2-1

Captulo 2

Perfiles de Pozos en Hoyo Desnudo

Introduccin

Los dispositivos de perfilaje que bajan al pozo son diseados para medir las propiedades elctricas, acsticas y radiactivas de la formacin y presentar las respuestas en forma continua, como un registro a lo largo de todo el pozo. Una gran cantidad de dispositivos basados en estos principios de medicin han sido diseados y utilizados en la industria petrolera desde el ao 1927, muchos de ellos estn fuera de uso, otros han sido mejorados con las nuevas tecnologas. El objetivo de este captulo es presentar cada uno de los dispositivos y analizar las aplicaciones y limitaciones de ellos.

Contenido

Tema Pgina

Perfiles Resistivos..........................................................................................................................2 - 2

Perfiles Acsticos.........................................................................................................................2 - 24

Perfiles Radioactivos....................................................................................................................2 - 32

2-2

Perfiles Resistivos

Perfil Elctrico Convencional

Este perfil, en su presentacin ms comn, est compuesto de cuatro curvas:

Curva Lateral

Curva Normal Larga

Curva Normal Corta

Curva del Potencial Espontneo (SP)

La curva lateral es la presentacin de las mediciones hecha por un dispositivo lateral que est compuesta de cuatro electrodos como se observa en la figura. 2-1. El principio de su funcionamiento es que se enva una corriente entre A y B, al mismo tiempo se mide la diferencia de potencial entre los electrodos M y N. Esta diferencia de potencial es proporcional a la resistividad del medio que rodea al dispositivo como consecuencia, las mediciones continuas de este dispositivo pueden presentarse en una curva continua de resistividad.

Las curvas normales son medidas hechas por dispositivos normales de diferentes espaciamientos, largo y corto, la figura. 2-2 muestra un dispositivo normal con los electrodos A y M dentro del pozo y los electrodos B y N en la superficie. El principio de funcionamiento es el mismo que el dispositivo lateral, slo que la disposicin de los electrodos son diferentes. La distancia AM se denomina espaciamiento y est relacionada con la profundidad de investigacin del dispositivo, a mayor espaciamiento mayor profundidad de investigacin. Los espaciamientos ms comunes son 16 para la normal corta y 64 para la normal larga.

El Perfil Elctrico Convencional est fuera de usos desde los aos sesenta, la curva lateral y las normales tienen muchas limitaciones, requieren de muchos procesos de correccin para determinar la resistividad verdadera de la formacin (Rt) y la resistividad de la zona lavada (Rxo), por lo tanto, no se tratar con detalles en este curso. Sin embargo, la curva del potencial espontneo (SP) sigue proporcionando todava muchas aplicaciones importantes, an se corre acompaado de otras curvas de los dispositivos actuales, por lo tanto, los principios y las aplicaciones de esta curva sern tratada con detalles en este manual.

2-3

Figura 2-1. Esquema del dispositivo lateral reproducidos de Introduccin al Mtodo de Perfilaje. Documento Schlumberger N8:

Figura 2-2. Esquema del dispositivo Normal Reproducidos de Introduccin al Mtodo de Perfilaje Documento Schlumberger No. 8:

Curva del Potencial Espontneo (SP)

Esta curva es un registro de la diferencia entre el potencial elctrico de un electrodo mvil en el pozo y el potencial elctrico de un electrodo fijo en la superficie. Por lo general,

2-4

frente a las lutitas, la curva del potencial espontneo, SP define una lnea ms o menos recta en el registro, la cual se denomina "lnea base de lutitas".

Frente a las formaciones permeables, la curva muestra desviaciones (deflexiones) de dicha lnea base, las cuales, en las capas de suficiente espesor, tienden a alcanzar una deflexin esencialmente constante que se ha dado en llamar una "lnea de arenas".

La deflexin puede ser a la izquierda (negativa) o a la derecha (positiva), fenmeno que depende fundamentalmente de la diferencia de salinidad entre el agua de formacin y el filtrado. Si la salinidad del agua de formacin es mayor, la deflexin ser hacia la izquierda. Si es lo opuesto, la deflexin ser hacia la derecha.

El potencial espontneo que se desarrolla no se puede registrar en pozos con lodos no conductores porque estos lodos no proveen continuidad elctrica entre el electrodo del SP y la formacin. Por el otro lado, si la resistividad del filtrado de lodo y la del agua de formacin son mas o menos iguales, las deflexiones de la curva de SP sern pequeas y presentar una forma achatada sin variaciones apreciables.

Origen del potencial espontneo

El potencial que se registra es el resultado de una combinacin de cuatro potenciales elctricos que se desarrollan cuando el pozo penetra en las formaciones. En la figura. 2-3 pueden verse estos cuatro potenciales para el caso de barro dulce, donde Rmf>Rw.

En orden de importancia, estos potenciales son:

Electroqumico de membrana, Esh, que se desarrolla en la lutita impermeable entre su superficie de contacto horizontal con la zona permeable y su superficie de contacto vertical con el pozo

Electroqumico de contacto, Ed, que se desarrolla en la superficie de contacto entre la zona invadida y la no invadida en la capa permeable

Electrocintico, Emc, desarrollado a travs del revoque de barro.

Electrocintico, Esb, que se encuentra en una lmina delgada de lutita adyacente al pozo.

2-5

Figura 2-3. Origen del potencial espontneo Reproducido de Essential of Modern Open-Hole Interpretation por John T Dewan :

El potencial electroqumico de membrana Esh

Est asociado al paso selectivo de iones de Cl- a travs de las lutitas, stas debido a su estructura laminar y a las cargas existentes sobre las laminas, son permeables a los cationes de Na+, pero impermeables a los aniones del CI-. Cuando una lutita separa soluciones de NaCl de diferentes concentraciones, los cationes de Na+ se desplazan a travs de la lutita, desde la solucin ms concentrada (normalmente el agua de formacin) hacia la menos concentrada (el lodo). Este movimiento constituye una corriente elctrica. La magnitud del potencial que origina este flujo es funcin de las actividades inicas de ambas soluciones; a su vez, estas guardan relacin con sus respectivas resistividades. En el caso de soluciones de cloruro de sodio a la temperatura

de 77F, el potencial en milivoltios es:

we

mfe

shR

RE log59

Rmfe y Rwe son resistividades equivalentes, sus valores son muy aproximados a los de Rmf y Rw. El signo negativo de la ecuacin indica que el potencial es negativo en relacin al valor observado frente a una lutita gruesa lejos de la frontera arena - lutita.

El potencial electroqumico de contacto de lquidos, Ed

Se desarrolla en la superficie de contacto de las soluciones de diferente salinidad. Como los iones de Cl- tienen mayor movilidad que los de Na+, el resultado es un flujo de las cargas negativas desde la solucin mas concentrada (agua de formacin) hacia la menos

2-6

concentrada (filtrado de barro). Esto equivale a un flujo de corriente en la direccin opuesta. La magnitud del potencial correspondiente, en milivoltios, para las soluciones de

NaCl, a 77F, es :

we

mfe

dR

RE log12

Los potenciales electrocinticos, por lo general, son muy pequeos y pueden ser despreciados. Adems, Emc es anulada en gran parte, por el potencial Esb, porque son de sentidos contrarios.

Potencial espontneo total, SSP

Al no considerar los potenciales electrocinticos, entonces, el potencial espontneo total medido, SSP (SP esttico) ser igual al potencial electroqumico Ec, que es la suma del potencial de membrana y el de contacto:

SSP E E ER

RFc sh d

mfe

we

71 77log @

y a cualquier temperatura :

SSP KR

R

mfe

we

log

K se relaciona con la temperatura por K= 61 + 0.133T (T en F)

Esta es la ecuacin fundamental del potencial espontneo, es la relacin que sirve para determinar el valor de la resistividad del agua de formacin Rw a partir de las lecturas de la curva de SP.

Factores que afectan a la curva SP

El espesor de la capa

La arcillosidad de la formacin

La resistividad de la formacin

La profundidad de la invasin

Aplicaciones de la curva de SP

Identificar zonas permeables y porosas

Determinar el valor de Rw

Determinar la arcillosidad de la formacin

Correlacionar las unidades litolgicas.

2-7

Perfil de Induccin

Este perfil se basa en campos electromagnticos y en corrientes inducidas, utiliza bobinas en vez de electrodos, su fundamento de medicin es totalmente diferente que sus antecesores, Debido a eso, el Induccin puede ser corrido en lodos no - conductivos como lodos a base de petrleo, emulsin invertida o aire donde resulta imposible para los dems dispositivos de resistividad. Existen dos versiones de este dispositivo, el tradicional Induccin sencillo (IEL) y el Doble Induccin (DIL). Recientemente han introducido mejoras para sacar el perfil de Induccin Phasor o Induccin de Alta Resolucin.

Fundamento de medicin

La figura 2-4 ilustra el fundamento de medicin de este dispositivo. Se hace pasar una corriente de frecuencia constante por la bobina transmisora, esta corriente produce un campo electromagntico alterno de la misma frecuencia que se extiende a la formacin a una distancia considerable alrededor del dispositivo.

Este campo genera a su vez, una corriente inducida en la formacin, de acuerdo con los principios electromagnticos que dice que un campo alterno induce una corriente en cualquier conductor atravesado por el campo. Esta corriente inducida en la formacin fluir circularmente alrededor del pozo en un plano perpendicular al eje del mismo o sea que la formacin y todo lo que est alrededor del dispositivo, hacen las veces de un slo conductor. Esta corriente inducida genera un campo electromagntico secundario que a su vez induce una corriente en la bobina receptora.

El voltaje de esta corriente es proporcional a la conductividad de la formacin, ya que si la formacin no fuera conductiva, no generara ninguna corriente en la bobina receptora.

Los valores de este voltaje inducida en la bobina receptora se representa como una curva continua de conductividad, en el perfil de Induccin. Como la resistividad es la unidad ms comnmente usada, la conductividad se reciproca electrnicamente y se representa tambin en el perfil bajo la forma de una curva de resistividad.

Figura 2-4 Fundamento de medicin del Perfil de Induccin Reproducido de Formation Evaluation por Edward J. Lynch:

2-8

Factor geomtrico

No toda la formacin que rodea al dispositivo contribuye por igual a la seal total captada por el dispositivo de Induccin y por lo tanto, es usual dividir la formacin en anillos separados, o sea, secciones de la formacin que son circulares y concntricas con respecto al eje del dispositivo y tratar la seal registrada como la suma de las contribuciones de los anillos individuales. La contribucin de cualquier anillo, como resultado de su ubicacin con respecto a las bobinas, es el llamado factor geomtrico de tal anillo. La intensidad de la corriente en cualquiera de estos anillos depende de su conductividad. Entonces la seal de cada anillo es el producto del factor geomtrico por la conductividad de cada anillo y la respuesta total del dispositivo es la suma de las seales provenientes de todos los anillos de la formacin. Si se divide la formacin en cilindros coaxiales con la sonda que corresponden a la columna de lodo, capas adyacentes, zona lavada y zona virgen, la seal total registrada por el dispositivo de Induccin, CIL, puede expresarse de la siguiente manera:

CIL G C G C G C G Cm m s s xo xo t t

G G G Gm s xo t 1

G es el factor geomtrico y C es la conductividad de cada regin definida. Para calcular la resistividad de la zona virgen de la formacin, Rt, a partir de esta ecuacin, se debe sustraerle a la lectura del perfil de Induccin RIL, las dems contribuciones. En otras palabras, es necesario efectuar correcciones por efectos del pozo, por capas vecinas y por invasin.

Correccin por efecto del pozo

Las seales provenientes del lodo en el pozo pueden evaluarse mediante el empleo de la figura 2-5. Las lneas rectas discontinuas de trabajo ilustran el uso de la grfica en el caso de una sonda 6FF40 con un distanciamiento (Standoff) de 1.5 pulgadas en un pozo

de 14.6 pulgadas de dimetro y una Rm = 0.35 -m. Se obtuvo la seal del pozo de 5.5

mmhos/m. Si la lectura del perfil es, RIL = 20 -m, CIL (conductividad) es = 50 mmhos/m. El valor corregido de CIL es entonces (50-55) = 44.5 mmhos/m.y RIL(corr) = 1000/44.5 =

22.4 -m (ms o menos 10%), la correccin es despreciable.

Sin embargo, si el lodo fuera salino, la correccin puede ser muy importante. Por ejemplo,

si Rm = 0.1 -m, la seal del pozo sera (segn el grfico) de 20 mmhos/m y el valor de la

resistividad corregida sera entonces de RIL(corr) = 1000 / (50-20) = 33 -m (Ms o menos 40%). Basado en esto, se puede establecer que el perfil de Induccin no es recomendable para pozos perforados con lodos salinos ya que sus lecturas estn muy afectadas por los efectos de pozo. Adems, el lodo salino tambin magnifica la influencia de la invasin sobre las lecturas del Induccin, como se ver ms adelante.

2-9

Figura 2-5. Correccin del Perfil de Induccin por efectos de pozo Reproducido de Log Interpretation Charts de Schlumberger:

Correccin de capas vecinas

El dispositivo de Induccin tiene una resolucin vertical terica de 4 pies, por lo tanto, la correccin de ste por capas vecina es generalmente ignorada. Sin embargo, bajo algunas condiciones, sta puede llegar a ser significativa. La figura 2-6 proporciona los medios para efectuar las correcciones por este efecto. La ltima generacin de este dispositivo, el Induccin Phasor o Induccin de Alta Resolucin, ha minimizado significativamente los efectos de las capas vecinas en sus lecturas.

2-10

Figura 2-6. Correccin del Induccin por espesor de la capa 6FF40 y 6FF28 Reproducido de Log Interpretation Charts de Schlumberger:

Correccin por invasin

Si las correcciones por hoyo y por capas vecinas se efectan por separados, entonces quedarn solamente los efectos por la invasin. Tomando en cuenta esto, la ecuacin de las contribuciones a la lectura del Induccin, mostrada anteriormente, queda en esta forma:

CIL C G C Gxo di t di 1

En trminos de resistividad,

t

di

xo

di

R

G

R

G

RIL

11

Segn esta ecuacin, el factor geomtrico radial integrado se puede definir como el radio del cilindro coaxial al pozo que contribuye a la respuesta total del dispositivo (sin considerar los efectos por hoyo y por capas vecinas). La figura 2-8 muestra el factor geomtrico radial de tres dispositivos y se observa que el 6FF27 recibe el 50% de su seal desde un cilindro de 40 pulgadas de dimetro y el otro 50% de ms all, mientras que el 6FF40 recibe el 50% de su seal de un cilindro de ms de 120 pulgadas de dimetro.

2-11

Ejemplo Correccin del IEL por invasin: para ilustrar la forma cmo se corrigen las lecturas del Induccin por la invasin y al mismo tiempo demostrar que por los efectos de la invasin, el perfil de induccin funciona bien en el lodo dulce y mal en el lodo salino. Considrese el caso tpico de un lodo dulce donde Rm = 1, Rt = 10, Rxo = 20 y di = 65 pulgadas. Segn la figura 2-8, el factor geomtrico del ILd para 65 pulgadas es 0.2, con la ecuacin anterior nos da:

1 0 2

20

1 0 2

100 09

11

RIL

RIL m

. ..

Por lo tanto, el ILd (o 6FF40) lee solamente con un error de 10%, prcticamente no requiere de correccin. La situacin con lodo salino es muy diferente. Considerando la misma formacin perforada con lodo salino de Rm = 0.05 ohm-m, tendra un Rxo = 1.0. La lectura del ILd sera entonces:

1 0 2

10

1 0 2

100 28

36

RIL

RIL m

.

.

..

.

En este caso ILd da un valor que est lejos de ser correcto (con un error de 64%). Sera imposible entonces obtener de las curvas ILm y SFL un factor de correccin que fuera suficientemente exacto para calcular el valor de Rt.

Figura 2-8. Factor geomtrico de tres dispositivos de Induccin. Reproducido de Log Interpretation Charts de Schlumberger:

Condiciones desfavorables para el perfil de Induccin.

No debe ser recomendado en pozos donde existen las siguientes condiciones:

Lodos salinos

Pozos con dimetro mayor que 12 pulgadas

Formaciones de inters con espesores muy pequeos (capas finas)

Formaciones de muy alta resistividad, mayor que 200 -m

2-12

Dispositivos actuales

Se usa todava la primera versin de este dispositivo que es el Induccin simple o IEL, as como tambin el Doble Induccin que es la combinacin de dos dispositivos de diferentes profundidades de investigacin, el ILD de profunda investigacin y el ILM de investigacin mediana. Recientemente se ha introducido mejoras en el procesamiento de las seales para sacar el Induccin de la ltima generacin que es el Induccin Phasor o Induccin de Alta Resolucin el cual ha minimizado los efectos de pozo, de capas vecinas y de la invasin. La figura. 2-9 muestra la comparacin de la curva del Induccin convencional con la del Phasor.

Figura 2-9. Comparacin de las curvas IEL y Phasor Reproducido de Log Interpretation Principle/Application de Schlumberger:

Lateroperfil

Utilizan una serie de electrodos mltiples para hacer que la corriente se desplace lateralmente a travs del lodo hasta la formacin. Las ventajas que se obtienen son: capacidad para operar en lodos muy salados, excelente definicin de la capa, ideal para capas finas. Hay dos tipos bsicos de lateroperfiles. Uno de ellos es el sistema de 3 electrodos comnmente denominados "Guard Log" o LL3 y el otro es el sistema de 7 hasta 9 electrodos, denominados LL7, LL8, LLD y LLS.

Ambos sistemas operan sobre la base de un mismo principio, como muestra en la figura 2-10. La ltima generacin del Lateroperfil es el Doble Lateroperfil que es una combinacin de dos dispositivos con diferentes profundidades de investigacin, el LLD de investigacin profunda y el LLS de investigacin somera.

2-13

Figura 2-10. Sistemas bsicos de Lateroperfiles Reproducido de Documento nmero 8 de Schlumberger:

Fundamentos de medicin

El principio del Lateroperfil es el que enva una corriente de medicin Io por el electrodo central Ao y la corriente compensadora Ia, esta traslada a los electrodos largos A1 y A2, los cuales estn interconectados. La corriente compensadora se ajusta para mantener cero voltaje entre Ao y el par A1 - A2. En consecuencia, no hay flujo de corriente hacia arriba o abajo en el pozo, lo que significa que la corriente de medicin se ve obligada a fluir en una hoja lateral hacia la formacin.

El resultado es que siendo la corriente que fluye por Ao es constante, la diferencia de potencial entre uno de los electrodos monitores y un electrodo remoto es proporcional a la resistividad de la formacin.

La figura 2-11 representa el circuito equivalente de un flujo de corriente del electrodo Ao de un lateroperfil. La corriente fluye en serie a travs de la columna de lodo, el revoque, la zona invadida y la zona virgen, consiguiendo resistencia en cada una de estas zonas. Para determinar Rt (la resistividad de la zona virgen) a partir de las lecturas de este dispositivo, se requiere que las otras resistencias (resistividad) sean sustradas de la seal, o sea, corregir las lecturas del lateroperfil por cada uno estos factores, pozo, revoque e invasin.

2-14

Figura 2-11. Circuito equivalente del flujo de corriente de un Lateroperfil. Reproducido de Schlumberger:

Correccin por pozo y revoque

La profundidad de investigacin de estos sistemas enfocados est representada por la distancia medida a partir del eje del pozo hasta el punto donde la hoja de corriente comienza a desviarse apreciablemente. Para el LL3 y LL7 la profundidad de investigacin es aproximadamente 15 y 10 respectivamente.

Si se comparan estas magnitudes de profundidad de investigacin con los espesores del anillo de lodo en el pozo y del revoque, se considera que las contribuciones de stos a la lectura total, medida por el dispositivo, son prcticamente despreciables, especialmente si el lodo es salino.

La figura. 2-12 muestra las grficas utilizadas para corregir por efectos de pozo a las dos curvas del Doble Lateroperfil (DLL), ntese que para un pozo de dimetro comnmente perforado, de 8 a 10 pulgadas, la correccin es mnima. En cuanto a la correccin por revoque, en la prctica no se realiza.

2-15

Figura 2-12. Correccin del Lateroperfil por efectos del pozo Reproducido de Log Interpretation Charts de Schlumberger:

Correccin por el espesor de la capa

El espesor de la hoja de corriente de los Lateroperfil es de alrededor de 32 pulgadas, con esta excelente resolucin vertical las influencias de las capas vecinas sern insignificantes, por lo tanto no requiere de correccin por este motivo.

Correccin por invasin

La correccin por el efecto de la invasin en los lateroperfiles es muy importante y debe ser tomada muy en cuenta. Basado en la figura. 2-11, si las contribuciones del lodo y del revoque son mnimas o puedan ser sustradas en forma separadas, entonces quedara solamente las resistividades de la zona invadida y de la zona virgen. Incorporando el concepto del factor pseudo geomtrico a esto, se puede decir que la lectura del Lateroperfil es:

RLL = Jdi Rxo + (1 Jdi) Rt

2-16

Mediante esta ecuacin y el factor pseudo geomtrico de la figura 2-13 se puede efectuar entonces la correccin por invasin al lateroperfil para determinar Rt. El problema, sin embargo, es conocer Rxo y el dimetro de la invasin. Para el valor de Rxo se requiere adicionalmente un perfil de micro - resistividad como el Micro - lateroperfil (MLL), el Proximity (PL) o el Micro - esfrico (MSFL) y para Di se puede utilizar la siguiente tabla emprica.

Figura 2-13. Factores pseudo - geomtrico Reproducido de Schlumberger:

> 20 por ciento Di = 2d

20 > > 15 por ciento Di = 3d

15 > > lO por ciento Di = 5d

10 > > 5 por ciento Di =lOd

Sistemas combinados de lateroperfiles

Actualmente se disponen de sistemas combinados que utilizan dispositivos de diferentes profundidades de investigacin. Por lo general, combinacin de tres profundidades de investigacin son los ms usados para determinar Di, Rxo y Rt. simultneamente.

Ejemplo:

Determinar Di, Rxo y Rt a partir de un DLL - MSFL, si sus lecturas son: RLLd = 60, RLLs = 20 y RMSFL = 8.5

Tomando RMSFL = Rxo = 8.5 y entrando a la grfica (2-14) se obtienen: Di = 50 y Rt = 85.

2-17

Figura 2-14. Correccin por invasin usando el sistema Doble lateroperfil - Rxo Reproducido de Log Interpretation Charts de Schlumberger:

Condiciones favorables para el lateroperfil

Pozos perforados con lodos salinos

Formacin con altas resistividades donde el Induccin pierde su precisin ( >200 -m)

Formaciones de capas delgadas de 10 pies o menor

2-18

Perfil Esfrico Enfocado (SFL)

El dispositivo SFL mide la resistividad de la formacin cerca del hoyo y proporciona la investigacin relativamente superficial, que se requiera para evaluar los efectos de la invasin sobre las mediciones ms profundas de la resistividad. Es el dispositivo de espaciamiento corto que ahora se utiliza en el sistema DIL - SFL, se ha diseado en sustitucin de la normal de 16 y del LL8.

Fundamentos de medicin

Este dispositivo es semejante a los del Lateroperfil, la figura 2-15 ilustra el principio. Una corriente de medicin Io fluye desde el electrodo central Ao. Por su parte, una corriente variable de enfoque, Ia, fluye entre Ao y ambos electrodos auxiliares, A1 y A1, los cuales estn interconectados. Mediante un ajuste, la corriente de enfoque obliga a la de medicin a penetrar en la formacin de una manera tal, que elimina prcticamente los efectos del pozo. Esto se logra con las lneas equipotenciales esfricas, B y C, como las muestra la figura siguiente.

Figura 2-15. Principio del perfil Esfrico Enfocado Reproducido Log Interpretation P/A de Schlumberger:

Correcciones ambientales

La figura 2-16 muestra la profundidad de penetracin del SFL. Es significativamente ms superficial que las curvas de sus predecesores, es decir, el LL-8 y la normal 16. Esto significa que este dispositivo da ms peso a la zona invadida, pero en general an da una lectura demasiado profunda para medir en forma exacta la resistividad Rxo de la zona lavada. La resolucin vertical del SFL y el LL-8 o LLs es de aproximadamente 1 pie. No se requieren correcciones por el espesor de la capa ( de capas vecinas). Para el SFL, los efectos del pozo son normalmente insignificantes. Sin embargo, es bueno mencionar que

2-19

todas las curvas de resistividad someras tienden a dar lecturas de resistividad bajas cuando el pozo es muy grande.

Figura 2-16. Comparacin de la profundidades de investigacin de tres curvas Log Interpretation P/A de Schlumberger:

Perfil Microesfrico (MSFL)

Este dispositivo tiene electrodos de enfoque esfrico (como los del SFL) montados en una almohadilla y ha reemplazado al Microlateroperfil y al perfil de Proximidad, porque es combinable con otros dispositivos de perfilaje, especialmente con el DIL y el DLL, eliminando as la necesidad de hacer una corrida separada para medir Rxo.

Fundamentos de medicin

La figura 2-17, muestra esquemticamente el arreglo de los electrodos (derecha) y el esquema de corrientes (izquierda) del MSFL. Hay cinco electrodos rectangulares montados en una almohadilla aisladora, la cual se aplica a la pared del pozo. La corriente de medicin Io fluye por Ao y la corriente de enfoque Ia fluye entre Ao y A1. Esta ltima se ajusta para que mantenga un voltaje de cero entre los electrodos monitores indicados.

Esto obliga a que la corriente de medicin penetre a la formacin, donde se aplana rpidamente y vuelve a un electrodo cercano. Se mide el voltaje V entre el electrodo Mo, y los electrodos monitores. La resistividad es proporcional a V/lo. Mediante este sistema, el MSFL tiene la suficiente somera penetracin, para leer directamente la resistividad Rxo de la zona lavada, an en presencia de revoques de un espesor de hasta 3/4 pulgadas.

2-20

Figura 2-17. Distribucin de corriente y arreglo de electrodos del MSFL Reproducido Log Interpretation P/A de Schlumberger:

Correcciones

Las mediciones del MSFL deben ser corregidas por los efectos del revoque y la figura 2-18 proporciona este tipo de correcciones.

Figura 2-18. Correccin por revoque del MSFL Reproducido de Log Interpretation Charts de Schlumberger:

2-21

Microperfil

Es un dispositivo que est fuera de uso hace ms de 20 aos, por lo tanto en este manual slo se va a hacer una descripcin del dispositivo y sus aplicaciones.

Fundamentos de medicin

La figura 2-19 muestra una fotografa del dispositivo y los tres electrodos, A, M1 y M2 que son unos pequeos electrodos de botn que se colocan en la cara de una almohadilla de goma llena de fluido.

El espaciamiento entre ellos es de 1 pulgada y las curvas que se registran son una micro lateral (o micro inversa), que usa los tres electrodos, con M2 sirviendo como el electrodo N del sistema lateral del perfil Elctrico Convencional, y una micro normal, que utiliza los electrodos A y M2. La dos curvas que se registran, tambin se denominan R1x1 y R2. La curva micro inversa (R1x1) registra la resistividad del material que est entre 1 y 2 pulgadas, desde la pared del pozo hacia la formacin.

La curva micro normal (R2) registra la resistividad del material que est de la pared hasta ms all de 2 pulgadas. Por lo tanto, la curva micro normal tiene una penetracin ms profunda y es menos afectada por los materiales que estn cerca del dispositivo, especficamente el revoque.

Figura 2-19 Dispositivo de Microperfil y distribucin de los electrodos. Reproducido del Documento 8 de Schlumberger:

Interpretacin

La resistividad de la zona lavada de una formacin es siempre mayor que la resistividad del revoque. De aqu se desprende entonces que R2" sea mayor que Rl"xl en la presencia del revoque, mostrando una separacin entre las dos curvas que se denomina separacin positiva. Esta separacin positiva de las curvas del Microperfil puede tomarse, en consecuencia, como una indicacin de que la capa es permeable. Ya que frente una zona impermeable, como la lutita donde no ha habido invasin, por la ausencia del revoque, las dos curvas se sobreponen sin mostrar separacin positiva o algunas veces, mostrando separacin negativa. La figura 2-20 muestra el ejemplo de un Microperfil.

MICRONORMAL MICROINVERSA

M2

A A

M

N=M2

2-22

Figura 2-20. Ejemplo de un Microperfil Reproducido de Formation Evaluation por Edward J. Lynch:

Microlateroperfil y Perfil de Proximidad Estos dispositivos fueron especialmente diseados en aquella poca para determinar Rxo con mayor exactitud, actualmente estn fuera de uso y han sido reemplazados por el MSFL. Fundamentos de medicin La figura 2-21 muestra los componentes del Microlateroperfil (MLL). Un pequeo electrodo, Ao y tres electrodos circulares concntricos, van insertados en una almohadilla o patn de goma aplicado contra la pared del pozo. Por el electrodo Ao se emite una corriente constante, Io. A travs del electrodo exterior, A1, se enva una corriente variable que se ajusta automticamente para mantener la diferencia de potencial entre los dos electrodos monitores circulares M1 y M2 esencialmente igual a cero. La corriente Io se ve forzada a penetrar en la formacin como un solo haz. Como se observa en la figura las lneas de corriente prximas a la almohadilla, forman un angosto haz, el cual se abre rpidamente a pocas pulgadas de la cara de la almohadilla. Toda la corriente penetra en la formacin permeable y su lectura depende mayormente del valor de Rxo. Bsicamente, los dos dispositivos son similares, se difieren solamente en la profundidad de investigacin. El de Proximidad (PL) tiene mayor profundidad de investigacin, por lo tanto es menos afectado por el revoque que el MLL. Sin embargo, si la invasin es muy somera, la zona virgen no invadida de la formacin puede afectar a sus lecturas. La figura 2-22 muestra las grficas para corregir estos dos dispositivos por la presencia del revoque.

2-23

Figura 2-21. Los electrodos y esquema de corriente del MLL. Reproducido del

Documento N 8 de Schlumberger:

Figura 2-22. Correccin por revoque del MLL y del PL Reproducido del libro de grficas de Schlumberger:

2-24

Perfiles acsticos

Perfil Snico Compensado (BHC)

El objetivo principal de este perfil es la determinacin de la porosidad de la roca en los yacimientos y se basa en la propagacin de ondas del sonido. Existe tambin un registro de la amplitud de la onda snica, que es otro tipo de medicin de la onda snica, que se aplica muy ampliamente en la completacin de pozos, determinando el grado de adherencia del cemento con los revestidores.

Fundamentos de medicin

En su forma ms simple, el dispositivo snico consta de un transmisor que emite un impulso snico y de un receptor que lo capta y registra el tiempo, t, requerido por esa onda de sonido en recorrer un pie de formacin.

Se le conoce tambin como tiempo de trnsito intervalica t y es el recproco de la velocidad de la onda snica. Este tiempo de trnsito en una formacin dada, depende de su litologa y de su porosidad. Conocida la litologa, la dependencia de la porosidad, hace que el Perfil Snico sirva como registro de porosidad.

La figura 2-23 muestra el dibujo esquemtico de una sonda snica de dos receptores. Un contador de tiempo (timer) da comienzo al perodo de tiempo que se va a medir y simultneamente, estimula la fuente de sonido, generando la emisin de una pulsacin snica. Esta pulsacin viaja a travs del barro, el cuerpo de la sonda y la formacin hacia el receptor.

El primer impulso en llegar al receptor activa el mismo y da fin al perodo de medicin. Por lo general, este impulso viaja por la ruta indicada por las flechas en la figura. Las ondas snicas que se propagan ya sea a travs del lodo o del cuerpo de la sonda, llegan despus al receptor y, por lo tanto, no son medidas. Como el dispositivo tiene dos receptores, se efectan dos mediciones, t1 y t2. Estos son los tiempos que tarda la onda en viajar desde el transmisor a los receptores cercano y lejano respectivamente.

La diferencia entre estos dos tiempos (t2 - t1) corresponde al tiempo que demora el sonido para atravesar una seccin de la formacin, cuya longitud es igual a la distancia entre los receptores. Dividiendo esa diferencia de tiempo entre esta distancia, se tiene el tiempo

que tarda la onda en viajar por un pie de la formacin (t). La unidad de medicin es el microsegundo por pie. Los tiempos de trnsito varan de 40 microsegundos por pie en las formaciones duras, hasta 200 microsegundos por pie en capas recientes.

Estos tiempos corresponden a velocidades desde 25.000 hasta 5.000 pies por segundo. Los Perfiles snicos pueden verse afectados por dos tipos de anomalas. Una es el "salto de ciclos" y la otra es el efecto de cavernas en el pozo.

Saltos de ciclos

En teora, los dos receptores de la sonda snica se activan con el primer arribo de energa snica. En la prctica, no obstante, este primer arribo puede ser demasiado dbil para activar a los receptores, motivo por el cual su activacin se produce con el segundo arribo.

2-25

Figura 2-23. Principios de medicin del perfil Snico Reproducido de Formation Evaluation de Edward J. Lynch:

Este fenmeno no tiene importancia, siempre que sea el mismo arribo el que active ambos receptores. Sin embargo, puede suceder que el receptor que est ms cerca del transmisor se active con un impulso de energa que, cuando a su vez llega al receptor ms lejano, viene ya demasiado atenuado por las formaciones por donde viaj, no tiene la capacidad de activar este ltimo. En este caso, el segundo receptor ser activado por un siguiente impulso de energa en un tiempo determinado, despus del paso de la onda que activ el primer receptor. Este fenmeno se llama "salto de ciclo". En la mayora de los casos, estos se observan en el registro como desviaciones bruscas hacia valores ms

altos de t. A menudo es posible obtener tiempos de trnsito correctos en donde ha producido un salto de ciclo. Esto se logra mediante una cuidadosa inspeccin del registro, siguiendo la tendencia del registro e interpolando las lecturas que estn encima y debajo del intervalo afectado por el salto.

Efectos de las cavernas

El tiempo consumido en el paso de la onda snica, desde el transmisor a la pared del pozo y desde la pared al receptor, no queda incluido en el tiempo de trnsito de la formacin registrado, ya que estn eliminados por el registro de la diferencia en los tiempos de llegada a los dos receptores. En consecuencia, la influencia de la naturaleza del lodo y del tamao del pozo, puede considerarse como despreciable en este sistema, siempre que el pozo no experimente cambios bruscos en su tamao y que el dispositivo se mantenga paralelo a la pared del pozo por medio de centralizadores. En un pozo con cavernas, la lectura del tiempo de trnsito dada por la sonda de dos receptores presenta anomalas en el tope y en la base de la caverna en sentido opuesto.

La figura 2-24 muestra un registro corrido en capas de sal y de anhidrita donde muestran

t de alrededor de 67 seg/pie de 52 seg / pie respectivamente.

2-26

El tamao nominal del pozo es 8" pulgadas, frente a las capas de sal se observan derrumbes de aproximadamente 16" a 18". El efecto de estos derrumbes se muestra en la curva snica como desviaciones abruptas hacia tiempos de trnsito mayor en la parte superior de las capas de sal y menores en las partes inferiores de las mismas (picos rayados). Este efecto de las cavernas se solucion en los aos 1960 con el perfil snico Compensado, que an se usa actualmente.

Figura 2-24. Perfil snico con efecto de cavernas Reproducido de Handbook of Well Log Analysis por Sylvain J. Pirson:

Sistema de compensacin snico

Consiste en dos sistemas de transmisores-receptores, uno es el inverso del otro, tal como se indica en la figura 2-25. Se efectan una secuencia de dos mediciones de tiempo. Se pulsa el transmisor inferior y se lee el intervalo de tiempo {T2-T1) entre las captaciones por los receptores R2 y R1. Si el dimetro del pozo se agranda, como lo muestra la figura, la lectura en tiempo ser anormalmente larga. En seguida, se pulsa el transmisor superior y se mide el intervalo de tiempo (T4 - T3) entre las captaciones por los receptores R4 y R3. El efecto resulta como si el dimetro del pozo se achicara, entonces la lectura en tiempo ser anormalmente corta, al contrario de la medicin anterior. El tiempo de trnsito correcto, sin los efectos de cavernas, se obtiene promediando ambas lecturas. De esta manera, se compensan las desviaciones ocurridas en las lecturas cuando entra y sale de una caverna, ya que las anomalas registradas por el sistema inferior es el opuesto a las registradas por el superior.

2-27

Figura 2-25. Sistema de Perfilaje Snico Compensado Reproducido de Essential of Modern Open hole Log Interpretation por John T. Dewan:

Determinacin de la porosidad usando el Perfil Snico Una de las aplicaciones de este perfil es la de determinar la porosidad de la formacin, existen hasta el momento dos mtodos, el de Wyllie y el de Raymer-Hunt-Gardner Mtodo del tiempo promedio de Wyllie Hasta hace muy poco, la relacin que ms se utilizaba universalmente era la frmula de Wyllie sobre el promedio de los tiempos. Esta se fundamenta en que el tiempo de trnsito de una onda compresional a travs de un bloque de roca porosa, es el mismo que se dara si todo el material de la matriz de la roca se hubiese comprimido en una pieza slida en un extremo del bloque y todo el fluido poral se hubiese refugiado en el resto del espacio. El tiempo total del viaje de la onda compresional a travs de ambas porciones

(t) es igual a la suma del tiempo de trnsito a travs del fluido (tf) mas el que vieja a

travs de la matriz ( (1-)tma), como la expresin siguiente:

maf ttt 1 Donde:

t = tiempo de trnsito en la roca porosa

= porosidad

tf = tiempo de trnsito en el fluido que ocupa los poros

tma = tiempo de trnsito en la roca matriz slida

Resolviendo para la porosidad:

maf

ma

t

tt

t

Mediante esta expresin, puede obtenerse la porosidad a partir del tiempo de trnsito del

perfil t, siempre que tf y tma sean conocidos. Por consiguiente, tf se toma

normalmente como 189 seg/pie en lodos dulces. En lodos salinos, puede emplearse el

2-28

valor 185. Dependiendo de la litologa, los tiempos de trnsito en la matriz varan entre 38

y 56 seg/pie como los muestra la siguiente forma:

tma (seg / pie) = Vma (pie / seg) Arenisca 55,5 - 51,2 18.000 - 19.500 Calia 47,6 - 43,5 21.000 - 23.000 Dolimita 43,5 - 38,5 23.000 - 26.000

En arenas no consolidadas, la ecuacin anterior darn porosidades anormalmente ms altas. A partir del estudio de un nmero de registros, se ha encontrado que, para las arenas limpias no consolidadas, a la ecuacin de tiempos promedios de Wyllie se le debe incluir un factor de correccin (Cp) que la convertira en la siguiente forma:

mafmaCp tttt /1

Cp = 1 para rocas duras, pero en formaciones no consolidadas,

Cp=(tsh/100), donde tsh es el tiempo de trnsito de las lutitas vecinas ledos en el registro Snico.

Mtodo Raymer - Hunt - Gardner

Es un mtodo emprico que se basa en la comparacin de los tiempos de trnsito entre las porosidades de ncleos y las porosidades que se derivan de otros perfiles La figura. 2-

26 muestra la relacin entre t y segn el mtodo (RHG), esta relacin tambin se puede expresar a travs de la siguiente ecuacin:

V V Vma f 12

Donde:

V = velocidad acstica tomada del perfil

Vma = velocidad acstica en la matriz de la roca

Vf = velocidad acstica en el fluido

Esta relacin es la ms usada en la actualidad y tiene la doble ventaja de no requerir una seleccin de diferentes tiempos de trnsito de la matriz de roca para una litologa determinada y a la vez, proporciona valores de porosidad muy aceptables, sin tener que usar el factor de correccin por compactacin, en arenas no compactas con tiempos de

trnsito entre 100 y 150 seg/pie. La figura 2-27 es la grfica que se usa para determinar la porosidad snica bien sea mediante la relacin de Wyllie o mediante la relacin de Raymer - Hunt - Gardner.

2-29

Figura 2-26. Porosidad snica por el mtodo de (RHG) Reproducido de Essential of Modern Open Hole Log Interpretation por John T. Dewan:

Figura 2-27. Porosidad snica mediante Wyllie y RHG. Reproducido del libro de grficas de Schlumberger:

2-30

Perfil Snico de Espaciamiento Largo (LSS)

Fue diseado para resolver problemas que se presentan cuando se perfila para fines ssmicos. Hoy se sabe que en algunas lutitas existe un gradiente de velocidad lateral, las ondas sonoras viajan a una velocidad menor cerca del pozo que a cierta distancia de la pared del mismo, donde se supone que se propagan a la velocidad verdadera. Otro problema es que en pozos de gran dimetro, a veces en el receptor cercano se capta primero el arribo de una onda que viaja a travs del lodo, que la que viaja a travs de la formacin, como se presenta con frecuencia en las profundidades someras. En todos estos casos, se requiere un dispositivo snico con espaciamiento largo, para obtener lecturas correctas de la velocidad en la zona no alterada, porque cuando los receptores estn lo suficientemente lejos del transmisor, el primer arribo no es la onda refractada que viaja por la parte apenas dentro de la pared del pozo, sino la onda que se penetra ms all de la pared, en la zona no alterada donde viaja con mayor velocidad.

Fundamentos de medicin

En la figura 2-28 se muestra de manera esquemtica el dispositivo LSS. Hay dos transmisores que estn separados 2 pies uno del otro en la parte inferior del dispositivo y dos receptores separados entre s tambin con 2 pies en la parte superior, con un espacio de 8 pies entre el transmisor y receptor ms cercanos. Mediante este dispositivo se puede registrar dos perfiles de espaciamiento largo simultneamente, uno con espaciamientos de 8 - 10 pies y el otro con espaciamientos de 10 - 12 pies. La compensacin por el pozo se logra a travs de la memorizacin de la profundidad, antes que por la tcnica del dispositivo invertido. A ttulo de figura, el tiempo de trnsito a la profundidad del nivel A se mide primero con ambos receptores cubriendo dicho nivel. El transmisor T1 se pulsa y la diferencia en el tiempo (T1R1 - T1R2) que corresponde a las llegadas compresionales, se coloca en la memoria. Si el dimetro del pozo es diferente al nivel de los dos receptores, el tiempo medido tendr un error. Despus que el dispositivo se ha subido por el pozo unos 9-2/3 pies, los dos transmisores estn cubriendo el mismo intervalo.

Se pulsa cada uno de ellos y empleando slo el receptor R2, se mide la diferencia en los tiempo (T1R2-T2R2) tendr un error de igual valor, pero en la direccin opuesta. Esta diferencia se promedia con el valor anterior que estaba en la memoria, para lograr un tiempo de trnsito con espaciamiento de 8-10 pies compensado por la variacin del dimetro del pozo. El uso del transmisor T2 en la primera posicin (en lugar de T1) y del receptor R1 en la segunda posicin (en lugar de R2), proporciona un perfil para un espaciamiento de 10-12 pies, igualmente compensado.

Perfil Snico Digital

Est basado en el registro del patrn de la onda en su forma total y una tcnica de procesamiento de dicha forma de onda. En lugar de limitarse slo al registro de la onda compresional, esta tcnica de procesamiento de formas de onda identifica y analiza todas las ondas del tren de ondas. Mediante este perfil, ahora se puede obtener de manera rutinaria lecturas del tiempo de trnsito de las ondas transversales, adems de las ondas compresionales.

Las ondas transversales en la evaluacin de formaciones, comienza a utilizarse actualmente de manera exploratoria, sin embargo, los datos sobre la velocidad de dichas ondas, son muy tiles para calcular las propiedades elsticas e inelsticas de las rocas, utilizadas en la disciplina de geomecnica, as como tambin para complementar los datos ssmicos en geofsica.

2-31

Figura 2-28. Perfil Snico de Espaciamiento Largo Reproducido de Essential of Modern Open Hole Log Interpretation por John T. Dewan:

La informacin sobre el tiempo de trnsito de las ondas transversales tambin ser de utilidad para la identificacin de los fluidos porales y de los minerales de la matriz de la roca como se observa en la figura 2-29 donde muestra un ejemplo, de una grfica de

interrelacin entre el tiempo de trnsito compresional, tcompr y el tiempo de trnsito

transversal, ttrans. Este tipo de grfica puede emplearse para identificar el contenido mineral de las distintas rocas atravesadas por el pozo. La tcnica es similar a las tcnicas de interrelacin de otros perfiles de porosidad (por ejemplo, densidad - neutrn, densidad - snico, snico - neutrn).

Figura 2-29. Interrelacin de tcompr y ttrans Reproducido de Essential of Mod. Open Hole Log Int. por John T. Dewan:

2-32

Perfiles Radioactivos

Perfiles de Rayos Gamma

Mide de manera continua la radioactividad natural de las formaciones, fue utilizado por primera vez en 1939 como tcnica para determinar la litologa de los pozos entubados que nunca antes haban sido registrados. Los usos principales de este perfil son:

Correlacin

Determinacin del contenido de arcillas de la formacin

Anlisis mineralgico

El perfil del RG puede correrse en hoyos abiertos o entubados, ya sean vacos o llenos de fluido de cualquier tipo. La curva de rayos gamma se presenta en la primera pista del perfil con el incremento de la radioactividad hacia la derecha, asemejando a la curva del SP, cuya deflexin hacia la derecha seala la presencia de lutitas.

Origen de los rayos gamma

Son radiaciones naturales emitidas espontneamente por algunos elementos radioactivos, como el Uranio, el Potasio y el Torio que estn presentes en las formaciones.

Las lutitas son las que contienen la mayor concentracin de sales radioactivas y por lo general, son mucho ms radioactivas que las arenas, calizas y dolomitas, sin embargo, existen algunas excepciones.

Generalmente, una lutita contiene varios elementos radioactivos y con el dispositivo convencional de rayos gamma, era imposible determinar si la radiacin gamma se deba a tal o a cual elemento en particular. Actualmente existen dispositivos de espectrometra de rayos gamma que pueden fraccionar los porcentajes de Torio, Uranio y Potasio presente en la formacin.

Unidad de medicin

Actualmente, los perfiles de rayos gamma se calibran en unidades API, generalmente, las arenas limpias y los carbonatos tienen niveles de radioactividad que varan desde 15 a 20 unidades API, mientras que en las lutitas la fluctuacin es entre 120 y 240. Antes de 1958, los perfiles se calibraban en unidades diferentes, tales como cuentas por segundo, microgramos de "radio - equivalente" por tonelada, etc. La siguiente tabla muestra la conversin aproximada entre las diferentes unidades de los perfiles de rayos gamma antiguos y las unidades API.

A continuacin se presenta una tabla que muestra la conversin de unidades de los perfiles de rayos gamma antiguos:

Compaas de Servicios Unidades Convencionales

Unidades API

Schlumberger 1 g Ra Equiv/ton 16,5

Lane Wells

Serie 400 (scintilmetro) 1 unidad de radiacin 2.16

Serie 300 (c. geiger) 20.2 cuentas / minuto 1,0

Serie 200 (c. ioniz) 1 unidad estndar 216,0

PGAC

Tipo F (cont. Geiger) 1 microroent/hr 14,0

Tipo T (scintilmetro) 1 microentgen/hr 15,0

McCullough 1 microentgen/hr 10,4

2-33

Ejemplo de campo

La figura 2-30 muestra una curva RG en un pozo abierto y una curva SP en la misma serie de arenas y lutitas. Es fcil establecer una correlacin directa entre ambas curvas. Ambas curvas muestran la presencia de dos arenas en los intervalos 8960-8996 y 9070-9119 respectivamente, con capas de lutitas por encima, por debajo y entre ellas.

Figura 2-30. Ejemplo de la curva de RG y de SP Reproducido de Essential of Mod. Open Hole Log Int. por John T. Dewan:

Correcciones

Las lecturas del perfil RG son, hasta cierto punto, afectadas por las variaciones del dimetro del pozo, cuando se utiliza este perfil cuantitativamente para obtener la intensidad verdadera de los rayos gamma, las lecturas de ste deben corregirse por efectos del dimetro del pozo, mediante el empleo de las figuras 2-31 y 2-32 para pozo no entubado y entubado respectivamente.

2-34

Figura 2-31. Correccin del Rayos Gamma por efectos de pozo (no entubado) Reproducido del libro de grficas de Schlumberger:

Donde t es una variable utilizada en el eje horizontal del grfico la cual es dependiente de la densidad del lodo (Dm), el dimetro del pozo (dh) y el dimetro de la sonda (ds), la cual se determina mediante la ecuacin:

Donde

Dm = Densidad del lodo en g/cc

dh = Dimetro del pozo en cm

ds = Dimetro de la sonda en cm

Para las medidas en unidades inglesas se emplean los factores de conversin como se muestran en la siguiente ecuacin:

t = Dm( dh ds )

2t = Dm

( dh ds )

2

t =Dm

8.3452.54

2(dh ds)t =

Dm

8.345

Dm

8.3452.54

2(dh ds)

2-35

Figura 2-32. Correccin del Rayos Gamma por efectos de pozo (entubado). Reproducido del libro de grficas de Schlumberger:

Perfil de Rayos Gamma Espectral

Este perfil muestra la concentracin individual de los elementos Uranio (U), Torio (Th) y Potasio (K) presentes en la formacin. Esto se logra mediante la medicin del nmero de rayos gamma que llegan al detector y el nivel de energa de cada uno de ellos para poder determinar la concentracin de estos tres elementos.

Descripcin

La figura 2-33 muestra la presentacin de este perfil. En las pistas 2 y 3 se presentan las concentraciones de cada uno de los tres elementos, la unidad del K es en porcientos y la de los otros es en ppm (parte por milln). En la pista 1 se presentan dos curvas, la curva de rayos gamma total (SGR), exactamente como el perfil de GR convencional y adicionalmente la de los elementos Th y K, libre de Uranio (CGR). A solicitud, este perfil se presenta tambin en forma de relaciones entre las concentraciones de los elementos como U/K, Th/K y Th/U adems de las curvas individuales. Cuando se trabaja con las relaciones, se debe tener muy en cuenta que ellas no indica las relaciones de las concentraciones de estos elementos dentro de las formaciones, sino que son simples relaciones de los valores registrados, sin tomar en cuenta las unidades de medicin de cada uno de ellos.

t =Dm

8.345

2.54

2( IDcsg ds ) + csg(ODcsg IDcsg) + cement(dp ODcsg)t =

Dm

8.345

2.54

2( IDcsg ds ) + csg(ODcsg IDcsg) + cement(dp ODcsg)t =

Dm

8.345

Dm

8.345

2.54

2

2.54

2( IDcsg ds ) + csg(ODcsg IDcsg) + cement(dp ODcsg)

2-36

Interpretacin

Mediante la variacin de la relacin Th/K es posible distinguir algunos minerales de arcillas que comnmente se encuentran en las lutitas atravesadas por los pozos. Sin embargo, con frecuencia este tipo de interpretacin dan resultados ambiguos que necesita la ayuda de otra informacin como la que proporciona la curva del coeficiente de absorcin fotoelctrica (Pe) del Perfil de Lito densidad. Este perfil y sus aplicaciones se discutirn ms adelante en este manual.

Figura 2-33. Ejemplo del Rayos Gamma Espectral. Reproducido Log Interpretation P/A de Schlumberger:

Perfil de Densidad

Este perfil es usado principalmente para determinar la porosidad de la formacin, sin embargo, conjuntamente con otros perfiles se emplea tambin para evaluar formaciones de litologa compleja, evaluacin de formaciones arcillosas, identificacin de minerales y para deteccin de gas en los yacimientos

2-37

Figura 2-34. Dispositivo de Densidad Compensada. Reproducido de Log Interpretation P/A de Schlumberger:

Fundamentos de medicin

Este Perfil de Densidad Compensada tiene una fuente y dos detectores de rayos gamma, los cuales estn montados en una almohadilla de alrededor de 3 pies de largo, forzada a la pared del pozo mediante un brazo de soporte como se muestra en la figura 2-34. Los rayos gamma que la fuente emite de manera continua (tpicamente 0.66 mev de energa), penetran en la formacin. All, experimentan mltiples colisiones con los electrones, por lo cual pierden energa y se dispersan en todas las direcciones, este mecanismo se denomina dispersin de Compton. Los detectores del dispositivo captan estos rayos gamma de baja energa y por cada uno de estos rayos que choca con ellos, generan una pulsacin elctrica que se enva a la superficie. Como la dispersin de Compton depende slo de la densidad de los electrones en la formacin (nmero de electrones por centmetro cbico de formacin), la cual se relaciona estrechamente con la densidad total

de la formacin, b. Entonces, sta ltima puede ser determinada a partir de las pulsaciones enviadas por los detectores, sta es la base de la medicin estndar del Perfil de Densidad Compensada.

El fenmeno de dispersin de Compton se puede ilustrar visualizando, en un momento dado, una nube de rayos gamma, como una esfera, de alrededor de un pie de dimetro que rodea la fuente. El tamao de la nube depende principalmente de las propiedades de dispersin de la roca y por ende, de la densidad de electrones, contrayndose y expandindose de acuerdo a la variacin que experimenta dicha densidad. Mientras mayor sea la densidad, menor ser la nube y viceversa. Los detectores estn situados cerca del borde de la nube, de manera tal que emite un mayor nmero de pulsaciones a medida que la nube se expande y un nmero menor si sta se contrae. Por lo tanto, las pulsaciones de los detectores son inversamente proporcional a la densidad total de la formacin. El detector de espaciamiento corto tiene una profundidad de investigacin

2-38

menor que el detector de espaciamiento largo. En consecuencia, sus lecturas son ms afectadas por el revoque y la rugosidad del pozo.

Y su funcin es compensar los efectos del revoque residual, que no ha sido removido por la almohadilla, y de las rugosidades del pozo que estn cubiertas de lodo que se interponen entre la almohadilla y la formacin. La densidad total de la formacin que este perfil presenta como resultado se obtiene de la combinacin de las pulsaciones de los dos detectores y una grfica llamada de espina y costillas desarrollada en el laboratorio. La densidad calculada a partir de las pulsaciones del detector lejano se corrige segn la lectura del detector cercano mediante la grfica espina y costillas para obtener la

densidad corregida b. Como lo muestra la figura 2-35, con las densidades de los dos

detectores (lejano y cercano) se entra al grfico, si el punto cae a la derecha de la espina, ( el punto O del grfico) indica que la influencia de la densidad del revoque ha sido

negativo, por lo tanto b=lejano+. ( es positivo y es equivalente a la distancia QP del

grfico). Si el punto O hubiera cado a la izquierda de la espina, sera negativo, indica

que el revoque es ms denso que la formacin (revoque con baritina) y lejano ser diminuida. Todas estas operaciones de compensacin se efectan automticamente por el computador que tiene la unidad de perfilaje de la compaa de servicios.

Figura 2-35. Grfico de espina y costillas Reproducido de Log Int. P/A de Schlumberger:

Porosidad del perfil de densidad

En una formacin limpia, cuya matriz tenga una densidad conocida ma y una porosidad

saturada de un fluido de densidad promedia f, la densidad total b ser:

2-39

b f ma 1 Resolviendo la ecuacin por se tiene:

ma b

ma f

Propiedades de densidad

La siguiente tabla muestra las propiedades de densidad de varios minerales:

Mineral Frmula Den.

Real () e b

Cuarzo SiO2 2.654 2.650 2.648 Caliza CaCO3 2.710 2.708 2.710

Dolomita CaC03 2.870 2.863 2.876

Anhidrita CaSO4 2.960 2.957 2.977

Silvita KCI 1.984 1.916 1.863

Halita NaCI 2.165 2.074 2.032

Yeso CaSO42H20 2.320 2.372 2.351

Carbn Antracita C 1.800 1.852 1.796

Carbn Bit C 1.500 1.590 1.514

Agua Dulce H2O 1.000 1.110 1.000

Agua Salada 200.000 ppm 1.146 1.237 1.135

Petrleo n(CH2) 0,850 0,970 0,850

Metano CH4 meth 1.247 meth 1.335 meth - 0,188

Gas CI.I H4.2 g 1.238 g 1.325 g - 0,188

El fluido que satura los poros de las formaciones permeables en la zona relativamente superficial investigada por el dispositivo, (alrededor de 6 pulgadas), es mayor mente filtrado de lodo. Este filtrado tiene una densidad que flucta entre poco menos de 1 hasta ms de 1,1 g/ cc dependiendo de su salinidad, temperatura y presin.

La figura 2-36 muestra la densidad del agua a diferentes salinidades y temperaturas. A la

presin atmosfrica y a 75F la relacin entre la salinidad y la densidad est dada, aproximadamente por:

w p 1 073. .

Donde p representa la concentracin de NaCl expresada en ppm 10-6. La figura 2-37

muestra las porosidades del FDC versus las lecturas de b, para diversas matrices y

valores de f de 1.0 a 1.2.

2-40

Figura 2-36. Densidad del agua a diferentes salinidad y temperatura. Reproducido de Open Hole Log Analysis and Form. Eval. de Halliburton Logging Serv:

Figura 2-37. Determinacin de la porosidad a partir del perfil de Densidad. Reproducido del libro de grficas de Schlumberger:

2-41

Efecto de los hidrocarburos

Si en la zona investigada existe hidrocarburo residual, como petrleo liviano o gas, su presencia puede afectar las lecturas del perfil. El efecto puede pasar desapercibido si la densidad promedio entre la densidad del hidrocarburo y la del filtrado est muy cercana a la unidad. Pero si hay una saturacin apreciable de gas residual, su efecto ser el de

disminuir el valor de b.

Efecto de las arcillas La interpretacin puede verse afectada por la presencia de lutitas o arcillas en la formacin. A pesar de que las propiedades de la lutita varan segn la formacin y el lugar, las densidades tpicas de las capas de lutitas e intercalaciones laminares de lutita, fluctan entre 2.2 y algo mayor que 2.65 g/cm3. Las densidades de la lutita tienden a ser menores en profundidades superficiales, donde las fuerzas de compactacin no son tan grandes. El efecto de las arcillas en la arena depende de su

densidad sh , por lo general, es el de disminuir la densidad aparente leda.

Perfil de Litodensidad

Es la tercera generacin de los dispositivos de densidad, proporciona adems de un perfil

de la densidad total de la formacin, b, una curva de absorcin fotoelctrica, Pe. Esta curva refleja el nmero atmico promedio de la formacin y es, por lo tanto, un buen indicador del tipo de matriz de roca, es un perfil muy conveniente para la interpretacin litolgica.

Fundamentos de medicin

La disposicin de la fuente y de los detectores del LDL es fundamentalmente la misma que la de su predecesor, el FDC. Sin embargo, la operacin es diferente, las mediciones

de b y Pe se realizan a travs de la seleccin de energa de los rayos gamma que llegan hasta el detector lejano. Esto se muestra en la figura 2-38 donde se representa el nmero de rayos gamma que llega al detector como una funcin de su energa para tres formaciones que tienen la misma densidad total pero diferentes ndices de absorcin volumtrica U, la cual puede ser baja, media y alta.

Figura 2-38. Ventana de deteccin del perfil de Litodensidad. Reproducido de Log Inter. P/A de Schlumberger:

2-42

Medicin de la densidad

La medicin de la densidad bsica se toma registrando slo aquellos rayos gamma de alta energa que llegan, como los de la regin H de la figura anterior. En esta zona, slo estn los rayos gamma dispersados y su nmero, representado por el rea de la curva, depende nicamente de la densidad de electrones. La conversin de la cantidad de pulsaciones a densidad total de la formacin y la correccin por el efecto del revoque y la rugosidad, se efecta de la misma manera que el caso del dispositivo de densidad compensada.

Medicin fotoelctrica

La medicin fotoelctrica Pe se realiza registrando los rayos gamma de muy baja energa que llegan a la ventana, como los de la regin S. En esta regin de energa, los rayos gamma experimentan una absorcin fotoelctrica al interactuar con los electrones all presentes. La rata de absorcin depende del producto del coeficiente de absorcin por

electrn, Pe. y la densidad de electrones, e- Por lo tanto, la cantidad de pulsaciones en la ventana de conteo responde a un ndice de absorcin fotoelctrico dado por:

U = Pee

La densidad de electrones, e, se relaciona con la densidad total de la formacin mediante la relacin:

e

b

01833

10704

.

.

Por lo tanto:

P

Ue

b

10704

01833

.

.

Entonces, a partir de las dos lecturas independiente de b y U, se puede determinar el valor de Pe.

Dependencia de Pe de la litologa

El parmetro Pe refleja la litologa de la formacin por depender estrechamente del nmero atmico del medio que absorbe los rayos gamma. La siguiente tabla proporciona los valores efectivos de Pe en la columna 2 para los materiales sedimentarios comunes. Los valores de Pe para el cuarzo, la calcita y la dolomita son muy diferenciados. La anhdrita y la calcita tienen valores Pe similares, aunque su densidad es bastante diferente (columna 3). Minerales como la siderita (FeC03) y pirita (FeS2) tienen valores Pe considerablemente mayores en razn a su nmero atmico del hierro que es muy alto. La baritina tiene un valor de Pe extremadamente alto. La figura 2-39 muestra los valores de Pe para las formaciones de caliza, dolomita y arenisca de porosidad que va de 0% a 35% y con poros que contienen ya sea agua dulce o gas. Obsrvese que, independientemente de la porosidad o tipo de fluido, los valores de Pe para los tres tipos de roca se muestran bastante separados. En consecuencia, cuando en la formacin existe un slo tipo de matriz de roca, la curva de Pe siempre lo sealar sin ambigedad de ninguna especie.

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Figura 2-39. Pe como funcin de porosidad y tipo de fluido. Reproducido de John T. Dewan:

Valores de Pe, Sp, gr, b y U

A continuacin se presenta la tabla de valores de Pe, Sp, gr, b y U para varias sustancias:

Pe Sp.gr b U

Cuarzo 1,81 2,65 2,64 4,78

Calcita 5,08 2,7l 2,71 13,8

Dolomita 3,14 2,87 2,88 9,00

Anhidrita 5,05 2,96 2,98 14,9

Halita 4,65 2,17 2,04 9,68

Siderita 14,7 3,94 3,89 55,9

Pirita 17,0 5,00 4,99 82,1

Bartina 267,0 4,48 4,09 1.065

Agua (dulce) 0,358 1,00 1.000 0,398

Agua (100k ppm NaCI) 0,134 1,06 1,05 0,850

Agua (200k ppm NaCI) 0,119 1,12 1,11 1,36

Petrleo 0,119 oil 1,22 oil - 0,188 0,136 oil

Gas (CH4) 0,095 gas 133 gas - 0,188 0,119 gas

Presentacin

La figura 2-40 muestra un ejemplo del perfil de Litodensidad efectuado simultneamente

con uno de Rayos Gamma y Neutrnico Compensado. La curva de b, convertida a porosidad mediante el uso de una densidad de matriz de caliza aparece en la pista 3 junto con la curva de la porosidad neutrnica (lnea de trazos). La curva de Pe queda registrada en la pista 2 y los perfiles Rayo Gamma y Caliper en la pista 1.

En la parte inferior del ejemplo, los rangos de valores de Pe para la arenisca, dolomita y caliza. De los tres niveles marcados se ve claramente que la formacin al nivel A, es una caliza y que al nivel C es casi enteramente de arenisca. Sin embargo, al nivel B, la matriz no puede resolverse a partir de la curva Pe. Podra estar constituida por una mezcla ya sea de aproximadamente de caliza y de dolomita o bien, de caliza y de arenisca. Inclusive, tambin podra ser una combinacin de estos tres elementos. Definicin de formacin de litologa compleja mediante combinacin de perfiles se discutir con ms detalles en el captulo 4.

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Figura 2-40. Ejemplo de un LDL Reproducido de John T. Dewan:

Aplicaciones

Una de las aplicaciones de este perfil es la definicin de la matriz de roca e identificar la combinacin de los minerales de una formacin de litologa compleja que se discutir en el captulo 4. La otra aplicacin, muy usada recientemente, es la identificacin de los minerales de arcilla, en combinacin con el perfil de Rayos Gamma Espectral. La figura 2-41 muestra la identificacin de los minerales de la arcilla mediante la combinacin de Pe y lecturas del Rayos Gamma Espectral.

Figura 2-41. Identificacin de minerales por Pe y Th/K. Reproducido de Open Hole Log Analysis and Form. Eval de Halliburtton:

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Perfil Neutrnico Compensado

Este perfil puede correrse tanto en pozo desnudo como entubado y con cualquier fluido dentro del pozo. La primera generacin de este dispositivos era de un solo detector, empleaban tanto detectores de captura de rayos gamma como de neutrnicos termales, o una combinacin de ambos.

Estos dispositivos eran muy sensibles a los parmetros del pozo, motivo por el cual la determinacin de la porosidad a partir de l estaba sujeta a considerables errores.

Actualmente, los de uso estndar, utiliza dos detectores neutrnicos que pueden ser termales o epitermales. La ltima generacin de este tipo de perfil es la combinacin de los dos sistemas, termales y epitermales.

Fundamentos de medicin

El neutrn es una de las partculas elementales del tomo. Es elctricamente neutra y su masa es igual a la del tomo del hidrgeno. Cuando se emplea para registros de pozos, los neutrones son emitidos por una fuente radioactiva especial a velocidades relativamente altas. Al desplazarse de la fuente emisora hacia la formacin, chocan con otros ncleos atmicos. Cada colisin produce una prdida de energa o una disminucin de la velocidad hasta llegar a la velocidad termal, donde es absorbido por el ncleo de tomos tales como cloro, slice, hidrgeno, etc. Esta absorcin da origen a la emisin de un rayo gamma de alta energa, el cual se llama rayo gamma de "captura".

Si el ncleo es de masa similar al del hidrgeno, el neutrn pierde mayor cantidad de energa alcanzando rpidamente el nivel termal y son capturados poco despus. Si el ncleo es pesado, ste no provoca mucha prdida de velocidad. Por lo tanto, la distancia recorrida por los neutrones antes de su termalizacin es mayor que en el caso anterior y la emisin de rayos gamma de captura tiene lugar a mayor distancia de la fuente.

El espacio alrededor de la fuente puede considerarse como una nube esfrica de neutrones de cierta energa cuyo radio es modulado por la concentracin de hidrgeno de las sustancias que la rodean, a mayor concentracin de hidrgeno menor ser el radio y viceversa.

El sistema de registro neutrnico comprende una fuente de neutrones rpidos y dos detectores. Los detectores estn ubicado a una distancia de la fuente que permite que el nmero de neutrones lentos contados por los detectores sea inversamente proporcional a la concentracin de hidrgenos en la vecindad del pozo. Puesto que la presencia del hidrgeno se debe casi enteramente a los fluidos de la formacin, y el volumen de los fluidos es el volumen poroso.

Entonces, contando el nmero de neutrones lentos que llegan a los detectores, se puede determinar la porosidad de la formacin. En la figura 2-43 se ilustra el esquema del dispositivo CNL, tiene una fuente de neutrones rpidos cerca del lmite inferior del dispositivo y dos detectores neutrnicos termales (en este caso) por arriba de la fuente con una separacin de 1 a 2 pies entre ellos. El cociente entre el nmero de pulsaciones de los detectores cercano y lejano (CPScerca/CPSlejos) se mide y se relaciona con la porosidad de la formacin.

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Figura 2-43. Esquema del CNL Reproducido de Log Interpretation A/P de Schlumberger:

Porosidad neutrnica

La figura 2-44 muestra la relacin entre el cociente y la porosidad para el dispositivo CNL, la cual fue determinada por lecturas efectuadas en formaciones de laboratorio, El cociente aumenta con la porosidad a pesar de que disminuyen ambos nmeros de pulsaciones. Si por una parte el cociente depende principalmente de la porosidad, por la otra, existe una franca dependencia de la litologa, debido a que la matriz contribuye parcialmente al decrecimiento de la velocidad y a la captura de los neutrones. Queda claramente demostrado que debe conocerse la litologa para determinar con exactitud la porosidad a partir del mencionado cociente.

Figura 2-44. Relacin entre el cociente CPScerca/CPSlejos y la porosidad. Reproducido de

Log Interpretation A/P de Schlumberger:

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La representacin grfica de las porosidades obtenidas a diferentes cocientes como funcin de la porosidad de la caliza que corresponde a un determinado cociente, da como resultado la grfica de la figura 2-45. Las lneas discontinuas son para el CNL y las continuas son para SNP, que es el dispositivo de neutrones epitermales. Las porosidades equivalentes se leen en el eje vertical. Por ejemplo, una porosidad de 14% de una caliza es equivalente a una porosidad de 7% de una dolomita o a una porosidad de 18% de una arenisca.

Figura 2-45. Porosidad equivalente de las curvas neutrnicas. Reproducido del libro de grficas de Schlumberger:

Correcciones ambientales

En principio, deben aplicarse varias correcciones ambientales a las lecturas del perfil neutrnico Compensado, antes de proceder con la interpretacin. A menudo stas se ignoran en un primer paso, ya que el resultado neto de las correcciones es generalmente muy pequeo. Sin embargo, en la interpretacin final y en especial cuando se trata de calcular reservas, las correcciones .se deben efectuarse.

Efecto del gas

El reemplazo del lquido por gas en el espacio poroso de una roca disminuye la concentracin de hidrgeno del fluido en los poros. Como resultado de esto, la curva del perfil neutrnico, calibrada en funcin de la porosidad saturada de lquido, dar una porosidad anormalmente baja.

Perfil neutrnico de doble porosidad

Para mejorar tanto la respuesta al gas como la interpretacin frente a la presencia de elementos absorbentes como el boro y el gadolinio en las formaciones, el dispositivo de doble porosidad incorpora adems de los dos detectores neutrnicos termales, dos detectores neutrnicos epitermales (figura 2-46). Se obtiene as dos mediciones separadas de la porosidad, una por cada par de detectores. En las formaciones limpias, por lo general las porosidades medidas concuerdan. En las formaciones arcillosas que contienen un gran nmero de absorbentes neutrnicos termales, la porosidad medida por

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los detectores epitermales tienen lecturas ms bajas y concuerdan ms con la porosidad derivada de la densidad. La combinacin de lecturas neutrnicas epitermales y termales de doble porosidad nos permite obtener una mejor determinacin de la porosidad. Debido a que las mediciones epitermales estn relativamente libres de los efectos de los absorbentes de neutrones, ellas permiten una mejor deteccin del gas en las formaciones arcillosas, como se ilustra en la figura 2-47. En la zona superior A que es una arenisca arcillosa, el perfil neutrnico epitermal muestra claramente un cruce con la porosidad de densidad, sealando bastante menos porosidad que el perfil de densidad (lo que duramente indica la presencia de gas), mientras que el perfil neutrnico termal no ostenta este rasgo.

Figura 2-46. Dispositivo Neutrnico de Doble Porosidad. Reproducido de Log Interpretation A/P de Schlumberger:

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Figura 2-47. Comparacin de lecturas del CNL con las del SNP Reproducido de John T. Dewan: