturacin de mercurio.

Porosidad, en %.

K Permeabilidad al aire, en mD.


La grfica de la anterior Ecuacin (Grfico de Winland, Figura 11) permite diferenciar familias o tipos de roca asociados con diferentes radios de garganta en funcin de las permeabilidades y porosidades medidas. Se tendran al menos cinco tipos de roca presentes en este yacimiento en particular de la Figura 11.

Figura 11 Ilustracin Grfico de Winland


Metodologa Flow Zone Indicator (FZI) La metodologa, basada igualmente en datos de porosidad y permeabilidad de corazones, fundamenta en la diferenciacin textural vertical del yacimiento (Tortuosidad, seleccin, tamao y forma de grano, rea superficial especfica, entre otros) a travs de la determinacin de valores FZI caractersticos de cada tipo de roca.

Es similar a la metodologa Winland ya que todos los elementos texturales considerados inciden directamente en el radio de garganta de la roca.

Su determinacin cuantitativa es puramente matemtica y se fundamenta en la Ecuacin RQI (Rock Quality Index), derivada de la combinacin de las ecuaciones de flujo de Darcy y Poiseuille (Amaefule et al, 1993):


Ecuacin 2

FZILogLogRQILog z

En donde,

)( mRQI ndice de calidad de la roca, Rock Quality Index.

Ecuacin 3

kmRQI 0314.0)(

En donde,

K Permeabilidad, mD.

Porosidad, fraccin.

Z Porosidad normalizada. Ecuacin 4

1Z

En donde,

FZI Indicador de flujo, Flow Zone Indicator.


El grfico log-log de la Ecuacin RQI (Figura 12), de manera similar al grfico de Winland, permite la visualizacin de los datos de porosidad y permeabilidad de corazones en diferentes tipos de roca caracterizados por un promedio FZI caracterstico, y una propia Ecuacin de permeabilidad segn la siguiente relacin (Derivada de la anterior Ecuacin 2): Ecuacin 5

efecZFZIK ***10142

En donde,

FZI FZI promedio de cada tipo de roca.

K Permeabilidad, en mD.

efec Porosidad efectiva.


Figura 12 Ilustracin Grfica Discriminacin del Yacimiento en Tipos de Roca segn

Metodologa FZI


Segn los datos de corazones, informacin real, se tendran al menos seis tipos de roca asociados con los datos de porosidad y permeabilidad de la Figura 12. En trminos prcticos de modelamiento y simulacin, es recomendable iniciar las caracterizaciones de yacimientos con no ms de tres tipos de roca, adicional a zonas de shale o similares. Los grficos de Winland y FZI son un buen inicio en lo que respecta con la visualizacin del mnimo de tipos de roca segn la informacin de corazones pero se precisar, a criterio del intrprete, de su simplificacin.


Para ambas tcnicas, Winland y FZI, se precisa predecir una curva continua de R35 y FZI, respectivamente, para poder extrapolar los tipos de roca y la respectiva curva de permeabilidad asociada (Ecuaciones 5 y 1) hacia intervalos y pozos no corazonados. 3.2 POROSIDAD Porosidad describe la cantidad de espacio disponible que posee la roca para almacenar fluidos (Figura 13), en ste se acomodan los fluidos libres (Agua/aceite/gas), el agua capilar (Swirr) y el agua ligada a las arcillas (CBW, Clay Bound Water), Figura 14.

Figura 13 Ilustracin Grfica de Porosidad

a. Roca limpia con alta porosidad, alta capacidad de almacenamiento. b. Roca arcillosa de menor porosidad, menor capacidad de almacenamiento.

Las fotos inferiores resaltan en blanco el contenido arcilloso de la roca.



Figura 14 Ilustracin Grfica de los Fluidos Ubicados en el Espacio Poral de la Roca

Norman Yepes, 2010

Los fluidos libres corresponden con aquellos que saldrn instantneamente de la roca una vez se ponga en produccin ya que no se encuentran adheridos a las paredes del poro. El agua capilar se refiere al agua que queda entre los granos de la roca una vez terminado el proceso de entrampamiento (Desplazamiento de agua por aceite). CBW corresponde con el agua adherida a las arcillas debido a los procesos de intercambio catinico ocurridos en su superficie (generalmente adhesin de Na+ ms agua) con el fin de compensar (mantener la neutralidad de la estructura) el exceso de carga negativa generado por el reemplazamiento de iones tipo Al+++ por Mg++, entre otros, y no se mueve bajo ninguna condicin de produccin.


La importancia de la porosidad radica en que constituye, al igual que las relaciones net-to-gross y saturacin de agua, una de las variables de entrada en la determinacin volumtrica de hidrocarburos (Figura 2). Es adems el parmetro ms utilizado en la extrapolacin de variables de la roca, tipo permeabilidad (Figura 15), capacidad de intercambio catinico (CEC), etc., de las cuales tradicionalmente no se cuenta con mediciones continuas o de registros.

Figura 15 Utilizacin Convencional de la Porosidad como Entrada Importante en la

Prediccin de la Permeabilidad. Se asume correlacin lineal entre los radios de garganta y dimetro de poros

K= f (Por)



Especial precaucin debe tomarse en separar el yacimiento en diferentes sectores al momento de utilizar la variable porosidad como uno de los inputs en la prediccin de la permeabilidad, en especial cuando hay cambios sedimentolgicos y/o de grano importantes, una alta porosidad no siempre significa una alta permeabilidad. La Figura 16 ilustra, por ejemplo, la prediccin de permeabilidad utilizando la porosidad cmo uno de los inputs importante para un pozo en donde se aplic una correlacin que incluy toda la informacin de bsicos, obsrvese (Figura 16a) que en el sector 2 la correlacin funciona adecuadamente pero sobre estima enormemente la permeabilidad en el sector 1. Esta diferencia se debe a que en el sector 1 se tiene un tamao de grano inferior (fino granular) al del sector 2 (grueso granular) y que a pesar de tener en el sector 1 una mayor porosidad no se encuentra necesariamente una mayor permeabilidad (depende del tamao de grano). La Figura 16b presenta el estimado de permeabilidad al aplicar una correlacin especfica para el sector 1, obsrvese la buena correspondencia.

Figura 16 Utilizacin Convencional de la Porosidad en la Prediccin de la Permeabilidad.



La porosidad suele ser adems un buen indicador de la calidad de la roca; intervalos de buena porosidad suelen estar acompaados de buena permeabilidad. Los siguientes son algunos valores de referencia:

Arenas inconsolidadas (recientes): 30-40 %

Areniscas: 20-30%

Areniscas apretadas: 15-20%

Calizas: 5-20%

Dolomitas: 10-30%

Fracturas. 1-2% (?) 3.2.1 Porosidad Total y Efectiva La porosidad total se entiende como el espacio que incluye la totalidad de los fluidos en la roca (Figura 14), la porosidad efectiva excluye el espacio poral ocupado por el agua adherida a las arcillas, CBW (Figura 17).


Ecuacin 6

CBWPorTotalPorEfec


Figura 17 Ilustracin Diferencia Porosidad Total y Efectiva segn la Arcillosidad de la Roca

Fuente: Modificadas de Halliburton, fotografas Ecopetrol S.A.

3.2.2 Volumen de Arcilla, Vshale, Vclay Los estimativos Vshale, de orden rutinario en petrofsica, se obtienen con el fin de sustraer CBW (Ambos, Vshale y CBW se asumen equivalentes) de los registros de porosidad total (en especial NPHI y DT) y obtener curvas de porosidad efectiva en

S Ecuacin 7

PorTotal*VshalePorTotalPorEfec


Ecuacin 8

ShalePorTotalen*VshalePorTotalPorEfec

Vshale es igualmente una entrada importante en las ecuaciones Sw para yacimientos arcillosos que evalan y consideran el exceso de conductividad asociado al shale (puede contener de entre 2 a 40% de agua por volumen) en la roca y su efecto en la reduccin de la resistividad profunda de la formacin, tipo Waxman- Vshale en la mayora de las arenas yacimiento es producto de procesos diagenticos posteriores a su formacin que generan/precipitan minerales secundarios, especialmente minerales arcillosos, dentro del espacio poral de la

), Figura 18, ejerciendo un fuerte control en las propiedades fsicas y electro qumicas de las arenas, adems de reducir drsticamente la permeabilidad y de adicionar altos valores de microporosidad. Vshale no debe de tomarse por tanto como un simple y rutinario clculo petrofsico destinado a porosidad efectiva y Sw, ste debe ser adecuadamente comparado, calibrado en lo posible, y descrito dentro del marco de la informacin suministrada por observaciones directas ,Figura 18, provenientes de la descripcin de muestras (cortes de perforacin, corazones), secciones delgadas (distribucin en el espacio poral: estructural, disperso, laminado, valoracin cuantitativa, naturaleza

nivel

En la mayora de las arenas Vshale no siempre tiene las mismas propiedades de las capas de shale adyacente.


Figura 18 Caracterizacin Vshale segn informacin DRX y SEM

H. Ohen, Norman Yepes, con informacin de Ecopetrol S.A.

La siguiente es la relacin, lineal, convencionalmente utilizada para la estimacin de Vshale a travs de la curva GR: Ecuacin 9

GRcleanGRshale

GRcleanGRVshaleGR

En donde, GRclean: . GRshale: Valor GR estimado en zonas de shale.


Ecuacin 10 Es importante tener en cuenta que el valor GR seleccionado como GRshale no corresponde fsicamente a intervalos 100% constituidos por minerales arcillosos (Illita, esmectita, clorita...) responsables de CBW en el yacimiento. Otros minerales no arcillosos tipo cuarzo, calcita, kergeno, feldespatos, etc., pueden estar presentes como finos. Generalmente, se considera que intervalos seleccionados como 100% shale corresponden a aproximadamente un 70% arcilla (VclayGR).

VshaleGRVclayGR *70.0

La relacin ms aproximada (70%?) la proporciona informacin de secciones delgadas y DRX (Figura 17). Existen otras estimaciones lineales a partir de la curva SP, de la combinacin densidad-neutrn (Tener cuidado con la presencia de gas) y de las curvas Thorio y Potasio derivadas de la curva GR espectral (Importante), entre otras. Otras relaciones no lineales (Utilizan VshaleGR como entrada) son las ecuaciones de Clavier, Steiber y Larionov, entre otras, destinadas a rocas terciarias, consolidadas e inconsolidadas, etc.

gistros de resonancia magntica evita las complicaciones e incertidumbres asociadas con los clculos Vshale y Vclay al proporcionar directamente curvas de porosidad efectiva. Adicionalmente, proporcionan curvas CBW y de agua capilar que directamente facilitan los estimativos de Vshale y Vclay. Igual requiere validacin. Ecuacin 11

agPorTotalRmalRmagVolaguaTotVshaleRmag /


Ecuacin 12

agPorTotalRmCBWRmagVclayRmag /

VshaleRmag Vshale a partir del registro de resonancia magntica.

alRmagVolaguaTot Volumen de agua total reportado por el registro de

resonancia magntica.

agPorTotalRm Porosidad total reportada por el registro de resonancia

magntica.

VclayRmag Vclay a partir del registro de resonancia magntica.

CBWRmag CBW reportado por el registro de resonancia magntica.

El registro de espectroscopa, basados en el principio de funcionamiento del registro neutrn, tambin proporciona otra aproximacin fsica importante a la determinacin Vclay, mediante la cuantificacin del efecto que sobre sta ejercen las diferentes concentraciones de minerales identificadas (Torio, Uranio, Potasio, Aluminio, Titanio, Silicio, Calcio, Magnesio, etc). 3.2.3 Dependencia Textural de la Porosidad La Porosidad, en trminos texturales, depende principalmente del grado de seleccin textural de la roca (mejor seleccin, mejor porosidad), empaquetamiento (granos con bordes angulares generan ms porosidad que granos redondeados) y compactacin/cementacin de la roca (Figura 19). La porosidad, a diferencia de la permeabilidad, no depende del tamao de grano.


Figura 19 Dependencia Textura de la Porosidad


3.2.4 Determinacin de la Porosidad Para la medicin de la porosidad se utilizan mtodos directos (Mediciones en corazones) y estimativos indirectos (A travs de registros). Los mtodos directos se obtienen bsicamente para calibrar o comparar los resultados de porosidad obtenidos en las aproximaciones indirectas o de registros y poder extrapolar los clculos al resto de intervalos y pozos sin informacin de corazones. Entre ms se cuente con informacin proveniente de mediciones directas, mayor precisin tendrn los clculos realizados a travs de registros, mayor certeza tendrn los estimativos OOIP. 3.2.4.1 Medicin Directa de la Porosidad La porosidad, junto con la permeabilidad y Sw hace parte del grupo de anlisis bsicos o estndar de laboratorio. La medicin se realiza sobre muestras previamente seleccionadas, limpias y secas a las cuales se les introduce tradicionalmente gas Helio. El estimativo directo se basa en la relacin de volmenes ilustrada en la Figura 20, se precisa medir al menos dos de las tres variables especificadas: volumen total (BV), volumen poroso (PV) y volumen de granos (GV).


Figura 20 Ilustracin Medicin Porosidad Directa en Laboratorio


Ecuacin 13

)2(BV/)1(PVPor

Ecuacin 14

)3(GVBVosoVolumenPor

Ecuacin 15

GV/PesoSecoGD


PV Volumen poroso. BV Volumen total. GV Volumen de granos. GD Densidad de los granos. BV se estima, convencionalmente, mediante el uso de un calibrador con el cual se mide la longitud y rea de la muestra cilndrica. GV se mide por lo regular mediante el uso del Porosmetro de Core LAB (Las mediciones se realizan a condiciones atmosfricas y solamente una muestra por turno) y/o el Equipo TEMCO CMS 300 (Permite la aplicacin de diferentes niveles de presin de confinamiento y puede manejar varias muestras al mismo tiempo), ambos fundamentados en la ley fsica de Boyle. La densidad de grano (GD) de la muestra es, adems de la porosidad, uno de los parmetros que reportan las mediciones directas. sta se obtiene mediante la divisin del peso de la muestra seca por el valor GV, este valor es de gran utilidad en los estimativos indirectos de la porosidad a travs de registro de densidad.

Limpieza y Secado Previo de las Muestras El proceso de limpieza de las muestras se realiza mediante el mecanismo de limpieza, denominado la trampa de Dean Stark (Figura 21), en honor a sus creadores, el cual consiste en pasar tolueno hirviendo a travs de la muestra y separar el agua asociada a su sistema poral (Agua y tolueno tienen similar punto de ebullicin), ambos fluidos son posteriormente destilados y el agua separada mediante la denominada trampa de Dean Stark, la muestra se considera limpia cuando el agua sale trasparente.


Figura 21 Ilustracin Limpieza de Muestras en Laboratorio, Mtodo Dean Stark


El proceso de secado de las muestras se realiza ya sea utilizando el horno de secado convencional (95-100C hasta peso constante), o empleando el horno de humedad relativa (60C/40 de humedad relativa). Con el primer mtodo se espera que se remueven todos los fluidos incluidos en el espacio poral de la roca, incluyendo CBW, mientras que con el segundo se asume que un porcentaje (Cunto?) del agua ligada a las arcillas permanezca con la roca (Porosidad efectiva). Una buena prctica operativa consiste en seleccionar, posterior a la definicin del muestreo total, un grupo representativo de muestras del yacimiento, 10-15, por ejemplo, que cubran el rango de porosidades, secarlas primero al horno de humedad relativa y medir porosidad, luego secarlas al horno convencional y medir de nuevo porosidad. Secar el resto de muestras a analizar a horno convencional (Ms barato y rpido). La comparacin de ambas mediciones, horno convencional y de humedad controlada, proporcionar una idea de CBW (Diagnstico de arcillosidad importante) y proveer una manera directa de convertir el resto de valores de porosidades totales a porosidades efectivas, en caso de precisarse.


La porosidad derivada de registros (Densidad, neutrn, snico) es comparable con la total obtenida mediante la utilizacin del horno convencional, porosidades efectivas obtenidas mediante el horno de humedad relativa son comparables a las obtenidas mediante registros siempre y cuando se hayan previamente corregido por Vshale, previa calibracin. Juhaz (1988) recomienda secar las muestras al vaco a 105C durante tres das con el fin de obtener porosidades totales compatibles con las obtenidas con registros (muy especialmente densidad) y evitar el dao a las arcillas.

Presin de Confinamiento Las mediciones en laboratorio debern obtenerse a condiciones de presin de confinamiento o net overburden stress (NOS), condicin especialmente importante en muestras no consolidadas: Ecuacin 16

esYacPrft/psi1omYacTVD*ProfPrNOS

omYacTVDProdPr Profundidad TVD promedia del yacimiento, ft.

esYacPr Presin del yacimiento, psi. Es recomendable, de manera similar al ejercicio realizado con las dos tcnicas de secado, separar un grupo de muestras representativas y medirles inicialmente la porosidad a condiciones de laboratorio y posteriormente a condiciones NOS, su comparacin proporcionar una excelente idea de la compactacin de la roca (especialmente en simulacin) y se lograr de paso la forma directa de convertir porosidades medidas a condiciones ambientales a condiciones NOS. Inclyase, adems de NOS, una presin de medida igual a la presin original del yacimiento y otra equivalente a la presin de abandono esperada. Figura 22.


Figura 22 Ilustracin Variacin Porosidad/Permeabilidad con Presin


3.2.4.2 Medicin Indirecta de la Porosidad Los registros de densidad, neutrn, snico (Los tres responden a litologa + porosidad) y de resonancia magntica (Slo responde a porosidad), son los registros convencionalmente adquiridos con el fin de estimar la porosidad del yacimiento. Todos proporcionan mediciones indirectas que deben comparar adecuadamente con las mediciones directas de laboratorio.


Registro de densidad, RHOB La herramienta de densidad es corrida en combinacin con otra serie de registros, en especial los registros gamma ray y neutrn. Su profundidad de investigacin se ubica entre los 2 y 5 pulgadas (Zona de invasin), su resolucin vertical es del orden de las 16 pulgadas.

Principio de Funcionamiento La herramienta responde a la densidad de los electrones asociados con los slidos y fluidos presentes en la formacin (roca+filtrado de lodo+hidrocarburo residual). Una fuente radioactiva en la herramienta (Cobalto-60 o Celsio 137) emite rayos gamma hacia la formacin que colisionan con los electrones presentes en la roca (Matriz y fluidos). Figura 23. Debido a la colisin nuevos rayos Gamma con menos energa a la emitida son devueltos en direccin a la herramienta en donde los detectores los relacionan directamente con la densidad de electrones (proporcional a la densidad de la roca) asociada con la formacin, entre mayor sea la prdida de energa, mayor la cantidad de electrones, mayor la densidad de la roca.

Figura 23 Ilustracin Grfica Ilustrativa Principio de Funcionamiento Registro de Densidad,

RHOB



Ecuacin 17

maclayhxomfxob *Vclay1*Vclay*S1*S*

b Densidad de la roca.

xoS Saturacin de aceite residual.

mf Densidad del filtrado del lodo.

h Densidad de hidrocarburos.

clay Densidad arcillas.

m a Densidad de la Matrix (Granos). Porosidad efectiva, derivada de la Ecuacin 17: Ecuacin 18

mfma

clayma

mfma

bma *Vclay

Si la densidad (promedio) de la matrix de la roca es similar a la de la arcilla presente, cuarzo y caolinita por ejemplo, la porosidad medida por la herramienta ser directamente equivalente a la porosidad efectiva ya que ambas, densidad de matrix y arcilla, se cancelan en el segundo trmino de la Ecuacin 18.

La densidad de matrix ( m a ) va a depender de la naturaleza litolgica de la seccin registrada, la Tabla 1 presenta la densidad de algunos de los minerales ms frecuentes en rocas sedimentarias, obsrvese la similitud entre las densidades del cuarzo y la caolinita.


Tabla 1 Rangos de Densidad en Minerales Comunes en Rocas Sedimentarias

MINERAL

DENSIDAD

( m a )

Anhidrita 2.899 - 2.985

Calcita 2.710 (pura)

Dolomita 2.8 - 2.9

Yeso 2.314 - 2.328

Halita 2.1 - 2.6 (2.164 pura)

Illita 2.76 - 3.0

Caolinita 2.6 - 2.63

Montmorillonita 2.2 - 2.7

Cuarzo 2.653 - 2.66

Una manera prctica de determinar el valor de la densidad de grano o de matriz,

m a , representativa es mediante la determinacin del valor ponderado de densidad segn los porcentajes reportados en anlisis DRX: Ecuacin 19

Otra manera de determinar un valor promedio de m a es derivndolo directamente de los anlisis de densidad de grano (GD) que acompaan las mediciones de porosidad en laboratorio, teniendo precaucin de no incluir valores que no sean representativos del yacimiento (Delgados niveles calcreos, shales, etc..) La curva RHOB es por s misma un excelente indicador litolgico y de calidad de roca, la cercana con la curva neutrn es un indicativo de la arcillosidad de la roca, entre ms cercanas las curvas, ms limpia la roca; si ambas se mantienen cerca y con valores bajos de densidad, valores inferiores a 2.4 gr/cc, se est ante una roca de excelente calidad, a medida que se insinan valores superiores a 2.4 gr/cc (siempre cercanas ambas curvas), empieza a decaer la calidad de la roca.

......)*(%FeldK)*asa(%Plagiocl)*(%Qzma FeldKaPlagioclasQz


Curva Efecto Fotoelctrico en el Registro de Densidad La curva del factor fotoelctrico, PEF que acompaa el registro de densidad es una ayuda importante en la identificacin litolgica del yacimiento, mejor si se combina con la misma curva RHOB. Los rayos gamma recibidos inicialmente por la herramienta (Primera seal), y en los cuales se basa el clculo de la porosidad, son aquellos que llegan unos milisegundos despus de ocurrida la colisin entre los rayos emitidos y los electrones de la formacin. Unos instantes despus del

por los electrones en la roca, al momento de la absorcin se presenta una especie (o ndice

caracterstico de absorcin, PEF) es propio de cada mineral (Tabla 2).

Tabla 2 Valores Tipo PEF en Minerales Frecuentes

LITOLOGA PEF

Areniscas (Cuarzo puro) 1.81

Shales 1.83

Calizas (calcita pura) 2.8 - 2.9

Dolomita (pura) 3.1

Carbones 0.1

La escala de presentacin grfica del PEF es convencionalmente entre 0 y 10 aunque si no se esperan niveles calcreos en la zona de inters es recomendable una escala entre 0 y 5 para una mejor visualizacin de la curva. En la naturaleza lo comn es encontrar litologas con variadas concentraciones mineralgicas y por lo tanto los valores de la Tabla 2 se deben utilizar como una gua en su identificacin. Valores mayores a 2.5, por ejemplo, pueden insinuar la presencia de sedimentos con influencia calcrea. En la identificacin mineralgica ayudan adicionalmente las curvas RHOB, neutrn y resistividad, entre otras, siempre soportadas por las respectivas descripciones de ripios de perforacin y dems informacin de reportes relacionadas a las zonas en evaluacin.


Efecto Gas en el Registro de Densidad La densidad de electrones captada por la herramienta en una zona de agua o aceite, caracterizados por una alta densidad de electrones en comparacin con el gas, reflejar adecuadamente la densidad de la roca y por ende conducir a un adecuado clculo de porosidad. Si el mismo espacio poral es saturado con gas, los rayos gamma emitidos por la herramienta regresarn casi intactos debido a la baja densidad de electrones que caracterizan al gas. La baja colisin rayos gamma versus electrones ser asociada

a una baja densidad en la roca, b , que conducir a un falso (Alto) estimativo de porosidad (Figura 24).

Figura 24 Ilustracin Presencia de Gas en los Clculos de Porosidad

Norman Yepes, 2010


Ecuacin 20

mfma

bma

Registro Neutrn La herramienta neutrn es corrida en hueco abierto en combinacin con los registros Gamma Ray y Densidad, su profundidad de investigacin est alrededor de las 27 pulgadas (68 cms). Puede ser corrida con Gamma Ray en hueco revestido.

Principio de Funcionamiento

Desde una fuente radioactiva se emiten continuamente neutrones de alta energa (alrededor de 2 Mev) que chocan con los ncleos de hidrgeno en la formacin cuya masa es casi idntica a la de los neutrones. La colisin entre ambos, neutrones e hidrgenos, es de naturaleza elstica similar a la colisin existente entre varias bolas de billar. (Figura 25).

Figura 25 Principio de Funcionamiento Registro Neutrn

Norman Yepes, 2010


Ecuacin 21

matrix)(lquidosHidrgenos

Entre colisin y colisin los neutrones van perdiendo energa hasta alcanzar los denominados niveles trmicos, correspondientes a energa alrededor de 0.025 Mev, para luego irse esparciendo aleatoriamente hasta ser absorbidos por la formacin. La herramienta registra la rata con la cual los neutrones van decreciendo hasta alcanzar los niveles trmicos de energa. La herramienta asocia la tasa de decrecimiento o decaimiento de la energa de los neutrones con la concentracin de hidrgenos en la formacin, la cual se considera directamente proporcional a la porosidad ya que se asume que la mayora de los hidrgenos estn localizados en los fluidos que ocupan el espectro poral de la roca. En rocas limpias los neutrones chocarn con los hidrgenos asociados exclusivamente a los fluidos ubicados en el espacio poral de la roca (porosidad). Sin embargo, en presencia de arcilla los iones de hidrgeno adheridos a la superficie de la arcilla y aquellos que hacen parte de su estructura qumica tambin harn parte de las colisiones, dando lugar a una curva de decaimiento que no solamente estar asociado a la porosidad como tal sino tambin a la matriz de la roca. La sumatoria de las colisiones (H`s en matriz+ H`s en poros) llevarn errneamente a altos valores de porosidad. El registro neutrn se calibra con un bloque de caliza directamente en el sitio de pozo, una vez pasada por el bloque la herramienta deber marcar cero porosidades, cualquier cambio litolgico en el pozo ser registrado tomando como referencia la porosidad cero del bloque de caliza. Si la herramienta registra en el pozo un intervalo 100% caliza la porosidad sern cero, pero si encuentra un nivel arenoso la porosidad variar con respecto a la porosidad cero. Debido a que la las mediciones estn registradas tomando como referencia la matriz caliza, deben ser corregidas a una referencia o matriz arenosa en caso de que la formacin registrada sea de naturaleza clstica, procedimiento que realiza el operador del registro de manera automtica (basado en cartas de su firma). Es importante que siempre se cuente con las mediciones matriz caliza originales y las convertidas segn la matriz de la litologa encontrada en el pozo. Tener ambas mediciones, neutrn matriz caliza y matriz arena, ayudan en la posterior identificacin litolgica y mineralgica de la roca en evaluacin.


La medidas proporcionadas por la herramienta son directamente en unidades de porosidad, generalmente se despliega en el mismo track del registro de densidad en una escala entre 0.45 y -0.15, la porosidad cero deber coincidir con el valor RHOB de la matriz (2.65 para arenas, 2.71 en calizas). Efecto Gas La baja densidad del gas est directamente asociada con una baja densidad de hidrgenos, en comparacin al agua y al aceite, lo que conducir a falsos (Bajos) estimativos de porosidad. Porosidad utilizando Densidad y Neutrn La mejor aproximacin en registros para porosidad, en especial cuando no se tiene certeza de la naturaleza mineralgica de la matrix, es la obtenida mediante la combinacin de ambas curvas, densidad y neutrn, ya sea para la obtencin de porosidades totales y/o efectivas: Ecuacin 22

2

Neutrndensidaddntotal

Ecuacin 23 Ecuacin 24

2

ctivaneutrnefeectivadensidadefdnefectiva

)*( shaledensidadenVshaledensidadectivadensidadef


Ecuacin 25

Ecuacin 26

2

ctivaneutrnefeectivadensidadefefectiva

En caso de gas: Ecuacin 27

2/122

2

neutrndensidadgas_dntotal

Ecuacin 28

.

)haleneutrnens*Vshale(neutrnctivaneutrnefe

2/122

2

ctivaneutrnefeectivadensidadefgas_dnefectiva


Registro Snico La herramienta snica, curva DT, se adquiere en hueco abierto, en compaa, por lo general, de los registros de resistividad y Gamma Ray. Es un registro, a diferencia de RHOB y NPHI, que se corre centrado en el hueco, su escala de presentacin se localiza convencionalmente entre 40 y 140 microsegundos por pie, sec/ft. Es menos sensible a las condiciones de hueco (Tamao y rugosidad) en comparacin con las herramientas de densidad y neutrn. Su profundidad de investigacin est en el orden de las 3 y 5 pulgadas para el Borehole Compensated Sonic, y entre 8 y 12 pulgadas para los registros Long Spacing Sonic y Dipole Shear Sonic.

Principio de Funcionamiento

El registro DT mide el tiempo de viaje, t, o el tiempo en milisegundos que toma una onda acstica en viajar a travs de un pie de Formacin a lo largo de un trayecto paralelo al hueco del pozo (Figura 26). La seal arriba a los receptores en forma de tres diferentes ondas: Las compresionales (DT), las de cizallamiento (Shear) y las denominadas ondas de tubo o Stoneley. La Ecuacin de Wyllie (Ecuacin 29) es la convencionalmente utilizada para la estimacin de la porosidad mediante la informacin snica. La relacin establece que el tiempo de viaje de la onda total estar constituido por la fraccin

t asociada al fluido en la Formacin ()tflu* ms la fraccin t asociado

estrictamente a la matriz de la roca tma*1 .

La Ecuacin 30 re-escribe la relacin de Wyllie en trminos directos de porosidad, esta derivacin es puramente emprica y solamente funciona en rocas compactas y limpias.


Figura 26 Principio de Funcionamiento Registro Snico

Norman Yepes, 2010

Ecuacin 29

tma*1flu*tLog


Ecuacin 30

Cp

1*

tmatflu

tmatLogsonica

tLog Tiempo de trnsito registrado por la herramienta.

tma Tiempo de transito asociado a la matrix de la roca. tflu

Tiempo de transito asociado al fluido en zona de invasin. Cp

Factor de compactacin. Ecuacin 31

100/etLoginshalCp

Las Tablas 3 y 4 presentan valores tflu

y tma de referencia.


Tabla 3 Tiempos de Viaje en Diferentes Fluidos

FLUIDO Vf (ft./sec) tflu ( sec./ft) Agua con 20% NaCl 5300 189

Agua con 15% NaCl 5000 200

Agua con 10% NaCl 4800 208

Agua (pura) 4600 218

Aceite 4200 238

Metano 1600 626

Aire 1100 910

Dresser Atlas

Tabla 4 Tiempos de Viaje en Diferentes Tipos de Matrix

FORMACIN Vma (ft./sec) tma ( sec./ft) Arenas Inconsolidadas 17000 o menos 58.8 o ms

Arenas Semi-consolidadas

18000 55.6

Arenas Consolidadas 19000 52.6

Calizas 21000 47.6

Dolomitas 23000 43.5

Shale 6000 hasta 16000 167 hasta 62.5

Calcita 22000 45.5

Anhidrita 20000 50.0

Granito 20000 50.0

Yeso 19000 52.6

Cuarzo 18000 55.6

Sal 15000 66.7

Dresser Atlas


En caso de rocas inconsolidadas t suele ser muy alto, dando lugar a clculos de porosidades errneamente altos; en tales casos se hace necesaria la utilizacin de un factor de compactacin (Cp) a manera de correccin (Ecuacin 30). Cp es usualmente determinado mediante la comparacin entre las porosidades calculadas mediante la Ecuacin snica y las mediciones directas de porosidad en muestras o con las derivadas de los registros RHOB y Neutrn. Otra aproximacin para Cp la constituye la relacin emprica relacionada a la respuesta del registro en zonas de shale, Ecuacin 31.

Medidas t en zona de shale, contiguos a arenas, que sean del orden de los 100 sec/ft son un indicativo de rocas poco consolidadas. Porosidad Secundaria La diferencia entre la porosidad total de las curvas densidad y/o neutrn (Preferible densidad) y la snica puede ser utilizada como un indicador de porosidad secundaria (Tipo vugs) en la roca, especialmente de naturaleza calcrea. Ecuacin 32

sonicadensidadvugs

Esto obedece a que la primera seal recibida por la herramienta snica (DT) viaja de manera estrictamente paralela a la cara del pozo (El camino ms rpido) respondiendo principalmente a la porosidad intergranular de la roca, la porosidad tipo vugs tiende a no ser detectada. Las herramientas de densidad y neutrn, por el contrario, registran un mayor segmento horizontal de Formacin, incluyendo vugs o similares. Efecto Gas Es importante tener en cuenta que en presencia de gas se registra una menor

velocidad de onda y el tiempo de transito ( t ) se incrementa dando lugar a falsas (Altas) porosidades.


Registro de Resonancia Magntica El registro de resonancia magntica es considerado hoy en da como parte de la serie de registros convencionales de pozo, es, adems de proporcionar porosidades total y efectiva, de especial importancia en litologas complejas o desconocidas, una excelente base de caracterizacin del yacimiento (Indicador del tamao de poro) y una fuente nica de permeabilidad contina (ndice de permeabilidad). Bajo ciertas condiciones de medida y anlisis la herramienta puede adicionalmente proporcionar informacin sobre la presencia y tipo de hidrocarburos. Su profundidad de investigacin, al igual que los anteriores, est limitada a la zona de invasin, mximo un radio de 5 pulgadas.

Principio de Funcionamiento La herramienta registra directamente la concentracin de hidrgeno en los fluidos dentro de los poros, slo los fluidos en poros son visibles, los hidrgenos estructurales, importantes en el registro neutrn, no son vistos por la herramienta debido a su rpido relajamiento, y a diferencia de los otros registros de porosidad, no precisa de calibracin litolgica alguna (Medicin de porosidad independiente de la matrix, importante en el registro de densidad). Los elementos necesarios para formar una seal de resonancia magntica son los ncleos de hidrgeno en el espacio poral de la roca (Uno de los motivos por los cuales el H es importante para la resonancia magntica es que su momento magntico es mayor que el de cualquier otro elemento a su alrededor). Un cuerpo magntico artificial externo intenso y homogneo producido por un potente imn en la herramienta, una fuente de pulsos de radiofrecuencia y bobinas receptoras para captar las seales de resonancia que stos devuelven (Figura 27). Los hidrgenos en su estado natural, 1 en Figura 27, son alineados o polarizados en la direccin del campo magntico externo generado por los imanes en la herramienta (2), la funcin matemtica T1 describe o caracteriza el proceso de polarizacin de los hidrgenos (El tiempo de polarizacin total depende del tipo de fluido). Una vez los hidrgenos estn alineados con el campo magntico externo, son

vibrar en planos de 90 y 180, con respecto al plano magntico artificial, mediante el envo de pulsos de radiofrecuencia con frecuencias de entre 500-800 kHz similares a la frecuencia de rotacin del hidrgeno. El tiempo entre cada pulso se conoce como TE, un elemento importante en la identificacin de fluidos) (3).


En este estado de alta energa los hidrgenos envan seales a la herramienta de frecuencia similar a los , la

cae a bajos niveles de energa, caracterstico del segmento de fluidos asociado a la roca medida (4) el cual es descrito o caracterizado en tiempo con la funcin matemticaT2 (Constante de tiempo exponencial) e interpretada en trminos de porosidad, tipo de fluido y tamao de poro (ndice de calidad de yacimiento) (5). Una referencia fsica del proceso se puede observar en la siguiente direccin: http://www.youtube.com/watch?v=jwjbZsL39xg&NR=1 (Animation of IBM Magnetic Resonance Force Microscope).
http://www.youtube.com/watch?v=jwjbZsL39xg&NR=1


Figura 27 Principio de Funcionamiento del Registro de Resonancia Magntica

EVALUACIN PETROFSICA (NIVEL INTERMEDIO 27

Momento magntico natural.

Hidrgenos en poros de la roca,

orientacin al azar.

Herramienta. Alineamiento

hidrgenos a un campo

magntico artificial.

Momento magntico

hidrgenos en poros de

la roca. Orientacin al

azar.


hidrgenos a un campo magntico

artificial.

Envi pulsos electromagnticos desde la herramienta. Reorientacin

hidrgenos 90 respecto al plano magntico artificial. Los hidrgenos

empiezan a vibrar y a enviar seales elctricas a la herramienta. La seal

decae naturalmente (T2).

1

2

3

Momento magntico

hidrgenos en poros de

la roca. Orientacin al

azar.


hidrgenos a un campo magntico

artificial.

Envi pulsos electromagnticos desde la herramienta. Reorientacin

hidrgenos 90 respecto al plano magntico artificial. Los hidrgenos

empiezan a vibrar y a enviar seales elctricas a la herramienta. La seal

decae naturalmente (T2).

1

2

3

Envi pulsos de radiofrecuencia.

Reorientan y mantienen los hidrgenos

excitados en planos de 90 y 180 con

respecto al plano magntico artificial.

Los hidrgenos en alta energa emiten una seal de igual

echos enviada por la herramienta y

individual y de toda la seal hasta que decae.

1

2

3

4

Distribucin T2: descripcin

train , se

interpreta en trminos de porosidad y

calidad de roca.

T2 (msec)

echos train

descrita matemticamente por la funcin

T2, constante de tiempo exponencial.

5

Norman Yepes, grficos del paso 4 y 5 tomados y editados de Halliburton

final_05 mp evaluación petrofísica intermedia

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