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    Schlumberger Instructor: Ing. Geólogo Jorge Aboud S. N.

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    CURSO DE REGISTROS ELÉCTRICOS.

    CONTENIDOINTRODUCCIÓN

    OBJETIVO 1 :ANALIZAR LAS RAZONES QUE JUSTIFICAN PERFORAR Y PERFILAR POZOS

    OBJETIVO 2 :CONOCER LAS PROPIEDADES FÍSICAS DE LAS ROCAS 

    OBJETIVO 3 :REALIZAR EL CONTROL DE CALIDAD A LOS PERFILES.

    OBJETIVO 4:CONOCER DISPOSITIVOS ELÉCTRICOS PARA EVALUAR EL YACIMIENTO.

    4.1.- Características, propiedades generales, utilidad e importancia de los perfiles.4.2.- Perfil de potencial Espontáneo (SP) 4.3.- Perfi l de Rayos Gamma (GR)4.4.- Perfiles de Resistividad.4.4.1.- Investigación profunda = Macrodispositi vos.4.4.1.1.- Lateroperfil

    4.4.1.2.- Perfil de Inducción:4.4.1.3.- Perfil Esférico enfocado4.4.2.- Investigación próxima = Microdispositivos.4.4.2.1.- Perfil Microesférico:4.4.2.2.- Microperfil4.4.2.3.- Microlateroperfil y perfil de proximidad:4.5.- Perfiles de Poros idad.4.5.1.- Perfil sónico :4.5.2. Perfil de lito-densidad

    OBJETIVO 5.- CONOCER GENERALMENTE LOS ASPECTOS PETROFÍSICOS, PARA UNAMEJOR INTERPRETACIÓN BÁSICA, APLICANDO LA METODOLOGÍA ADECUADA.

    5.1.- REVISAR LOS MÉTODOS MÁS IMPORTANTE PARA EL CÁLCULO DE LA SATURACIÓNDE AGUA.

    5.1.- Saturación de Agua 5.1.2.- Util idad:5.1.3.- Métodos para determinar la Sw: 5.1.3.1.- Análisis de Núc leos.5.1.3.1.1.- Concepto: 

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    5.1.3.1.2.- Objetivos 5.1.3.1.3.- Métodos de Adquisición.5.1.3.2.- Ecuación de Archie5.1.3.3.- Método Gráfico5.1.3.4.- Determinación de la saturación de agua (Sw) en formaciones arcillosas.5.1.3.4.1.- Modelo de Simandoux:5.1.3.4.2.- Modelo de Saraband5.1.3.4.3.- Modelo de Waxman-Smith Normalizado.5.1.3.4.4.- Modelo de Doble Agua.

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    INTRODUCCIÓN

    El objetivo principal de los registros eléctricos es ayudar en la localización de formaciones o rocas

    ricas en petróleo y gas. Los registros sirven además para obtener datos necesarios en la

    interpretación de los ambientes de depositación, estructuras geológicas, como también en las

    operaciones de completación de pozos nuevos o viejos y en la estimación de reservas.

    El desarrollo tecnológico de las herramientas de registros, ha tenido un gran avance en nuestra

    era moderna; con los dispositivos más sofisticados, complejos y compactos con la cual podemos

    obtener una mejor, precisa y rápida evaluación e interpretación petrofísica de nuestrosyacimientos petrolíferos.

    Por lo tanto, tengamos en cuenta, que la comprensión de los conceptos básicos es esencial aún en

    las técnicas de interpretación más avanzada.

    Registros, instrumentos de registros y la información geológica así como la perforación, no son

    más que herramientas del oficio. El propósito de todas esta herramientas es la determinación del

    valor comercial del pozo. Por consiguiente, toda información que se obtenga respecto a la litología,

    porosidad, permeabilidad y saturación es de gran importancia.

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    CURSO DE REGISTROS ELÉCTRICOS.

    OBJETIVO 1

     ANALIZAR LAS RAZONES QUE JUSTIFICAN PERFORAR Y PERFILAR POZOS Y

    DEFINIR EL AMBIENTE DE TRABAJO PARA LA OBTENCIÓN DE PERFILES.

    1.1.- Introducción a la interpretación de perfiles

    En el desarrollo del curso se contempla los siguientes aspectos:

      Reconocimiento de los diferentes perfiles y sus curvas

      Discusión de los principios de medición de las herramientas de perfilajes

      Discusión de los principios básicos de interpretación de perfiles a pozo abierto

      Introducción a la interpretación rápida o “quick look” y la interpretación manual detallada.

    1.2.- Necesidad de perforar y perfilar pozos.

    Los métodos sísmicos de superficie ayudan a identificar estructuras en el subsuelo que pueden

    constituir trampas y contener fluidos, pero no permiten identificar si el fluido es hidrocarburo o

    agua. La única forma de definir la presencia de hidrocarburos en estas estructuras es perforar un

    pozo.

    La interpretación de perfiles es el proceso que utiliza mediciones obtenidas dentro del pozo

    (perfiles) para permitir evaluar las características de las formaciones en el subsuelo, con los

    siguientes objetivos principales:

      Identificar la presencia de yacimientos

      Estimar el volumen de hidrocarburos “in situ”

      Estimar el volumen de hidrocarburos recuperable

      Auxiliar en la identificación de ambientes de depósito.

    Las mediciones que pueden obtenerse dentro del pozo, puede agruparse en cuatrocategorías:

    a) Registro durante la perforación:

    Control geológico (Mud Logging)

    MWD (Measuring-While-Drilling) o mediciones durante la perforación.

    LWD (Logging While Drilling) o perfiles durante la perforación.

    b) Corte y análisis de núcleo, corona, o corazón.

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    c) Registros a cable: perfiles eléctricos

    Aunque la interpretación de perfiles no contribuya para la determinación del área de drenaje A, ni

    del factor de eficiencia F, permite obtener una buena determinación de la porosidad , de la parte

    de la porosidad que contiene agua en la roca-reservorio, denominada "Saturación de agua" Sw y

    del espesor vertical del intervalo productivo h, siendo por lo tanto fundamental para la

    determinación del volumen de reservas.

    1.3.- Ambiente de trabajo

    El proceso de perforación de un pozo genera muy poca información sobre su potencial productor.

    Si existen hidrocarburos, el peso del lodo de perforación evita que fluyan a la superficie y genera

    una presión diferencial que los mueve para dentro de la formación. El examen de los cortes o

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    "cuttings" indica la litología encontrada y puede revelar evidencias de hidrocarburos, pero no

    permite estimar la cantidad de petróleo o gas "in-situ".

    Los perfiles suministran los datos necesarios para una evaluación cuantitativa de los hidrocarburos

    “in-situ”. Las herramientas modernas de perfilajes generan una enorme cantidad de información

    sobre las propiedades de las rocas y de los fluidos encontrados. Desde el punto de vista de

    tomada de decisiones, los perfiles son una parte esencial del proceso de perforación y terminación

    de pozos.

    1.3.1.- Tipos de pozos

    Se destacan a continuación las características más relevantes de pozos abiertos y pozos

    entubados.

    1.3.1.1.- Pozo abierto

    El pozo abierto o OH ("Open-Hole') es el más importante para la interpretación de perfiles, ya que

    la mayoría de los perfiles necesarios para interpretación solamente pueden ser obtenidos en pozo

    abierto.

    A continuación se listan los parámetros más relevantes al interés de este curso, así como el rango

    de valores que frecuentemente adopta cada uno de ellos en la mayoría de los pozos:

    Profundidad del pozo- entre 300 y 8,000 m Desviación de la vertical: entre 0 y 90'

    Salinidad del lodo: entre 1,000 y 200,000 ppm Presión del fondo: entre 500 y 20,000 psi

    Profundidad de invasión: entre 1 y 100' Temperatura de superficie: entre -30 y 5OºC

    Temperatura de fondo: entre 100 y 400'F Diámetro del pozo: entre 5 y 17' (pulgadas ó in)

    Densidad del lodo: entre 9 y 17 lb/gal Espesor del revoque: entre 0.1 y l".

    En ambientes tan hostiles como estos, los perfiles deben suministrar información sobre el estado

    de las rocas-almacén antes de haber sido alteradas por el proceso de perforación.

    Para tener una perspectiva de las proporciones de un pozo típico, la relación entre el diámetro y la

    profundidad final del pozo es similar a la relación entre el espesor y la largura de un cabello

    humano.

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    1.3.1. 2.- Pozo entubado

    Se denomina pozo entubado o CH ("Cased-Hole') al pozo después de bajar la cañería o "casing" y

    de cementar el espacio externo de la cañería para aislar las formaciones de interés, en el cual se

    pueden disparar cañones bajados a cable en las zonas a ser probadas. Equipos especiales de

    control de presión permiten controlar el pozo e incluso disparar los cañones con diferencial de

    presión negativo (a favor de la formación).

    Existen herramientas de perfilaje para pozo entubado. Las mas frecuentemente utilizadas permiten

    determinar la calidad de la cementación, detectar y cuantificar el movimiento de fluidos dentro del

    pozo, así como medir el gradiente de temperatura y de densidad de fluidos dentro del pozo.

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    Algunas de estas herramientas son de diámetro suficientemente delgado para poder bajar por la

    tubería o  'tubing', ya sea para medir dentro de la tubería o en la cañería, por debajo del packer o

    (empacadura). Otras, solamente pueden ser utilizadas en la cañería; deben ser utilizadas antes de

    bajar el packer, de lo contrario será necesario sacar la tubería y el packer para poder obtener estos

    perfiles.

    1.4.- Tipos de Iodos

    Se describen los dos tipos más comunes de lodo. En casos especiales, algunos pozos son

    perforados a base de aire; este caso no es considerado en este curso.

    1.4.1.- Lodo a base de agua

    El lodo a base de agua o WBM ('Water-Based-Mud') es el mas comúnmente utilizado y el mas

    adecuado para la mayoría de los perfiles existentes. Para los datos de salinidad y densidad

    especificados a continuación, se supone que la sal predominante en el lodo es el cloruro de sodio

    (NaCl).

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    1.4.1.1.- Agua dulce

    La densidad del agua dulce es muy próxima a 1.0 gr/lcc. Su salinidad es baja, lo que dificulta el

    paso de la corriente eléctrica (resistividad muy alta) y por eso impide obtener perfiles

    representativos de potencial espontáneo (SP) y aquellos que envían corriente a la formación a

    través del lodo.

    1.4.1.2.- Agua salada

    El lodo a base de agua de mar tiene una salinidad de aproximadamente 30,000 partes por millón

    (ppm) y una densidad de aproximadamente 1.02 gr/cc. Es adecuada para la mayoría de los

    perfiles existentes.

    1.4.1.3.- Agua saturada en sal

    El lodo saturado en sal tiene una salinidad de aproximadamente 250,000 ppm y una densidad de

    1.2 gr/cc. Su bajísima resistividad afecta los perfiles de inducción y hace con que, en general, el

    perfil de SP no tenga definición y aparezca como una línea prácticamente recta.

    1.4.2.- Lodo inverso

    El lodo inverso o OBM ("Oil-Based-Mud") casi siempre contiene agua, pero el petróleo constituye

    su fase continua. Una característica de este lodo es el menor daño causado a las formaciones,

    comparado con los Iodos en base de agua. Es por naturaleza menos denso y mucho mas resistivo

    que el lodo en base de agua, lo que dificulta obtener los perfiles de SP y aquellos que envían

    corriente a la formación a través del lodo.

    1.5.- Permeabilidad y el proceso de invasión (o lavado de la formación)

    El proceso de invasión de la formación sólo ocurre cuando la formación es permeable y está

    originado por la presión hidrostática del lodo ser mayor (en la profundidad de la capa permeable)

    que la de la formación.

    1.5.1.- Efectos de la perforación

    La perforación de pozos por rotación, incluye un trépano o "bit' en el extremo de una larga columna

    de perforación o "drill-string", la cual es rotada desde  la superficie a velocidades de 50 a 150 rpm.

    La acción combinada de esta rotación con la de pesos de 10,000 a 40,000 libras que son aplicados

    directamente encima del trépano, tritura la roca. Los cortes o "cuttings" son retiradas y

    transportadas hasta la superficie por el lodo de perforación, el cual es bombeado por dentro de la

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    columna, sale por orificios del trépano y  regresa a la superficie por el espacio anular entre la

    columna y  el pozo. Durante este proceso, las formaciones pueden erosionarse o colapsar

    originando diámetros menores que el del trépano o derrumbarse originando diámetros mayores.

    Además, las formaciones permeables son generalmente lavadas por los fluidos de perforación,

    generando revoque en la pared del pozo.

    1.5.2.- Permeabilidad

    La permeabilidad, representada por k en milésimos de Darcies (md), es la capacidad de la

    formación de permitir que los fluidos la atraviesen. Es una medida del volumen de fluidos con

    viscosidad de 1 centipoise que pasan por un área de 1 cm2 bajo un gradiente de presión de 1 psi.

    La unidad de permeabilidad es el Darcy, igual a 1,000 md; este valor de permeabilidad es muy

    grande para muchas roca-reservorio que tienen permeabilidad en el rango de 1 a 100 md.

    Cuando un medio no permite el paso de fluidos, se dice que es impermeable (por ejemplo, las

    lutitas o "shales").

    Contrariamente a la porosidad, la permeabilidad depende fuertemente del tamaño absoluto de los

    granos. Sedimentos de granos grandes, con grandes espacios porales, tienen alta permeabilidad.

    Rocas con granos pequeños, con pequeños espacios porales y caminos de flujo muy tortuosos,

    tienen baja permeabilidad.

    1.5.3.- Invasión (o lavado de la formación)

    Durante la perforación, para evitar el descontrol del pozo o 'blow-out', la presión Pm originada por

    la columna de lodo debe ser mayor que la presión P, de los fluidos en el espacio poral (o presión

    de yacimiento). El diferencial de presión P, - P, que generalmente es de unas pocas centenas de

    psi, fuerza el fluido de perforación dentro de la formación. Si la formación es permeable, el fluido

    de perforación entrará en la formación dejando en la pared del pozo las partículas sólidas que

    contiene, lo que genera una capa de revoque o 'mud-cake'. El líquido que filtra dentro de la

    formación, denominado de filtrado o 'mud-filtrate', desplaza los fluidos originalmente contenidos en

    la roca, generando una zona lavada en las proximidades de la pared del pozo.

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    1.5.3.1.- Revoque

    El proceso de invasión que genera revoque o "mud-cake" en la pared del pozo comienza así que el

    trépano corta la formación permeable. El proceso es rápido al inicio, haciéndose mas lento a

    medida que aumenta el espesor del revoque, con lo que disminuye su permeabilidad.

    Rápidamente el proceso se hace tan lento, que para los fines prácticos puede considerarse

    finalizado. En realidad, el revoque es erosionado por la rotación durante la perforación y también

    durante las maniobras con la columna, por ejemplo para cambiar el trépano, con lo cual el proceso

    de invasión y formación de revoque se reinicia cada vez. El espesor típico del revoque,

    representado por hmc = es de 1/4" o menos.

    1.5.3.2. Zona lavada

    La zona lavada, próxima a la pared del pozo, contiene el filtrado del fluido de perforación o "mud-

    filtrate", extendiéndose desde la pared del pozo hacia dentro de la formación, hasta una distancia

    tal que los fluidos encontrados sean los originales en la roca (zona virgen). Esta distancia se

    denomina profundidad de invasión, y su valor puede variar desde 2" para Iodos de muy buena

    calidad en formaciones de alta porosidad (con mucho espacio poral disponible para acomodar la

    invasión), hasta mas de 1" para Iodos de baja calidad en formaciones de baja porosidad (con poco

    espacio poral).

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    1.5.3.3.- Zona virgen

    La zona virgen representa la roca permeable conteniendo en el espacio poral fluidos no afectados

    por el proceso de perforación ni por el de invasión.

    1.5.3.4.- Profundidad de invasión al momento del perfilaje

    La profundidad de invasión al momento del perfilaje depende de varios factores, siendo los

    principales la característica del filtrado del lodo y el diferencial de presión entre el lodo y el

    yacimiento. El cabezal del perfil especifica el valor estático de velocidad de filtrado de lodo como

    "pérdida de agua"; representa el volumen de filtrado en cc, que pasa por un papel de filtro durante

    30 minutos con un diferencial de presión de 100 psi a 76'F en una celda de prueba, según el patrón

    API. Una pérdida de agua típica es de 12 cc; un lodo con 30 cc es considerado un mal generador

    de revoque; un valor de 4 cc es excelente. Desafortunadamente, datos experimentales mostraron

    que no hay una buena correlación entre la característica estática a condiciones de superficie y el

    proceso dinámico de invasión en condiciones de pozo. En consecuencia, no es posible predecir la

    profundidad de invasión a partir de las características del lodo. Por lo tanto, la profundidad de

    invasión debe ser inferida a partir de la información de los perfiles.

    1.5.3.5.- Descripción de la roca lavada

    En las proximidades de la pared del pozo, la roca permeable está lavada por el filtrado del lodo de

    perforación. En seguida, alejándose de la pared del pozo hacia dentro de la formación, existe una

    zona de transición y finalmente, la zona virgen o no alterada por la invasión. Generalmente se

    asume que todo el agua de formación en la zona lavada es substituida por el filtrado de lodo,

    incluyendo el agua irreducible, ya que existe intercambio iónico entre el agua irreducible original

    (salinidad de la zona virgen) y el filtrado de lodo (salinidad generalmente mayor que en la zona

    virgen).

    Si la formación contiene hidrocarburos, parte de ellos serán desplazados por la invasión. La

    fracción de hidrocarburos resultante (denominada de residual) está normalmente en el rango de 10

    a 40% del volumen original, dependiendo del contenido inicial de hidrocarburos y del contraste

    entre la movilidad del filtrado y la del hidrocarburo. El agua desplaza bastante bien el gas y el

    petróleo de densidad media, pero es poco eficiente desplazando petróleo pesado de alta

    viscosidad. En estos casos, la invasión no es uniforme en todas direcciones, con lo que la

    profundidad de invasión varía alrededor del pozo.

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    En la zona de transición, parte del agua de formación y parte de los hidrocarburos (si existían)

    fueron desplazados por el filtrado, pero a un grado menor que en la zona lavada. A medida que se

    desarrolla el proceso de invasión, la zona de transición se va desplazando cada vez mas lejos de

    la pared del pozo.

    En areniscas de alta porosidad y permeabilidad, el filtrado puede segregar verticalmente por causa

    de la gravedad; filtrados de baja salinidad invadiendo areniscas con agua de formación de alta

    salinidad, tenderán a desplazarse hacia el tope de la capa, en el caso opuesto, agua invadiendo

    una arenisca con petróleo tenderá a desplazarse hacia la base de la capa. Si la profundidad de

    invasión detectada por los perfiles varía de la base al tope de la capa, puede estar mostrando los

    efectos de la segregación vertical del filtrado.

    Las lutitas o "shales' no se invaden ni generan revoque en virtud de su permeabilidad

    prácticamente nula. Sin embargo, frecuentemente existen reacciones químicas con el lodo

    causando la expansión y/o derrumbe de las lutitas, resultando en la formación de cavernas o

    atrapando la tubería de perforación.

    1.5.3.6.- Patrón de invasión

    Se denomina patrón de invasión o "invasión-profile" a la variación de características tales como

    resistividad y saturación al pasar de la zona lavada, por la zona de transición, hasta llegar a la zona

    virgen. El patrón más simple, utilizado para modelado por computadora, es el escalón o "step-

    profile', en el que no existe zona de transición, pasándose bruscamente de la zona invadida a la

    zona virgen. La realidad es mucho más compleja, pudiendo existir diferentes patrones; uno de los

    mas divulgados es el de anillo o "annulus", en el cual la zona de transición presenta una

    resistividad menor que la de las zonas invadida y virgen.

    I.6.- Roca-Reservorio

    La roca-reservorio ideal es una roca limpia (sin lutita) y permeable. En general, la matriz está

    compuesta de granos de arena o "sand' (constituidos principalmente de silicio, SiO2), caliza o

    'limestone' (carbonato de calcio, CaCO), dolomía o "dolomite" (carbonato de magnesio,

    CaCO,MgCO,), o mezclas de las tres litologías, con porosidad primaria, intergranular o

    intercristalina. El tamaño de grano puede variar de fracciones de milímetro (mm) a 162 mm. En la

    zona virgen, el espacio poral está lleno de agua, petróleo y posiblemente gas. El agua existe

    cubriendo los granos, formando un camino continuo, muy tortuoso, a través de la roca; la tensión

    capilar hace con que sea imposible desplazar esta agua (irreducible). El gas, si existe, ocupa los

    poros mayores, dejando el petróleo en los poros de tamaño medio.

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    I.7.- Otras rocas

    Además de las rocas-almacén, existen muchas otras rocas que, sin constituir yacimiento, son muy

    importantes en la interpretación de perfiles.

    I.7.1.- Arcil la

    La arcilla es un componente muy común en las rocas sedimentarias, constituidas básicamente desilicatos de aluminio, con densidad variable entre 2.2 a 2.7 gr/cc. Dependiendo del ambiente en

    que fueron generadas, pueden tener diferentes composiciones químicas:

    Clorita (mgFeAl)6(SiAl)4Olo(OH)8 

    Ilita KAl4(si7 Al)O2O(OH)4 

    Kaolinita Al4Si4Ol,(OH)8 

    Montmorillonita (CaNa),(AIMgFe)4(SiAl)8020(OH)4(H20)n 

    Las partículas de arcilla son muy pequeñas, menores que 1/256 mm, de 10 a 1,000 veces menores

    que los granos de arena. La relación superficie-volumen es muy alta, de 1 00 a 1 0,000 veces

    mayor que en las areniscas. Por estas razones, las arcillas mantienen un gran volumen de agua

    que no puede fluir pero que afecta la respuesta de los perfiles.

    1.7.2.- Limo

    GRANO

    MATRIZ

    CEMENTO

    FIGURA NO

    9 ESTRUCTURA ESQUELETAL DE LAS ROCAS CLASTICAS

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    El limo o "silt' está constituido por granos de silicato de aluminio mezclado con silicio; el tamaño de

    grano es intermedio entre los de arena y arcilla, entre 1/16 y  1/256 mm, lo que hace que el fluido

    contenido en el espacio poral, en términos prácticos, no pueda fluir.

    1.7.3.- Lu titas

    Las lutitas o "shales" son principalmente mezclas de arcilla y limo depositados en aguas

    prácticamente quietas (ambiente de muy baja energía). Pueden tener buena porosidad, pero la

    permeabilidad es esencialmente nula. De esta manera, las lutitas puras no representan interés

    para la producción de hidrocarburos, aunque pueden ser roca-generadora (potencial de haber

    generado hidrocarburos). Sus dos características principales, en términos de interpretación de

    perfiles, es que pueden entrampar los hidrocarburos localizados en rocas permeables subyacentes

    y que pueden contaminar la roca-reservorio (arcillosidad) de tres diferentes modos:

    Lutita laminada: o 'lamináted-shale' son finas láminas de lutita, con espesor del orden de 1 cm,

    separando finas láminas de roca-reservorio limpia, sin afectar la permeabilidad horizontal a través

    del yacimiento, pero disminuyendo la permeabilidad vertical de la zona prácticamente a cero. La

    arcillosidad en un volumen del yacimiento (fracción de lutita en el volumen considerado) varía de 0

    a (100%) al aumentar el espesor de las láminas de lutita en relación al espesor de las láminas de

    roca reservorio limpias.

    Lutita dispersa: o "dispersed-shale"; la lutita ocupa el espacio poral de la roca-reservorio,

    disminuyendo drásticamente su porosidad efectiva y su permeabilidad. La arcillosidad (fracción de

    lutita en la zona de interés) varía de 0 a un valor máximo igual al de la porosidad de la roca,

    cuando la lutita ocupa totalmente el espacio poral.

    1.7.4.- Minerales especiales

    Los siguientes minerales son frecuentemente encontrados en formaciones con litologías

    complejas:

    1.7.4.1.- Anhidri ta

    La anhidrita es una roca formada por sulfato de calcio, CaSO4, muy compacta y pesada, su

    densidad es de 2.98 gr/cc, sin interés para la producción de hidrocarburos, pero frecuentemente

    encontrada próxima a zonas de interés.

    1.7.4.2.- Hali ta

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    La halita, o sal de cocina, es una roca muy plástica constituida de cloruro de sodio, NaCl; su

    densidad es de 2.04 gr/cc. Es altamente soluble en agua, lo que hace que frecuentemente se

    erosione cuando el lodo es a base de agua dulce.

    OBJETIVO 2 :CONOCER LAS PROPIEDADES FÍSICAS DE LAS ROCAS 

    El conocimiento de las propiedades físicas de las rocas es de fundamental importancia en la

    evaluación de formaciones. Se va a definir las siguientes propiedades de las rocas:

    1. Resistividad de la formación

    2. Resistividad del agua de formación

    3. Temperatura de la formación

    4. Porosidad

    5. Factor de resistividad de la formación

    6. Saturaciones

    7. Permeabilidad

    2.1.- Resistividad de la formación

    La resistencia que ofrece un material al flujo eléctrico es directamente proporcional a la longitud del

    material e inversamente proporcional a su área. como se expresa a continuación:

    Longitudr(resistencia) = R(resistividad) Area

    Despejando la resistividad se tiene:

    R = rA Ohm.m2 L m

    Basado en la ecuación anterior, se puede definir entonces, que la resistividad de un material es la

    resistencia eléctrica que ofrece un cubo de un material cuyas dimensiones son de un metro

    cuadrado de área transversal por un metro de largo, o la que ofrece una unidad volumétrica de

    dicho material. La unidad de la resistividad es Ohm-m.

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    La resistividad de la formación constituye una propiedad muy importante para indicar litología y

    contenido de fluido. La mayoría de los minerales constituyentes de las rocas al igual que los

    hidrocarburos, no son conductores de la electricidad o sea que son resistivos. En las rocas

    sedimentarias la parte sólida está formada por minerales no conductores de la electricidad tales

    como cuarzo, silicatos, carbonatos, etc. Estas rocas conducen la electricidad, solamente debido a

    la presencia de fluidos conductivos dentro de los espacios porosos interconectados, como es el

    agua de formación.

    2.2.- Resistiv idad del agua de formación

    El medio poroso de un yacimiento puede contener agua, petróleo y gas, ya sea individualmente o

    cualquiera de los dos o los tres al mismo tiempo. La mayoría de las rocas de los yacimientos, sin

    embargo, contienen siempre cierta cantidad de agua de formación, aún cuando se aproximen a

    condiciones de ser mojadas por petróleo. El conocimiento sólido de la resistividad del agua de

    formación, es factor básico para la interpretación de los registros eléctricos.

    El agua contenida en los poros de los estratos penetrados por la perforación, puede variar

    considerablemente de acuerdo a la localización geográfica, a la profundidad y a la edad geológica.

    Las aguas superficiales por lo general son dulces y de resistividad comparativamente alta, a

    medida que se perfora a mayor profundidad, el agua que se encuentra en las formaciones se hace

    más salada. Sin embargo, cabe señalar que este fenómeno no tiene nada de uniforme o regular.

    Son muchos los factores que pueden influir en la salinidad de los acuíferos profundos. Uno de ellos

    es la salinidad del mar que estaba presente cuando se depositaron los sedimentos; otro lo

    constituye la proximidad a las antiguas desembocaduras del río y sus aguas dulces; o bien un

    aumento de concentración salina por percolación cuando los sedimentos eran aun jóvenes, etc. La

    resistividad de las aguas superficiales pueden exceder los 20 a 50 ohm-m a la temperatura

    ambiente, mientras que las aguas muy salinas de las perforaciones profundas pueden tener

    resistividades tan bajas como 0.04 ohm-m a 750F, lo cual corresponde a una solución de

    saturación completa.

    Las aguas de formación son conductoras de la electricidad debido a las sales ionizadas en

    solución que dichas aguas contienen. Al aplicarse un gradiente de potencial eléctrico a una

    solución salina (electrolito), los iones migran hacia el electrodo de polaridad opuesta a sus

    respectivas cargas. Los cationes (iones positivos) van hacia el cátodo (electrodo negativo) y

    viceversa. Cuando alcanzan el cátodo, los cationes monovalentes se neutralizan al aceptar un

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    electrón. A su vez, los aniones monovalentes, al llegar al ánodo, se neutralizan por pérdida de un

    electrón.

    Puesto que cada ión monovalente sólo puede llevar una unidad de carga eléctrica, la capacidad

    electro conductora de un electrolito, depende del numero de iones por unidad de volumen

    (concentración), así como de la velocidad del ión (movilidad). Además de los iones monovalentes,

    tales como Na +, K+, Cl-, HCO3- pueden encontrarse iones polivalentes en solución en el agua de

    formación. Cada uno de estos iones puede ser portador de más de una unidad de carga eléctrica

    como en Ca+ +, Mg+ +, C03-, 5-, S04-.

    La temperatura es otro factor que afecta la capacidad conductora del agua de formación, debido a

    que influye en la movilidad de los iones, a mayor temperatura, mayor es la movilidad de los iones,

    por lo tanto mayor capacidad conductora. Como la conductividad es el inverso de la resistividad, se

    puede decir que la resistividad de un fluido es inversamente proporcional a la temperatura, como lo

    expresa la siguiente ecuación:

    R 1 = T1 

    R2 T2 

    R1 = Resistividad de la solución a la temperatura T1 

    R2= Resistividad de la solución a la temperatura T2

    Actualmente se recomienda usar la relación de Arps:

    R 1 = (T1+X)

    R2 (T2 -X)

    X= constante = 6.77 (para temperatura en 0F)

    Existen varios medios para determinar la resistividad del agua de formación:

      Medición directa de la resistividad en una muestra representativa.

      Análisis químico de la muestra en el laboratorio determinando la

    concentración iónica.

      Calculando la resistividad a partir de los registros (curva de SP, método

    Rwa, etc.).

      Uso de archivos y bancos de aguas de formación.

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    2.2.1 Medición directa de la resistividad en una muestra representativa.

    2.2.1.1.- Factor de Formación ( a Presión de Sobrecarga )

    Las muestras se someten a limpieza con solventes orgánicos, para remover el hidrocarburo y

    sales orgánicas presentes en el espacio poral. Posteriormente, se determinan las propiedades

    básicas (permeabilidad, porosidad, volumen total y volumen de poro) a presión de sobrecarga.

    El proceso de saturación se realiza a vacío y a presión de 2000 psi por 48 horas, con salmuera de

    Cloruro de Sodio de salinidad equivalente a 10,000 ppm.

    A cada muestra se desplaza 20 volúmenes porosos de agua de salmuera, para obtener unacompleta saturación del espacio poroso. Al final de este ciclo, se mide la resistividad de la roca

    saturada (Ro), valor utilizado en el cálculo de factor de formación.

    El valor de resistividad de la roca (Ro) que se obtene se corrige a 77° F utilizando la siguiente

    ecuación:

     R F R T prueba

    T pruebao o@ @

    .

    .77

    6 77

    77 6 77

     

     

         

    El cálculo de factor de formación se realiza tomando el valor de resistividad de la roca 100%

    saturada (Ro) y el de la salmuera saturante (Rw), usando la siguiente ecuación:

    FF  R

     R

    o

     

    Donde:

    FF = Factor de formación.

    Ro  = Resistividad de la roca 100% saturada, ohm-cm.

    Rw  = Resistividad del agua de formación, ohm-cm.

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    2.2.1.2 Factor de Formación corregido por Arcillosidad

    La determinación de factor de formación corregido por arcillosidad se utiliza el método de

    Conductividad, por la inyección de cuatro salmueras, encontrando los valores de Cw  y Co (inverso

    de Rw  y Ro, respectivamente) para cada salinidad. Finalizado este proceso, los valores

    encontrados se graficarán en un plano cartesiano: Co versus Cw, encontrando la ecuación de la

    recta de la forma y = mx+b, para los tres (3) mejores puntos, del cual se obtiene el valor de factor

    de formación corregido por arcillosidad (FF*), del recíproco de la pendiente de la regresión (m) y la

    concentración de intercambio catiónico efectivo y equivalencia de las arcillas (BQV), del intercepto

    de la recta con el eje y (b).

    BQv  mediante la siguiente ecuación:

    C FF 

    C BQo w v 1

    Donde:

    FF* = Factor de formación corregido por arcillosidad

    B = Equivalencia de conductividad de las arcillas

    ({1/ohm-m}/{equiv/litro})

    Qv  = Concentración de intercambio catiónico efectivo meq/ml vol poroso

    Co  = Conductividad de la roca 100% saturada con salmuera, mho-cm

    Cw  = Conductividad de la salmuera, mho-cm

    2.2.2.- Indice de Resistividad a condiciones de laboratorio y corregido por arcill osidad.

    Para la determinación del índice de resistividad, se utilizan las muestras limpias, las cuales se

    trabajan en el análisis de factor de formación.

    Finalizado el análisis de factor de formación, cada una de las muestras se colocan dentro de una

    manga de viton, la cual tiene dos (2) electrodos metálicos, desarrollados para transmitir las

    medidas de resistencia eléctrica de las muestras a cada punto de saturación.

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    Al final de una de las caras de las muestras, se coloca un diafragma poroso, saturado con la misma

    salmuera con la cual se satura las muestras, actuando como contacto capilar.

    Presión de confinamiento de 550 psi se aplica al anular, entre la manga y la celda, transmitiéndole

    esta presión a la muestra.

    Este proceso de saturación se lleva a cabo con aire húmedo, aplicando presiones increméntales de

    1, 2, 4, 8, 15 y 35 psi.

    Al finalizar el equilibrio en cada punto de presión, la resistencia de la muestra bajo este punto de

    saturación de salmuera, se mide a una frecuencia de 1khz y 1.0 voltio.

    Con los valores de resistividad de la roca parcialmente saturada (Rt) en cada punto de presión y

    los valores de resistividad de la roca 100% saturada (Ro), que se determinan en los análisis de

    factor de formación, se calcula el índice de resistividad utilizando la siguiente ecuación:

    n

    wo

    S  R

     R IR

    1  

    Finalmente, los valores de índice de resistividad se grafican en un plano cartesiano contra

    saturación de salmuera, determinando el valor del exponente de saturación “n”, de la pendiente de

    la recta; usando para ello la regresión de potencia de la forma:

     y axb  

    2.2.2.1.- IR cor regido por arcill osidad

    Los valores de BQv (concentración de intercambio catiónico efectivo) encontrados en la

    determinación del factor de formación por el método de conductividad, se usan en la corrección de

    los valores de índice de resistividad, obtenidos para cada una de las muestras, usando la

    siguiente ecuación: 

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    Sw

    CwBQvCwBQvSw IR n

    1

    1  

    Donde: 

    IR = Indice de resistividad

    Sw  = Saturación salmuera, fracción

    n* = Exponente de saturación corregido

    Qv = Concentración de intercambio catiónico efectivo, meq/ml del volumen

    poroso. 

    B = Equivalente de conductividad de las arcillas ( 1.45@ 77 ºF.)

    Cw = Resistividad de la salmuera saturante @ 77 ºF, ohm-cm.

    Una vez obtenido el valor de n*, se calcularon los valores de índice de resistividad corregido por

    arcillosidad IR*, para cada punto de saturación.

    Los valores de IR*  (corregidos) se grafican contra la saturación de agua, obteniendo el

    exponente de saturación general corregido “n*” de la pendiente de la recta, utilizando para ello una

    regresión de la forma y=axb 

    2.3.- Temperatura de la formación

    En vista que la resistividad de las soluciones acuosas está en función de la temperatura y para

    interpretar cuantitativamente los registros, es necesario conocer la resistividad del agua de la

    formación y del barro de perforación a la profundidad de la formación que nos interesa, Por

    consiguiente, es preciso determinar la temperatura de un pozo a cualquier profundidad.

    La temperatura de las formaciones es función de la profundidad a la cual se encuentra un

    determinado estrato y del gradiente geotérmico (la proporción en que aumenta la temperatura de

    acuerdo a la profundidad) del área considerada. En un pozo de petróleo, la temperatura del fondo

    se obtiene colocando un termómetro de máxima lectura junto con el dispositivo de registro y se

    anota la temperatura una vez sacado el dispositivo del pozo. Suponiendo que la temperatura entre

    la superficie y la profundidad máxima cambia linealmente o sea que el gradiente geotérmico es

    lineal, la temperatura a cualquier punto del pozo puede ser determinada partiendo de estas dos

    lecturas.

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    Estimación de la temperatura de la formación. Reproducido de “Log Interpretation Charts" de

    Schlumberger:

    Para determinar la temperatura a cualquier profundidad, simplemente se entra al gráfico por el eje

    vertical con la profundidad hasta cortar con el gradiente geotérmico de este pozo y luego se lee la

    temperatura en la escala horizontal en la parte inferior.

    Ejemplo:

    Profundidad total de 10.000 pies; temperatura del fondo del pozo, 1800F; temperatura media de la

    superficie, 800F; profundidad de la formación, 6.000 pies. La temperatura de la formación a 6.000

    pies es de 1400F.

    La temperatura de una formación de interés también puede ser determinada usando la siguiente

    ecuación:

    Tf  =Ts + Pf (Tm -Ts) / Pm

    Donde:

    Tf  = Temperatura de la formación de interés

    Ts  = Temperatura media de la superficie

    Tm = Temperatura máxima (del fondo)

    Pm = Profundidad máxima

    Pf  = Profundidad de la formación de interés

    2.4.- Porosidad

    Es el volumen poroso por unidad de volumen de la formación. Es la fracción del volumen total de

    una muestra que esta ocupada por poros o espacios vacíos. El símbolo de la porosidad . Unasustancia densa y uniforme, como lo sería un pedazo de vidrio, tiene porosidad cero. Por el

    contrario, una esponja tiene porosidad muy alta. La porosidad de las formaciones del subsuelo

    pueden variar considerablemente. Los carbonatos densos (calizas y dolomitas) y las evaporitas

    (sales, anhidritas, y yeso) pueden tener cero porosidad, para todos los efectos prácticos. Por su

    parte, las areniscas bien consolidadas pueden tener de 10% a 15% de porosidad, mientras que las

    no consolidadas pueden tener un 30% o más de porosidad. Finalmente, las lutitas o arcillas

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    pueden tener una porosidad mayor de 40% llena de agua, pero estos poros individualmente

    considerados, son por lo general tan pequeños, que la roca es impermeable al flujo de los fluidos.

    La porosidad depende principalmente de los siguientes factores:

      El empaque geométrico, en condición ideal, el empaque de los granos esféricos que son todos

    del mismo tamaño, dan como resultado las siguientes porosidades máximas de acuerdo a los

    distintos empaques geométricos:

    Cúbico 47.6%

    Rómbico 39.5%

    Hexagonal 25.9%

      El escogimiento, el empaque de granos esféricos de diferente tamaños (mal escogimiento)

    reduce la porosidad.

      La cementación, la acción de cementación por cristalización secundaria de cualquier mineral

    (cuarzo, calcita, dolomita, etc.) reduce la porosidad.

      La angularidad y grados de redondez tienen influencia en la porosidad, los granos con mayor

    grado de redondez permiten un mayor porosidad y viceversa.

      La granulación (el proceso por el cual los granos de los minerales se rompen por presión desobrecarga), por lo general, aumenta la porosidad. Sin embargo, la superficie específica

    también se incrementa, por lo tanto, se reduce la permeabilidad.

      La solución de minerales a través de aguas circulantes aumenta la porosidad. En los

    sedimentos clásticos esto no tiene mucha importancia. No obstante, constituye un factor

    significativo, para el desarrollo de la porosidad en las rocas carbonáticas.

    2.4.1.- Porosidad Intergranular o primaria

    Las porosidades se clasifican de acuerdo a las condiciones físicas del material que rodea losporos, así o primaria como según la distribución y forma de los poros mismos. En una arena

    limpia, la matriz de la roca está compuesta de granos individuales, los cuales son más o menos

    esféricos y se encuentran empacados de alguna forma donde existen poros entre ellos. Esta

    porosidad se denomina intergranular o porosidad de matriz.

    2.4.2.- Porosidad Secundaria

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    Dependiendo de la forma en que fueron depositadas, las calizas y dolomitas también pueden tener

    porosidad intergranular. Pueden igualmente exhibir una porosidad secundaria la cual se presenta

    en forma de cavidades de disolución o pequeñas cavernas. La porosidad secundaria es causada

    por la acción de las aguas de formación o de las fuerzas tectónicas sobre la matriz de la roca

    después de la depositación. Por el contrario, las aguas que se filtran y que son ricas en minerales

    pueden dar lugar a depósitos que sellan parcialmente algunos de los poros o canales de las

    formaciones calizas, fenómeno que reduce su porosidad y/o altera la geometría de los poros. Sin

    embargo, si las aguas son ricas en sales de magnesio, al filtrarse a través de la calcita pueden

    provocar un reemplazo gradual del calcio por el magnesio. Debido a que este reemplazo ocurre

    átomo por átomo y molécula por molécula, y que el volumen de una molécula de dolomita es 12%

    menor que la de la calcita, el resultado es un volumen menor de la matriz y un correspondiente

    aumento en el volumen poroso. Las tensiones en la formación también pueden causar redes de

    fracturas o fisuras, lo cual aumenta el volumen poroso. Por lo general, sin embargo, el volumen real

    de las fracturas, es relativamente pequeño; normalmente no incrementan la porosidad de la roca

    de manera significativa, aunque si pueden aumentar su permeabilidad.

    2.5.- Factor de Resistividad de Formación

    La piedra angular de la interpretación cuantitativa de los registros es el conjunto de relaciones

    propuesto por G.E. Archie en 1941, el cual relaciona la resistividad, la porosidad y la saturación de

    agua de los yacimientos de hidrocarburos. Archie introdujo el concepto de "factor de resistividad de

    la formación", F, o simplemente factor de formación, por medio del cual se relaciona la resistividad

    de una arena saturada de agua Ro, con la resistividad del agua Rw.

    Visualice un recipiente cúbico abierto en su parte superior, de 1 metro en todas sus dimensiones,

    sus lados no son conductores, excepto dos caras opuestas de metal que sirven de electrodos.

    Primeramente, el tanque se llena de agua que contiene un 10% de cloruro de sodio, simulando así

    el agua típica de una formación. Se aplica en los electrodos un voltaje alterno de baja frecuencia, V

    y se mide la corriente 1 resultante (ilustración 1-2a). La razón V / I (voltios/amperes) es Rw, que es

    la resistividad del agua de la formación, en unidades Ohm-m. Esta resistividad es una propiedad

    intrínseca del agua y es una función de su salinidad y temperatura. Luego, se vierte arena en el

    tanque con agua, reemplazando una cantidad de agua que ha sido expelido. Cuando la arena llega

    exactamente al borde superior, el resultado es una formación acuífera porosa de un metro cúbico.

    Se aplica otra vez el voltaje y se mide la corriente I2. El valor I2 será menor que I1, puesto que hay

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    menos agua para conducir la electricidad. La razón V/I2 es Ro, que representa la resistividad de

    una formación saturada 100% de agua.

    En todo caso Ro es siempre mayor que Rw y la relación de estas dos resistividades se define

    como Factor de Formación:

    F = Ro / Rw

    Las investigaciones posteriores llevadas a cabo por Archie, establecieron que F es una función de

    la porosidad, como lo demuestra el siguiente experimento. Consideremos un bloque de arenisca.

    La resistividad del bloque es Ro y la del agua en el bloque es Rw.

    Este bloque tiene una porosidad  y tiene una saturación de agua de 100%. La longitud del bloque

    es L y su corte transversal tiene un área Ac. Se aplica una corriente eléctrica en la cara izquierda

    del bloque y la corriente sale del mismo por la cara derecha.

    Como el único medio conductor en este bloque es el agua, es posible concebir un bloque

    equivalente de agua que tenga la misma resistencia que la arenisca. La corriente que fluye a través

    de la arenisca, sigue un paso tortuoso, de modo que la longitud de Le del bloque equivalente es

    algo mayor que la longitud real de L.

    La cantidad total de agua en la arenisca es AcL. Puesto que esta cantidad también debe ser la

    misma en el bloque equivalente, entonces el área de su corte transversal es AcL / Le. Según la

    ecuación (r = R L / A), la resistencia de la arenisca es:

    r o = R0 L

     Ac

    y la resistencia del bloque equivalente de agua es:

    r w = Rw Le

    (  Ac L)

    Le

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    Puesto que estas dos resistencias son iguales, entonces,

    R0  = ( Le )2 ( 1 ) = F 

    Rw L   

    Lo que demuestra que F es inversamente proporcional a la porosidad y la constante de

    proporcionalidad es la tortuosidad (Le / L)2. En una investigación experimental de un gran numero

    de areniscas limpias saturadas de agua, Archie encontró que el factor de formación F podía

    relacionarse con la porosidad  a través de la ecuación:

    F = 1 .

    m

    El exponente m, llamado factor de cementación. La ecuación original de Archie se modificó

    posteriormente, por la introducción de una constante empíríca "a" en la ecuación:

    F = a .

    m

    Humble Oil Company ha recomendado usar la siguiente ecuación:

    F = 0.626 [ 1 ] .

     

    Esta ecuación fue desarrollada a través del estudio de un gran número de muestras, para

    areniscas de alta porosidad (por lo general no consolidadas) tiene el mismo efecto de usar la

    ecuación de Archie con m= 1.8 y para las areniscas bien consolidadas. el de usar con m = 2 , a fin

    de eliminar el exponente de cementación fraccional, la fórmula de Humble puede modificarse delsiguiente modo: 

    -F = 0.81 .

    2

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    Dentro de los rangos normales de porosidad, ambas expresiones proporcionan resultados

    bastantes similares.

    Para rocas carbonáticas no fracturadas, Shell recomienda usar la relación:

    F = 1 .

    m

    2.6.- Saturaciones

    La fracción del espacio poroso ocupado por el agua se denomina "saturación de agua" ó Sw, la

    fracción restante, contentiva de petróleo o gas, se denomina "saturación de hidrocarburo" o Sh,

    como uno es el complemento del otro, entonces Sh = (1- Sw).

    El supuesto general es, que el yacimiento estuvo inicialmente repleto de agua y que a lo largo del

    tiempo geológico, el petróleo o el gas formados en otro lugar, migraron hacia la formación porosa,

    desplazando el agua de los espacios porosos de mayor tamaño. Sin embargo, los hidrocarburos

    que migran nunca desplazan toda el agua intersticial. En efecto, hay una saturación de agua

    irreducible o Swi, representada por el agua retenida por la tensión superficial sobre la superficie de

    los granos, en el contacto entre los granos y en los intersticios más pequeños.

    Su valor varía entre 0.05 (5%) en las formaciones de granos muy gruesos, hasta 0.4 (40%) o más,

    en las formaciones de granos muy finos con alta superficie específica. El agua irreducible no fluirá

    cuando la formación se somete al proceso de producción.

    Cuando el petróleo y el gas (que no son conductores de la electricidad) están presentes en una

    roca porosa, conjuntamente con una cierta cantidad de agua salina de formación, su resistividad Rt

    es mayor que Ro (la resistividad de esa misma formación, si estuviera saturada 100% de agua),

    debido a que hay un volumen menor de agua disponible para el paso de la corriente eléctrica.

    La relación entre estas dos resistividades se denomina índice de Resistividad I, el cual indica laproporción de hidrocarburos presente en la formación. Cuando I=1 indica que la formación está

    saturada 100% de agua ya que Rt = Ro, el valor de I aumenta a medida que la saturación de

    hidrocarburos aumenta ( o a medida que Sw disminuye).

    La resistividad de una roca parcialmente saturada de agua (Rt), depende no sólo del valor de SW,  

    sino también de su distribución en el interior del espacio poroso. La distribución de las dos fases

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    (agua e hidrocarburo) dentro de la roca, depende de la humectabilidad de la misma, de la dirección

    en que fue establecida (drenaje o imbibición) y del tipo de porosidad, ya sea intergranular,

    cavernosa o ambas).

    Archie, concluyó que la relación entre Sw e I puede expresarse de la siguiente manera:

    Snw = 1 = Ro

    (I) Rt

    Según la definición del factor de formación Ro = FRw y F = a / m  entonces:

    Snw = (FRw) = a(Rw)

    Rt

    Rt

    2.7.- Permeabilidad

    Es la medida de la facilidad con que los fluidos se desplazan a través de una formación.

    La permeabilidad es una propiedad dinámica para una muestra dada de roca y para un fluido

    homogéneo, siempre que el fluido no interactúe con la roca misma. La unidad de permeabilidad es

    el "darcy", la cual es bastante grande. Por ello se emplea la milésima parte, o sea, el milidarcy

    (md). El símbolo de la permeabilidad es k. Para que sea permeable, la roca debe poseer poros

    interconectados o fracturas, por lo tanto, hay una relación de tipo general entre la porosidad y la

    permeabilidad. Una mayor permeabilidad, generalmente se corresponde con una mayor porosidad,

    aunque esto no siempre constituye una regla absoluta.

    Las lutitas y algunas arenas tienen una alta porosidad, pero los granos son tan pequeños que los

    conductos aprovechables para el movimiento del fluido, son bastante restringidos y tortuosos. Por

    tal motivo, la permeabilidad puede ser muy baja en tales casos. Otras formaciones, como lascalizas, pueden estar compuestas de roca dura ininterrumpida por fisuras muy pequeñas o por

    fracturas de gran extensión. La porosidad de tales formaciones puede ser baja, pero la

    permeabilidad de una fractura puede ser muy grande. En consecuencia, las calizas fracturadas,

    pueden exhibir una porosidad baja conjuntamente con una permeabilidad extremadamente alta.

    El volumen total del espacio poroso interconectado se llama "porosidad efectiva". En las rocas

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    clásticas, ésta generalmente es igual a la porosidad total o absoluta. Es obvio que si los poros de

    una roca no estuvieran interconectados, no existia permeabilidad alguna. La siguiente es la

    ecuación de Darcy que expresa la rata del flujo a través de un medio poroso y permeable con

    unidades prácticas:

    Q=1.127A (K / PI L)

    Donde:

    K =Darcy

    Q = Rata de flujo (bbl por día) P = Diferencial de presión (psi)

    L = Distancia recorrida por el fluido (pies)

    A = Área transversal (pies2)

     = Viscosidad (centipoise)

    Desde hace mucho tiempo se conoce que existe una correlación general entre porosidad y

    permeabilidad. Esto quiere decir que si se tienen dos rocas compuestas de granos del mismo

    tamaño, la que posea mayor cementación tendrá menor porosidad y menor permeabilidad. Por

    consiguiente, es de esperar que la permeabilidad de una arenisca pueda ser expresada en

    términos de la saturación del agua irreducible, la cual es la medida del tamaño del grano y de la

    porosidad, que a su vez refleja el grado de cementación.

    Schlumberger a partir de estudios de campos sobre la porosidad, la permeabilidad y la saturación

    de agua irreducible, ha desarrollado una ecuación empírica que relaciona estas tres variables:

    K 1/2 =  250 

    Swi

    Donde:

    K es en milidarcis,  y Sw son fracciónales.

    La debilidad de esta ecuación surge al considerar que, la permeabilidad depende de la sexta

    potencia de la porosidad y de la segunda potencia de la saturación del agua. Si la porosidad y la

    saturación son determinados a partir de datos de los registros eléctricos, pueden contener errores

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    aún sean pequeños, estos pueden elevarse a la sexta potencia y al cuadrado en la determinación

    de la permeabilidad.

    Esto no quiere decir que la ecuación deba ser descartada, sino que los resultados deben ser

    considerados sólo como indicativo de orden de magnitud. Una correlación muy bien documentada

    es la de Timur, quien efectuó cuidadosas mediciones de laboratorio en 155 núcleos de arenisca de

    la Costa del Golfo Colorado y California. Las correlaciones que obtuvo entre porosidad, saturación

    de agua irreducible y permeabilidad se expresa en la siguiente ecuación:

    K   = ( 93  

    ( Swi )

    3. - CONTROL DE CALIDAD DE LOS PERFILES.

    RESUMEN: Análisis de los criterios de control de calidad de perfiles o LQC (“Log Quality

    Control”), enfatizando la importancia de efectuarlo antes de comenzar cualquier interpretación.

    Existen algunos controles de calidad a ser aplicados al papel como al archivo digitalizado, como

    son:

    a.- Velocidad del perfilaje.

    b.- Sección repetida.

    c.- Correlación de profundidad.

    d.- Especificaciones publicadas.

    e.- Datos faltantes o equivocados.

    f.- Verificación de los datos grabados.

    g.- Puesta en profundidad con los registros del hueco anterior.h.- Validación de perfiles utilizando técnicas de interpretación.

    i.- Escala correcta.

     j.- Otros.

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    OBJETIVO 4

    PRESENTAR LOS DISPOSITIVOS DE PERFILAJE A HOYO DESNUDO Y ANALIZAR LASDIFERENTES APLICACIONES Y LIMITACIONES DE LAS HERRAMIENTAS.

    Las herramientas de registros que se bajan al pozo, están diseñadas para medir las propiedades

    eléctricas, acústicas y radiactivas de la formación.

    4.1.- Características, propiedades generales, utilidad e importancia de los perfiles.

    Como tenemos:

    - Registro continuo de parámetros físicos en los pozos.

    - Transmisión de la información recibida por el cable de tracción.

    - Los registros se graban desde la base hacia arriba y al final dé cada fase de perforación,

    (diámetro: 17”, 15 ½”, 12 ¼” 8”, 6”), o en cualquier momento según requerimiento geológico.

    - Se registran parámetros físicos naturales (sp, radiactividad) o inducidos

    (velocidad acústica, radiactividad, resistividades, etc).

    - Se graban con escalas usuales de 1/100 y l/500 ó 1/2000 y 1/1000.

    - La calidad de los registros está en función de la calidad del pozo perforado y el tipo de lodo.

    4.1.1.- Finalidad de los registros :

    - Identificar litología.

    - Delimitar estratos de yacimientos.

    - Calcular porosidad y saturación de hidrocarburos.

    - Seleccionar estratos a probar.

    - Calcular reservas en yacimientos.

    - Hacer correlaciones a nivel de campo, semi-regional o regional.

    -

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    4.1.2.- Electrofacies

    Utilización cualitativa de los perfiles eléctricos que permite establecer una columna litológica

    vertical o identificar secuencias sedimentológicas y cuerpos arenosos, marcadores o así como

    comparar intervalos entre pozos :

    Etapas del trabajo:

    - Calibración de perfiles.

    - Identificación de facies.

    - Identificación de la litología.

    - Determinación de secuencias.

    - Identificación de cuerpos sedimentarios.

    - Comparación entre pozos.

    - Correlación entre pozos.

    - Dibujo o cartografiado de datos.

    - Se utilizan los perfiles que están mas influenciados por los cambios litológicos que por los

    fluidos.

    - Los estudios básicos se hacen con curvas a escala l / 500, ó l / 200 en caso de calibración con

    núcleos.

    - Las correlaciones se hacen con curvas de l/500 (estudios de yacimiento) de

    1/1000 ó escalas más reducidas según el tipo de estudios.

    4.1.3.- Perfiles más utilizados:

    - RAYOS GAMMA = GR o NGT (GAMMA-RAY ESPECTRAL).

    - NEUTRON = CNL o CNT.

    - DENSIDAD = FDC, GAMMA-GAMMA /LDT.

    - SÓNICO = BHC o LST.

    - POTENCIAL ESPONTÁNEO = S.P.

    - RESISTIVIDAD = INDUCClÓN (IEL,DIL)LATEROLOG (DLL).MICROLATEROLOGMICROLOG.ENFOCADO (SFL, MSFL).

    -CALIBRE = CAL/SÓNICO.CAL/FDC-CNL

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    BGT.

    - BUZAMIENTO = CURVAS HDT.CLUSTERGEODIPSHDT

    -OTROS PERFILES CBL/VDL TDTEPT NGTGST HRTGLT FMS

    4.2.- PERFIL DE POTENCIAL ESPONTÁNEO (SP) 

    OBJETIVO: Discutir el origen del potencial espontáneo, de la respuesta del perfil, de las

    herramientas y la interpretación.

    4.2.1.- Defin ición:

    Medida de la diferencia de potencial eléctrico natural entre la superficie y el subsuelo. La curva

    resultante es un registro de la diferencia de potencial eléctrico de un electrodo móvil en el pozo y

    el potencial eléctrico de un electrodo fijo en la superficie.

    Este registro se usa normalmente en pozos perforados con fluidos cuya base es agua dulce.

    4.2.1.2.- El perfil de SP puede aplicarse para:

      Localizar los contactos entre capas y correlacionarlos con los otros perfiles.

      Detectar capas permeables.

      Determinar la salinidad del agua de formación.

      Estimar el espesor de las capas.

      Evaluar la arcillosidad de las capas.

    4.2.1.3.-Origen del Potencial Espontáneo.

    Dentro del pozo se originan potenciales eléctricos espontáneos en las interfaces entre rocas

    permeables e impermeables, así como la interface entre zona virgen y zona lavada; como

    consecuencia se establece la circulación de corrientes eléctricas dentro de la formación, en la

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    interface entre capas permeables e impermeables, las cuales atraviesan el lodo dentro del pozo

    solamente en las profundidades del contacto de estas capas.

    No existe ninguna corriente eléctrica dentro del pozo en el centro de una lutita; en consecuencia, la

    curva de SP es plana ( línea base de lutitas). Al aproximarse a un contacto entre capas, la

    herramienta de SP pasa por la zona de corrientes en el lodo, generada por el potencial

    espontáneo; en el contacto entre capas, el flujo de corriente es máximo, así como el cambio de

    potencial por cm de pozo ( denominado dependiente del perfil del SP). Una vez pasado el contacto

    entre capas, la intensidad de la corriente en el lodo disminuye hasta desaparecer, con lo que la

    curva de SP permanece en un valor constante, generalmente más negativo en las zonas

    permeables que en las lutitas o “shales”. Al aproximarse al próximo contacto ocurre una situación

    inversa a la anterior, con lo que la curva de SP regresa a la línea base de lutitas.

    El lodo en el pozo debe ser conductivo para permitir la circulación de las corrientes eléctricas

    mencionadas Por otro lado, si el lodo es demasiado conductivo, no existiría diferencia de potencial

    que pueda ser detectada ya que lodo sería un corto circuito.

    Generalmente el Rmf es conocido, por lo tanto puede usarse el perfil de SP para estimar el valor

    de Rw de la resistividad del agua de formación.

    Si las salinidades (por consecuencias, también las resistividades) del filtrado y del agua de

    formación son de valores aproximadamente iguales, la separación de la línea-base de lutitas será

    cero o de unos poco mv, dificultado la interpretación de la curva SP para detectar capas

    permeables o para estimar el espesor o arcillosidad de las capas.

    4.2.1.4.- Herramientas de perfi laje:

    No existe herramienta específica para obtener el perfil de SP; siendo que apenas se necesita un

    electro expuesto al lodo, conectado eléctricamente con el equipamiento de superficie, la práctica

    común es incluir ese electrodo en las herramienta de Inducción y en las de Laterolog. Normalmente

    el electrodo de SP es el sensor más profundo y, por esta razón, es el que define la profundidad de

    la herramienta en el pozo.

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    4.2.1.5.- Interpretación:

    La amplitud del SP depende de:

     Potencial de membrana (Em).

     Diferencia de salinidad entre los estratos.

     Potencial de “JUNTION” (Ej), diferencia de salinidad entre cada capa y el

    filtrado de lodo.

    SP = EM + Ej

    Em = despreciable.

    Ej = importante.

    - Escala = milivoltios (relativa)

    - El SP representa la actividad iónica debida a la diferencia de concentración en NaCl entre el

    lodo y las capas.

    En lutitas o capas sin porosidad = Sin actividad lónica, sp=0 (línea base ).

    En capas porosas = Actividad lónica según la diferencia de salinidad.

    - Deflección positiva = agua más dulce que el lodo.

    - Deflección negativa = agua mas salada que el lodo.

    - No deflección = agua y lodo con la misma salinidad.

    Depende fundamentalmente de la diferencia de salinidad entre el agua de formación y el filtrado. Si la

    salinidad del agua de formación es mayor la deflección será hacia la izquierda, lo contrario, la deflección

    será hacia la derecha.

    1. Con el calculo del SP y ajuste con la temperatura se puede calcular la resistividad (Rw) y la

    salinidad del agua intersticial de las capas.

    2. En el caso de capas de arenas limpias con agua, la deflección del SP es función de la

    permeabilidad y del tamaño de grano, el SP permite separar las capas porosas de las

    capas sin porosidad y estimar la salinidad del agua intersticial.

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    3. No se puede identificar litología o delimitar correctamente las capas sin apoyo de otrosperfiles.

    4.3.- Perfil de Rayos Gamma (GR)

    OBJETIVO: Discutir el origen de la radioactividad natural de las rocas, principios de medición y

    respuesta de los perfiles.

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    4.3.1.1.- Definición GR

    La curva de Rayos Gamma o GR representa la radiactividad natural de las formaciones y es

    presentada en unidades API (“American-Petroleum Institute”) cada unidad API es definida como

    1/200 de la respuesta generada por un calibrador patrón constituido por una formación artificial que

    contiene cantidades bien definidas de uranio, torio y potasio, mantenida por el API en Houston,

    Texas. USA.

    Generalmente, la curva de GR es presentada en la pista 1, junto a las curvas de SP y de

    calibrador, con escalas de 0 a 100 ó de 0 a 150 API. Al igual que la curva de SP, la de GR tiene su

    escala definida de manera tal que ambas curvas indican zonas permeables cuando están próximas

    del extremo inferior de la pista, y ambas indican lutitas o “shales” cuando están próximas del

    extremos superior de la pista (con el cabezal a la izquierda del observador).

    Este perfil es muy útil para identificar zonas permeables debido a que los elementos radiactivos

    mencionados tienden a concentrarse en la lutitas o “shales” (impermeables), siendo muy poco

    frecuente encontrarlos en areniscas o carbonatos (permeables).

    La curva de rayos gamma puede obtenerse en un pozo entubado, lo cual no puede hacerse con la

    curva de SP, y ello aumenta su valor como herramienta de correlación.

    4.3.1.2.- Origen de los Rayos Gamma.

    La radioactividad natural de las formaciones proviene de los siguientes tres elementos presentes

    en las rocas:

    Uranio (U), Torio (Th) y Potasio (K).

    El decaimiento de estos elementos genera la emisión continua de los rayos gamma naturales, los

    que pueden penetrar varias pulgadas de rocas y también pueden ser medidos utilizando un

    detector adecuado dentro del pozo.

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    El perfil puede aplicarse para:

      Detectar capas permeables.

      Evaluar minerales radioactivos.

      Correlación con perfiles a pozo entubado.

      Determinar la arcillosidad de las capas.

      Definir los minerales radioactivos.

      Correlación pozo a pozo.

    4.3.1.3.- Variaciones Estadísticas.

    Las variaciones estadísticas son una característica inherente a todos los perfiles nucleares, los

    cuales nunca repiten exactamente (pasando dos veces por el mismo intervalo) debido a pequeñas

    variaciones u oscilaciones alrededor del verdadero valor de respuesta del perfil. Estas oscilaciones

    son variaciones aleatorias y no representan la respuesta de la formación.

    4.3.1.4.- Herramientas de Perfi laje:

    Existen dos tipos de herramientas de rayos gamma: la tradicional que mide la radioactividad

    natural total de la formación y la de espectrometría de rayos gamma naturales.

    4.3.1.5.- Efectos Ambientales:

    La respuesta de la herramienta de diámetro de 3 5/8” está generalmente calibrada en las

    condiciones del pozo de 8”, conteniendo lodo de densidad 1,2 gr/cc. La misma formación con la

    misma radioactividad, en pozos con diámetro mayor y lodo mas denso ( donde hay mayor

    absorción de rayos gamma en el lodo antes de que alcancen el detector), producirá una respuesta

    atenuada de la curva GR; por el contrario, en pozos de pequeño diámetro y lodo liviano, la

    herramienta producirá una respuesta aumentada en la curva de GR.

    Existen gráficas para estimar la corrección en función del diámetro del pozo, peso del lodo y

    posicionamiento de la herramienta (centralizada o descentralizada).

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    4.3.1.6.- Interpretación:

    - En rocas sedimentarias el rayo gamma permite identificar las Lutitas de los otros tipos de

    rocas.

    - En secciones Lutíticas se puede parcialmente reconocer el tipo de minerales arcillosos

    dominantes e identificar lutitas orgánicas o uraníferas.

    4.3.1.7.- Calibración del rayo gamma.

    - Con núcleos, podemos calibrar a partir de la observación visual y del estudio petrográfico.

    Separar clase de arcillosidad según requerimento.- Sin núcleos,  buscar respuesta GR Max.*

    Buscar respuesta GR Min.

    Trazar líneas.

    Dividir el intervalo GR Max GR Min. en 10 partes.

    Cada división = 10% de arcillosidad.

    Separar clases de arcillosidad:

    Arenas limpias = 0 15 a 25%

    Arenas arcillosas = 15 40 a 50%

    Lutita > 50 %Formula base = Vcl = GRL - GR min.

    * Eliminar picos de mas alta radiactividad.

    4.3.2.- Espectrometría de Rayos Gamma Naturales (Spectral Gamma Ray - NGT)

    El "Spectral Gamma Ray" permite leer la radiactividad según las respuestas de los tres elementosbásicos:

    K, U , Th

    Permite identificar, las rocas con alto contenido de potasio =

    Evaporitas.Arenas micáceas.Feldespáticas.

    El origen de la alta radiactividad en las lutitas =Materia orgánica (U, Th).Micas (U)Tipo de arcillasCapas de cineritas (U, Th)Capas fosfáticas (U)

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    formula:

    GR = A (K) + A' (Th) + A"(U)

    Curvas K en %U en ppmTh en ppm.

    GRS = A (K) + A' (Th)

    Uranio eliminado.

    GR - GRS = Contribución del Uranio.

    4.3.3.- Medición de la Radioactividad Natural de Rayos Gamma

    Desintegración natural de los átomos inestables:

    K 40Th 232U 238.

    Energía 0.2 a 2.8 Mev.

    Rocas Radiactivas:

    Potasio (K) Arcillas tipo ILITA.Mica.Feldespatos.Evaporitas tipo Kcl, K2SO4. 

    Thorio (Th) Rocas Igneas (primario).Arcillas (absorción).Minerales pesados.

    Uranio (U) Rocas ígneas (primario)Micas y Circón.Materia Orgánica (absorción)

    Arcillas (absorción).

    4.3.4.- Rocas sin Radiact ividad. (Puras).

    1. Arenas y Areniscas2. Calizas y Dolomitas.3. Carbón.4. Fluidos (excepto lodo de perforación).

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    5. Sal.6. Yeso y Anhidrita.7. Oxido e Hidróxidos metálicos.

    4.3.5.- Interpretación:

    Debido a que los elementos radioactivos están generalmente concentrados en los minerales

    arcillosos, el perfil de GR es muy utilizado en la determinación de la arcillosidad Vsh (fracción lutita

    de volumen total de la roca) en las formaciones permeables. Básicamente se efectúa una

    interpolación lineal entre las lecturas de GR en formaciones limpias y lutitas o “shales”

    VshGR    GR log - Gr min 

    Gr max  - GRmin 

    Donde:

    VshGR : Arcillosidad (Volumen de lutita) en la formación.

    GR log: Lectura del perfil de GR en la zona de interés, en unidades API.

    GRmin: Lectura del perfil de GR en zonas limpias en unidades API.

    GRmax: Lectura de perfil de GR en lutitas o Shales, en unidades API.

    El Vsh tiene valores entre o y 1, así se lo debe utilizar en los cálculos. En la práctica se multiplica

    por 100 para expresar la arcillosidad en porcentaje.

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    Este perfil es muy utilizado para la correlación de perfiles de pozo abierto con los de pozo

    entubado. El registro simultáneo de las curvas de GR y CCL cuando se efectúa el perfilaje a poz

    entubado, permite el posicionamiento de los cañones de disparos frente a las capas de interés

    identificadas en el pozo abierto, como también en registros de cementación.

    4.4.- Perfiles de Resis tiv idad.

    - Existen 2 tipos de investigaciones y de herramientas:4.1.- Investigación profunda = Macrodispositivos.

    4.2.- Investigación próxima = Microdispositivos.

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    4.4.1.- Macrodispositivos.

    1. LATERAL.

    2. LATERAL ENFOCADO (LL, DLL).

    3. ESFÉRICO (SFL)

    4. INDUCCIÓN (IEL, DIL)

    4.4.1.1.- Lateroperf il:

    Utilizan una serie de electrodos múltiples para hacer que la corriente se desplace lateralmente através del lodo hasta la formación.

    Ventajas:1. Capacidad para operar en lodos muy salado.2. Excelente definición de la capa.3. Ideal para capas finas.

    Hay dos tipos básicos de lateroperfiles, uno de ellos es el sistema de 3 electrodos comúnmentedenominados "Guard log" o LL3 y el otro sistema de 7 hasta 9 electrodos, denominados LL7, LL8,LLD y LLS. Ambos sistemas operan sobre la base de un mismo principio.  

    El Doblelateroperfil es de la última generación del Lateroperfil, que consiste en la combinación dedos dispositivos con diferentes profundidad de investigación: el LLD de investigación profunda y el

    LLS de investigación somera.

    4.4.1.1.1.- Fundamentos de medición:

    La corriente fluye en serie a través de la columna de lodo, el revoque, la zona invadida y la zonavirgen, consiguiendo resistencia en cada una de estas zonas. Para determinar Rt (la resistividadde la zona virgen) a partir de las lecturas de este dispositivo, se requiere que las otras resistencias(resistividad) sean sustraidas de la señal, o sea, corregir las lecturas del lateroperfil por cada unode estos factores, pozo, revoque e invasión. Figura.

    4.4.1.1.2.- Corrección por Pozo y Revoque.

    La profundidad de investigación de estos sistemas enfocados está representada por la distanciamedida a partir del eje del pozo hasta el punto donde la hoja de corriente comienza a desviarseapreciablemente. Para el LL3 y el LL7 la profundidad de investigación es aproximadamente 10' y15' respectivamente.

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    4.4.1.1.3.- Correcc ión por el espesor de la capa

    El espesor de la hoja de corriente de los lateroperfiles de alrededor de 32 pulgadas, con esta

    excelente resolución vertical las influencias de las capas vecinas serán insignificantes, por tanto no

    requiere corrección por este motivo.

    4.4.1.2.- Perfil de Inducción :

    Este perfil se basa en campos electromagnéticos y en corrientes inducidas, utiliza bobinas en vez

    de electrodos, su fundamento de medición es totalmente diferente a sus antecesores, debido a

    esto, el inducción puede ser corrido en lodos no conductivos como lodos a base de petróleo,

    emulsión invertida o aire donde resulta imposible para los demás dispositivos de resistividad.

    Existen dos versiones de este dispositivo, el tradicional inducción sencillo (IEL) y el doble inducción

    4.4.1.2.1.- Fundamentos de Medición:

    Se hace pasar una corriente de frecuencia constante por la bobina transmisora, esta corriente

    produce un campo electromagnético alterno de la misma frecuencia que se extiende a la formación

    a una distancia considerable alrededor del dispositivo. Este campo genera a su vez, una corriente

    inducida en la formación, de acuerdo con los principios electromagnéticos que dice que un campo

    alterno induce una corriente en cualquier conductor atravesado por el campo. Esta corriente

    inducida en la formación fluirá circularmente alrededor del pozo en un plano perpendicular al eje

    del mismo, o sea, la formación y todo lo que está alrededor del dispositivo, hacen las veces de un

    solo conductor.

    Esta corriente inducida genera un campo electromagnético secundario que a su vez induce una

    corriente en la bobina receptora. El voltaje de esta corriente es proporcional a la conductividad de

    la formación, ya que si la formación no fuera conductiva, no generaría ninguna corriente en la

    bobina receptora.

    Los valores de este voltaje inducido en la bobina receptora se representa como una curva continua

    de conductividad en el perfil de inducción y se representa la curva en forma de resistividad.

    Es necesario efectuar correcciones por efectos del pozo, por capas vecinas y por invasión.

    - La intensidad de la corriente recibida es función de la resistividad de la formación atravesada.

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    - la resistividad de la roca esta en función del tipo de matriz mineral, de su porosidad, de la

    naturaleza de los fluidos incluidos y de efectos superficiales con la pared del pozo.

    El registro de inducción no debe ser recomendado en pozos donde existan las siguientes

    condiciones:

    1. Lodos salinos

    2. Pozos con diámetro mayor que 12”

    3. Formaciones de interés con espesores muy pequeños (capas finas).

    4. Formaciones de muy alta resistividad, mayor que 200  - m

    4.4.1.3.- Perfil Esférico enfocado

    Mide la resistividad de la formación cerca del hoyo y proporciona la investigación relativamente

    superficial, que se requiera para evaluar los efectos de invasión sobre las mediciones más

    profundas de la resistividad. Es el dispositivo de espaciamiento corto que ahora se utiliza en el

    sistema DIL-SFL, se ha diseñado en sustitución de la normal de 16" y del LL8.

    El SFL es significativamente más superficial que las curvas de su predecesores, es decir , el LL8 y

    la normal 16".

    Todas las curvas de resistividad someras tienden a dar lecturas de resistividad bajas cuando el

    pozo es muy grande.

    4.4.2.- MICRODISPOSITIVOS

    1. MICRONORMAL/MICROINVERSO (ML)

    2. MICROLATERAL ENFOCADO (MLL)

    3. MICROESFÉRICA (MSFL)

    4.4.2.1.- Perfil Mic roesférico:

    Tiene electrodos de enfoque esférico ( como los de SFL) montados en una almohadilla y ha

    reemplazado al Microlateroperfil y al perfil de proximidad, porque es combinable con otros

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    dispositivos de perfilaje, especialmente con el DIL y el DLL, eliminando así la necesidad de hacer

    una corrida separada para medir Rxo.

    Mediante este sistema, el MSFL tiene la suficiente somera penetración, para leer directamente la

    resistividad Rxo de la zona lavada, aún en presencia de revoques de un espesor de hasta 3/4"

    pulgadas.

    4.4.2.1.1.- Cor recciones:

    Las mediciones del MSFL debe ser corregidas por los efectos del revoque , la presenta figura

    proporciona este tipo de correcciones:

    4.4.2.2.- Microperfil

    Es un dispositivo que está fuera de uso hace más de 20 años. La curva micronormal tiene una

    penetración más profunda y es menos afectada por los materiales que están cerca del dispositivo,

    específicamente el revoque.

    4.4.2.2.1.- Interpretación

    La resistividad de la zona lavada de una formación es siempre mayor que la resistividad de

    revoque, mostrando una separación entre las dos curvas que se denomina "separación positiva",

    puede tomarse en consecuencia, como una indicación de que la capa es permeable, diferente

    sería frente una capa de lutitas impermeable, donde no ha habido invasión.

    4.4.2.3.- Microlateroperfil y perfil de prox imidad:

    Fueron especialmente diseñados para determinar el Rxo con mayor exactitud, actualmente están

    fuera de usos y han sido reemplazados por el MSFL.

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    4.5.- PERFILES DE POROSIDAD

    4.5.1.- Perfil sónico:El perfil sónico compensado o BHC ("Bore-Hole-Compensated") mide el tiempo de tránsito,

    representado por t, de una onda acústica en la formación, en seg/ft (microsegundos por pie)

    generalmente presentado en las pista 2 y 3, en escalas de 40 a 140 seg/ft, con nemónico DT;

    para ello un transmisor de la herramienta genera una onda que se propaga por el lodo, alcanza las

    paredes del pozo y continúa propagándose por ellas. Los efectos de esta propagación son

    detectados por dos receptores en la herramienta de perfilaje, generalmente de 3 a 5 pies del

    transmisor; la diferencia de tiempos observada ( medidos desde el momento del disparo del

    transmisor) dividida por los dos pies que separa los transmisores, determinan el tiempo de transito

    de la formación.

    4.5.1.1.- Principios de la medición:

    Existen dos tipos principales de propagación de la energía acústica en un medio sólido que pueden

    ser registrados por la herramienta de perfilaje: las ondas compresionales, también denominadas

    "ondas P" y las de cizallamiento, también denominadas "ondas S" o "Shear waves".

    Las ondas compresionales son las propagadas por el movimiento de las partículas del medio

    oscilando en dirección de propagación de la onda; las ondas de cizallamiento son las propagadas

    por el movimiento de las partículas del medio oscilando en dirección perpendicular a la de

    propagación de la onda:

    Tipo de onda Dirección de propagación

    de la Onda

    Dirección