“perforaciÓn, terminaciÓn y reparaciÓn de ......la perforación direccional es la técnica para...

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA

UNIDAD TICOMÁN

CIENCIAS DE LA TIERRA

SEMINARIO DE ACTUALIZACIÓN CON OPCIÓN A TITULACIÓN DE

“PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS PETROLEROS”

TESIS

APLICACIÓN DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS EN UN POZO DIRECCIONAL

PARA EL DISEÑO DE LA VENTANA OPERATIVA Y EL ASENTAMIENTO DE

LAS TR’s

PRESENTAN

ARREOLA GONZÁLEZ FRANCISCO JAVIER

OROPEZA GALINDO NANCY ADRIANA

ORTIZ CRUZ SAMANTHA CORAZÓN

DIRECTORES

ING. MANUEL TORRES HERNÁNDEZ

ING. ALBERTO ENRIQUE MORFÍN FAURE

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESIA TICOMÁN INGENIERÍA PETROLERA

2


3

AGRADECIMIENTOS.

Dedico este trabajo que representa el último esfuerzo de mi carrera, a Dios por

bendecirme y permitirme llegar hasta aquí.

A mis padres Juan e Isabel que por su esfuerzo, dedicación, confianza y consejos

a lo largo de mi vida hicieron posible este logro, de quienes me siento orgullosa y

bendecida por ser hija de tan buenos padres, por su tenacidad y lucha insaciable.

A mis hermanos que siempre me han brindado su apoyo cuando más lo

necesitaba, que me han enseñado a soñar y a poner los pies sobre la tierra

cuando es necesario y también en especial a mis directores de proyecto por su

valiosa guía y por brindarme su tiempo.

Es en este momento de mi vida, expresarles mi más grande agradecimiento por

todo ese amor que ha hecho de mí una persona capaz de triunfar en la vida

Gracias a todos ustedes por hacer posible la culminación de mi carrera y por

permitirme alcanzar el éxito.

Oropeza Galindo Nancy Adriana.

Agradezco principalmente a Dios por estar siempre conmigo.

A mis padres, por siempre darme su apoyo, comprensión y todo lo que necesité

durante este tiempo.

A mi hermana, por dedicarme gran parte de su tiempo, por apoyarme siempre en

los momentos más difíciles.

Arreola González Francisco Javier.

Agradezco a Dios por permitirme llegar hasta donde me encuentro el día de hoy.

A mis padres y a mi hermano, quienes me han apoyado en todo momento a lo

largo de este camino, me han exhortado y motivado para seguir adelante y

alcanzar mis sueños. Me han demostrado que nada en esta vida es imposible y la

importancia del trabajo para llegar a nuestros objetivos.

Ortiz Cruz Samantha Corazón.


4

ÍNDICE

RESUMEN. ........................................................................................................................................ 8

ABSTRACT. ...................................................................................................................................... 8

OBJETIVO GENERAL. .................................................................................................................... 9

OBJETIVOS PARTICULARES. ...................................................................................................... 9

1. CAPÍTULO. CONCEPTOS BÁSICOS. ............................................................................... 10

1.1 REGISTRO GEOFÍSICO. .............................................................................................. 10

1.2 POZO DIRECCIONAL. .................................................................................................. 10

1.3 PERFORACIÓN DIRECCIONAL. ................................................................................ 10

1.4 KICKOFF POINT. ........................................................................................................... 10

1.5 TIPOS DE TRAYECTORIA. .......................................................................................... 11

TRAYECTORIA HORIZONTAL............................................................................ 11

TRAYECTORIA TIPO J. ........................................................................................ 11

TRAYECTORIA TIPO S. ...................................................................................... 12

TRAYECTORIA TIPO S MODIFICADA. ............................................................. 12

1.6 SELECCIÓN DE LA TRAYECTORIA.......................................................................... 13

1.7 GEOPRESIONES........................................................................................................... 13

PRESIÓN DE PORO. ............................................................................................ 13

PRESIÓN DE FRACTURA. .................................................................................. 13

PRESIÓN DE SOBRECARGA. ............................................................................ 13

ESFUERZO EFECTIVO. ....................................................................................... 13

1.8 DISEÑO. .......................................................................................................................... 13

1.9 VENTANA OPERATIVA. ............................................................................................... 14

1.10 TUBERÍA DE REVESTIMIENTO. ................................................................................ 14

TIPOS DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO. .................................................... 14

1.11 ASENTAMIENTO DE TR´S. ......................................................................................... 15

RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN Y GRAFICACIÓN DE PARÁMETROS.

………………………………………………………………………………………………………………………………15

ASENTAMIENTO DE LA TUBERÍA DE EXPLOTACIÓN. ............................... 16

ASENTAMIENTO DE LA TR INTERMEDIA. ..................................................... 17

ASENTAMIENTO DE LA TR SUPERFICIAL. .................................................... 18

ESQUEMA AJUSTADO DE ASENTAMIENTO. ................................................ 19


5

2 CAPÍTULO. REGISTROS GEOFÍSICOS. .......................................................................... 21

2.1 CALIPER. ......................................................................................................................... 21

PRINCIPIO DE MEDICIÓN. .................................................................................. 21

INTERPRETACIÓN DE DATOS OBTENIDOS. ................................................ 21

COMBINABILIDAD. ................................................................................................ 22

VENTAJAS Y DESVENTAJAS. ........................................................................... 22

PRESENTACIÓN DEL REGISTRO DEL POZO. .............................................. 22

EJEMPLO DE APLICACIÓN. ............................................................................... 23

CONCLUSIONES. .................................................................................................. 24

2.2 POTENCIAL ESPONTÁNEO. ...................................................................................... 25


ASPECTOS LITOLOGICOS Y TEXTURALES DE LOS SEDIMENTOS Y DE

ENERGÍA DEL AGENTE DE DEPOSITACIÓN QUE PUEDEN SER OBTENIDOS

CON LA CURVA SP. ............................................................................................................. 26

VOLUMEN DE ARCILLA A PARTIR DE LA CURVA DE SP. ......................... 26

COMBINABILIDAD. ................................................................................................ 27




CONCLUSIONES. .................................................................................................. 30

2.3 RAYOS GAMA. ............................................................................................................... 31


DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN DE ARCILLA. .......................................... 31

LARIONOV-CLÁSTICAS TERCIARIO (JÓVENES). ........................................ 31

LARIONOV-CLÁSTICAS MESOZOICO (VIEJAS). ........................................... 31

COMBINABILIDAD. ................................................................................................ 32




CONCLUSIONES. .................................................................................................. 38

2.4 DENSIDAD. ..................................................................................................................... 39



6

COMBINABILIDAD. ................................................................................................ 39




GRÁFICA DE RESULTADOS ENTRE LOS REGISTROS NEUTRÓN-

DENSIDAD MOSTRADOS ANTERIORMENTE. ............................................................... 44

CONCLUSIONES. .................................................................................................. 45

2.5 AIT (ARRAY INDUCTION IMAGER). .......................................................................... 46


COMBINABILIDAD. ................................................................................................ 48


PRESENTACIÓN DEL REGISTRO. ................................................................... 49


CONCLUSIONES. .................................................................................................. 53

3 CAPÍTULO. IDENTIFICACIÓN DE LAS ZONAS DE INTERÉS DEL POZO CON

AYUDA DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS. .......................................................................... 54

3.1 INTERVALOS DE INTÉRES DEL YACIMIENTO. ..................................................... 60

INTERVALO “A”. ..................................................................................................... 60

INTERVALO “B”. ..................................................................................................... 61

INTERVALO “C”. .................................................................................................... 61

INTERVALO “D”. .................................................................................................... 62

INTERVALO “E”. ..................................................................................................... 62

INTERVALO “F”. PROPUESTA DEL PRIMER DISPARO. .............................. 62

INTERVALO “G”. .................................................................................................... 63

INTERVALO “H”. PROPUESTA DEL SEGUNDO DISPARO. ........................ 63

INTERVALO “I”. ...................................................................................................... 64

INTERVALO “J”. PROPUESTA DEL TERCER DISPARO. ............................. 64

INTERVALO “K”. PROPUESTA DEL CUARTO DISPARO. ............................ 65

INTERVALO “L”. PROPUESTA DEL QUINTO DISPARO. .............................. 65

INTERVALO “M”. .................................................................................................... 66

4 CAPÍTULO. DETERMINACIÓN DE LA VENTANA OPERATIVA CON AYUDA DE

REGISTROS GEOFISICOS. ........................................................................................................ 67

4.1 GRADIENTE DE PRESIÓN DE PORO. ..................................................................... 67


7

4.2 GRADIENTE DE PRESIÓN DE FRACTURA. ........................................................... 67

4.3 GRADIENTE DE PRESIÓN DE SOBRECARGA. ..................................................... 67

4.4 VENTANA OPERATIVA DEL POZO CON MÁRGENES DE CONTROL EN LA

PRESIÓN DE PORO Y PRESIÓN DE FRACTURA. ............................................................ 68

5 CAPÍTULO. DISEÑO DEL ASENTAMIENTO DE TR´S. .................................................. 69

5.1 ESTADO MECÁNICO DEL POZO. ............................................................................. 70

6 CONCLUSIONES. .................................................................................................................. 71

7 RECOMENDACIONES. ........................................................................................................ 71

8 BIBLIOGRAFÍA. ...................................................................................................................... 71


8

RESUMEN.

Hace más de medio siglo se introdujo el registro eléctrico de pozos en la industria

petrolera. Desde entonces se han desarrollado y utilizados, en forma general,

mucho más y mejores dispositivos de registro. Hoy en día, el análisis detallado de

un conjunto de perfiles elegidos, provee valores precisos para conocer las

saturaciones de hidrocarburos, agua, gas así como también la porosidad,

permeabilidad, área, espesores, geometría, temperatura, presión del yacimiento,

tipos de fluidos, etc.

Este documento presenta una reseña de algunos tipos de registros de pozos que

fueron implementados en un pozo, conforme a ellos la utilización de métodos para

obtener propiedades petrofísicos requeridos para evaluar la ventana operativa y

de esta manera diseñar la mejor opción para asentar las tuberías de revestimiento.

El diseño de la perforación de pozos es un proceso sistemático y ordenado, este

proceso requiere que ciertos aspectos que sean determinados antes. Todo lo

anterior puede desempeñar un papel importante en la evaluación, producción y

terminación de un yacimiento. Se espera que este documento sea útil como

consulta para cualquier persona interesada en la importancia de los registros

geofísicos en la perforación.

ABSTRACT.

More than half a century electrical well logging was introduced in the oil industry.

Since then, they have been developed and used, in general, more and better

recording devices. Today, the detailed analysis of a set of selected profiles,

analysis provides precise values to meet saturations hydrocarbons, water, gas as

well as porosity, permeability, area, thickness, geometry, temperature, reservoir

pressure, etc.

This paper presents a review of some types of well logs that were implemented in

cased hole for a well, according to them the use of methods for petrophysical

properties needed to evaluate the operating window and thus design the best

option to settle the casing.

The design of the drilling is a systematic and orderly process; this process requires

certain aspects that are determined before. All the above can play an important

role in the evaluation, and termination of a production site. This document is

expected to be useful as a reference for anyone interested in the importance of

well logs on drilling.


9

OBJETIVO GENERAL.

El objetivo principal es construir un pozo útil que incluye un conducto desde

el yacimiento hasta la superficie, que permite su explotación racional en

forma segura y al menor costo posible.

OBJETIVOS PARTICULARES.

Determinar las características de los tipos de formaciones a perforar, la

estabilidad, y los problemas que se pueden presentar durante la perforación

del mismo.

Correlacionar la sección estructural con los contactos geológicos para

determinar la presión de poro, presión de fractura, presión de sobrecarga,

densidad de los fluidos y programar el diseño y asentamiento de tuberías

de revestimiento.

Identificar las zonas arcillosas que son potencialmente zonas problemáticas

durante la perforación.


10

1. CAPÍTULO. CONCEPTOS BÁSICOS.

1.1 REGISTRO GEOFÍSICO.

Los registros geofísicos de pozos son técnicas que se utilizan en pozos para la

exploración y explotación petrolera, minería, geohidrológica, geotérmica y

geotécnica.

Un registro de pozos es una representación digital o analógica de una propiedad

física que se mide contra la profundidad. La obtención de éste se realiza a partir

de una sonda que va recorriendo la trayectoria del pozo y de un equipo superficial

que traduce la información enviada por la sonda a través de un cable que se

registra en una cinta magnética o película fotográfica

Sirven para determinar propiedades físicas in situ de las rocas. Se distinguen de

otros métodos geofísicos porque dan un diagnóstico más confiable de las

condiciones de las rocas, la tubería de revestimiento (TR) y de cementación, ya

que miden las propiedades físicas y ayudan a verificar los parámetros medidos en

la superficie.

1.2 POZO DIRECCIONAL.

Un pozo direccional es aquel que tiene una desviación de su trayectoria con

respecto a la vertical, posee una dirección y desplazamiento orientado con

respecto a la vertical y la horizontal.

1.3 PERFORACIÓN DIRECCIONAL.

La Perforación Direccional es la técnica para desviar la trayectoria del pozo hacia

un objetivo predeterminado, ubicado a cierta profundidad, cuya ubicación posee

dirección y un desplazamiento con respecto a la vertical y horizontal.

Esto contribuye en ahorro de tiempo y costo de perforación tanto en pozos

terrestres como marinos ya que en tierra desde una misma macro pera se pueden

perforar varios pozos. En este caso se perforan varios pozos desde

un solo agujero desviándose del pozo original a diferentes profundidades

tanto en zonas terrestres como marinas.

1.4 KICKOFF POINT.

Punto de inicio de la desviación. El “KOP” en inglés es la ubicación a una cierta

profundidad bajo la mesa rotaria en la cual se desvía el pozo en un ángulo

hacia una dirección determinada.


11

1.5 TIPOS DE TRAYECTORIA.

TRAYECTORIA HORIZONTAL.

Los pozos horizontales tienen un agujero con una sección recta, una

sección de construcción, una sección tangencial, una segunda sección de

construcción y una sección horizontal. El pozo se perfora hasta un punto arriba del

yacimiento, entonces se desvía y se incrementa el ángulo hasta que alcanza los

90 grados o más cuando se aplica apropiadamente, un pozo horizontal puede

producir un yacimiento mejor que varios perforados verticalmente.

TRAYECTORIA TIPO J.

La trayectoria tipo “Slant” consta de una

sección vertical, seguida de una sección curva donde el ángulo de inclinación se

incrementa hasta alcanzar el valor deseado, el cual es mantenido (sección

tangente o sección de mantener) hasta alcanzar el objetivo.


12

TRAYECTORIA TIPO S.

La trayectoria tipo “S” está formada por una sección vertical, seguida por un

ángulo de inclinación (drop of rate) que se incrementa hasta alcanzar el valor

deseado, luego se tiene una sección recta (sección tangente), y por último se tiene

una sección en la que se disminuye el ángulo para entrar verticalmente al objetivo.

TRAYECTORIA TIPO S MODIFICADA.

La trayectoria tipo “S” modificada está conformada por una sección vertical, un

ángulo de inclinación que se incrementa hasta alcanzar el valor deseado, a

continuación se tiene una sección recta (sección tangente o sección de mantener),

seguida de una sección en la que se disminuye el ángulo parcialmente (menor al

ángulo de incrementar) y por último se tiene una sección tangente o sección de

mantener con cual se logra entrar de forma inclinada al objetivo.


13

1.6 SELECCIÓN DE LA TRAYECTORIA.

Para la planeación de un pozo direccional se requiere conocer con anticipación: la

profundidad vertical total (PVT), las dimensiones del objetivo y el desplazamiento

horizontal (dh). Adicionalmente, se debe considerar un ritmo de inclinación (ri) y la

profundidad del inicio de la desviación KOP (kickoff point) recomendados. Con

base en esta información y las características geológicas de las formaciones a

perforar, se selecciona la trayectoria óptima que permita alcanzar el objetivo en el

menor tiempo posible y conforme a las necesidades del cliente.

Las trayectorias de los pozos dependen de: eventos geológicos, objetivos,

anticolisión, origen, geopresiones.

1.7 GEOPRESIONES.

Son las presiones de poro, la presión de fractura y la presión de sobrecarga es el

fundamento que da la pauta para generar un diseño óptimo que permitirá

mantener la integridad del pozo durante su vida productiva.

PRESIÓN DE PORO.

Es la presión natural, originada por los procesos geológicos de depositación y

compactación, a la que se encuentran sometidos los fluidos contenidos en los

espacios porosos (porosidad) de la formación.

PRESIÓN DE FRACTURA.

Es la presión que resiste la formación antes de abrirse o fracturarse en un punto

dado. Es la presión por encima de la cual la inyección de fluidos causará que la

formación de rocas se fracture hidráulicamente. Para que ocurra la fractura es

necesario que la presión ejercida sobre la formación sea mayor que la suma de la

presión de poros más la componente horizontal de la presión de sobrecarga.

PRESIÓN DE SOBRECARGA.

Es el peso de la columna de roca más los fluidos contenidos en el espacio poroso

que soporta una formación a una determinada profundidad.

ESFUERZO EFECTIVO.

Es el esfuerzo generado por el contacto grano a grano de la matriz de roca, el cual

está en función de la sobrecarga a la profundidad de interés.

1.8 DISEÑO.

Es la condición que se requiere cumpla el pozo al ser perforado el cuál se obtiene

mediante un análisis de ingeniería. Que incluye: comportamiento de la columna

geológica, tipo de aceite, litología del yacimiento, pozos de correlación, diámetros

de TR y trayectoria del pozo.


14

1.9 VENTANA OPERATIVA.

La ventana operativa nos dice si se puede perforar o no un pozo, es el área

definida principalmente por las curvas de presión de poro y el gradiente de

fractura.

Pero la ventana operativa también consiste de la curva del esfuerzo mínimo (cierre

de las fracturas inducidas, y el límite de rompimiento, pérdida total de circulación).

Estas cuatro curvas ayudan a definir las densidades del lodo de perforación y

asentamientos de las tuberías de revestimiento que garantice la integridad

mecánica y el gradiente de formación suficiente para la planeación de cada etapa.

La relación entre la curva de colapso de la formación y la presión dentro del pozo,

determinan la presencia de cavernas, cierres de pozo, atrapamientos de sarta y

fractura de la formación entre otros fenómenos.

1.10 TUBERÍA DE REVESTIMIENTO.

Es una tubería de gran diámetro que se baja en un agujero descubierto y se

cementa en su lugar. El diseñador de pozos debe diseñar la tubería de

revestimiento para que tolere una diversidad de fuerzas, tales como

aplastamiento, explosión y falla por tracción, además de las salmueras

químicamente agresivas.

La tubería de revestimiento se baja para proteger formaciones de agua dulce,

aislar zonas de pérdidas de circulación o aislar formaciones con gradientes de

presión significativamente diferentes.

La operación durante la cual la tubería de revestimiento se coloca en el pozo se

conoce generalmente como “bajada de la tubería”.

TIPOS DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO.

1.10.1.1 REVESTIMIENTO CONDUCTOR (TUBERÍA CONDUCTORA).

Es la primera que se cementa al iniciar la perforación del pozo. La profundidad del

asentamiento varía de 20m a 250 m.

1.10.1.2 REVESTIMIENTO SUPERFICIAL (TUBERÍA SUPERFICIAL).

Se cementa hasta la superficie o hasta el interior del revestimiento conductor.

Estas tuberías se introducen a profundidades que varían entre 500m y 1000m.

1.10.1.3 REVESTIMIENTO INTERMEDIO (TUBERÍA INTERMEDIA).

Se utiliza como protección del agujero descubierto, para tratar en la mayoría de los

casos, de incrementar la densidad de los fluidos de perforación y controlar las

zonas de alta presión.


15

1.10.1.4 REVESTIMIENTO DE EXPLOTACIÓN (TUBERÍA DE

EXPLOTACIÓN).

Aísla el yacimiento de fluidos indeseables en la formación productora y de otras

zonas del agujero, también para instalación de empacadores de producción y

accesorios utilizados en la terminación del mismo.

Actúa como conducto seguro de transmisión de hidrocarburos a la superficie y

previene influjos de fluidos no deseados.

1.10.1.5 TUBERÍA DE REVESTIMIENTO CORTA (LINER).

Constituye una instalación que evita utilizar una sarta en la superficie al fondo del

pozo. La longitud de esta tubería permite cubrir el agujero descubierto, quedando

una parte traslapada dentro de la última tubería que puede variar de 50m a 150m

1.11 ASENTAMIENTO DE TR´S.

El margen de seguridad 0.03gr/cm3 para no tener brotes.

La metodología propuesta por un método gráfico y consta de los siguientes

puntos:

Recopilación de Información y graficación de parámetros.

Asentamiento de la TR de Explotación.

Asentamiento de la TR Intermedia.

Asentamiento de la TR Superficial.

Esquema ajustado de asentamiento.

RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN Y GRAFICACIÓN DE

PARÁMETROS.

Para la planeación del asentamiento de TR’s es necesario considerar la siguiente

información:

Diámetro de la T.R. de producción o del agujero en la última etapa.

Trayectoria programada.

Columna geológica programada.

Sección estructural.

Presión de poro y de fractura.

Márgenes de viaje empleados durante el movimiento de tuberías.

Margen del fluido de perforación para control de posible brotes.

Densidades del fluido de control.

Con esta información disponible, se procede a generar un gráfico de gradientes de

densidad equivalente de la presión de poro y de fractura. A los valores de la

presión de poro y fractura se les deberá afectar por un margen de control que


16

considere los efectos de viaje de la tubería (pintoneo y succión) y la posible

ocurrencia de un brote.

ASENTAMIENTO DE LA TUBERÍA DE EXPLOTACIÓN.

Aunque generalmente una tubería de explotación hasta la profundidad total

programada, se debe considerar que la premisa es asentarla a la profundidad

donde se permita la explotación de los intervalos definidos. Por tanto en la

graficación de los parámetros se deberá señalas la profundidad de los objetivos y

la profundidad total programada.

Puede existir el requerimiento de explotar o probar varios objetivos a diferentes

profundidades, pero se deberá solicitar la jerarquización de los mismos, para

establecer un solo, como objetivo principal; y para el cual la geometría


17

programada del pozo deberá priorizar los asentamientos de las tuberías de

revestimiento.

De acuerdo a las cuencas petroleras de México existen principalmente tres

posibilidades para el asentamiento de tuberías de explotación, de acuerdo a los

objetivos del pozo:

Pozos con objetivo jurásico (mesozoico).

Pozos con objetivo cretácico (mesozoico).

Pozos con objetivo terciario.

1.11.2.1 ASENTAMIENTO PARA POZOS CON OBJETIVO A NIVEL DE

JURÁSICO.

En este caso una TR de explotación se ubica al nivel de jurásico, a la profundidad

total programada, y otra en la base del cretácico, a la entrada del jurásico


CRETÁCICO

Se programa una TR de explotación a la profundidad total programada, a nivel del

cretácico o en la cima del jurásico superior. Una TR intermedia será necesaria a

la cima del paleoceno o cretácico.


TERCIARIO

En principio, se programa una TR de explotación a la profundidad total

programada, la cual deberá cubrir el objetivo más profundo del pozo.

Para el caso de objetivos adicionales y más someros se deberá revisar la posición

de los mismos y en caso de ser necesario ajustar el o los asentamientos de las

TR´s intermedias, para adicionar una o más tuberías de explotación. Estas

consideraciones deben ser revisadas y analizadas después de completar el

esquema de asentamientos convencionales.

ASENTAMIENTO DE LA TR INTERMEDIA.

El proceso tradicional se realiza partiendo del fondo del pozo hacia la parte

superior, pero dependiendo de las características del caso en diseño, este proceso

puede invertirse y realizarlo desde la parte superficial hacia el fondo del pozo.

Después de definir el asentamiento de las TR´s de explotación el siguiente paso

es decidir la longitud de agujero descubierto que el pozo puede tolerar antes del

asentamiento de la tubería intermedia.

Generalmente se considera que los gradientes de poro y fractura definen la

ventana operativa para la perforación sobre balance, y por ende determinan la


18

máxima longitud del agujero descubierto. La densidad del lodo en la sección del

agujero descubierto deberá ser lo suficientemente alta para prevenir

manifestaciones del pozo y soportar las paredes del agujero, y lo suficientemente

ligera para evitar las pérdidas de circulación.

De tal forma que para seleccionar la profundidad de la TR intermedia se procede

de la siguiente forma:

I. Se grafica la presión de formación más su margen de control, y la presión

de fractura, menos su margen respectivo, (todos expresados en gradiente

de densidad de lodo equivalente) contra la profundidad.

II. A partir del máximo valor de densidad a utilizar en el fondo del pozo, que

debe ser mayor al gradiente de presión de poro y menor que el gradiente de

fractura sobre la sección de agujero descubierto, se proyecta una línea

vertical hasta interceptar la curva del gradiente de fractura afectado por su

margen de seguridad. la profundidad de esta intersección definirá el

asentamiento de la tubería intermedia más profundad.

Este proceso se repite hasta alcanzar la profundidad de asentamiento de la

tubería superficial, que difiere del procedimiento anterior.

Para cada asentamiento de tubería intermedia, será necesario revisar el margen

por presión diferencial para asegurar que no se exponga al pozo un riesgo de

pegadura por presión diferencial.

ASENTAMIENTO DE LA TR SUPERFICIAL.

Para este caso es necesario considerar el concepto de la tolerancia al brote, en el

cual se compara la curva del gradiente de presión de fractura con la presión

generada en el pozo durante el control de un brote.

En este caso el objetivo es seleccionar la profundidad de asentamiento que evite

un brote subterráneo, por lo cual es necesario determinar una profundidad a la

cual la formación tenga la capacidad suficiente para soportar las presiones

impuestas por un brote. La metodología propuesta es la siguiente:

I. Suponer una profundidad de asentamiento (Di).

II. Con esta profundidad calcular la presión, expresada en gradiente, impuesta

por un brote (Eb, efecto de brote, en (gr/cc)), por medio de la siguiente

ecuación:

𝐸𝑏 = [𝐷

𝐷𝑖] × 𝐼𝑓𝑐 + 𝐺𝑃𝑝𝑚𝑣


19

Ifc = incremento en el fluido de perforación para controlar el brote en unidades de

densidad equivalente, normalmente igual a 0.06 gr/cc.

GPpmv = gradiente de presión de poro afectado por el margen de succión (viaje) a

la profundidad final de la siguiente etapa de perforación (gr/cc).

Di= la profundidad de interés.

D= la profundidad de la siguiente etapa de perforación.

A. Determinar el gradiente de fractura para la profundidad seleccionada, la

Gfrac.

B. Comparar Eb con Gfrac expresado en densidades equivalentes. Si los

valores coinciden entonces la profundidad supuesta es la profundidad

mínima para el asentamiento de la TR superficial.

C. En caso de que no coincidan estos valores, se debe suponer otra

profundidad y repetir el proceso hasta que coincidan los valores de

densidad equivalente.

La profundidad que cumpla con estos requerimientos será la profundidad mínima a

la cual podrá asentarse la TR superficial. De tal forma que una profundidad mayor

pueda ser seleccionada, siempre y cuando se cumpla con criterios técnicos y

económicos que justifiquen la inversión de la longitud adicional de tubería de

revestimiento.

ESQUEMA AJUSTADO DE ASENTAMIENTO.

Los esquemas con los que se determinan las profundidades de asentamiento de

TR’s pueden clasificarse en 2:

Esquema Convencional.- Este esquema debe ser realizado, en primera

instancia, para el diseño de todos los pozos, tanto exploratorios como de

desarrollo, y determinar el número mínimo de tuberías a utilizar.

Esquema Ajustado.- Este esquema establece consideraciones adicionales

que, dependiendo de las características del pozo a diseñar, serán o no

tomadas en cuenta para ajustar los asentamientos obtenidos en el

esquema convencional.

El esquema convencional es aquel en donde se determinan las profundidades de

asentamiento en base a los gradientes de poro y fractura, los márgenes de control,

y las correcciones por presión diferencial; pero estas profundidades determinadas

continúan siendo tentativa, pues además, es conveniente conocer el área donde

se planea perforar el pozo para tomar en cuenta, en el programa final, la posible


20

presencia de: estratos salinos, zonas de lutitas hidratables y/o deleznables,

acuíferos, estratos con H2S o CO2 , zonas depresionadas, fallas, zonas de alta

presión, formaciones no consolidadas, formaciones altamente fracturadas o

vugulares, formaciones con aportación de agua, etc.

A la consideración de todas estas variables se le conoce como “Esquema

Ajustado de asentamiento de tuberías”.


21

2 CAPÍTULO. REGISTROS GEOFÍSICOS.

2.1 CALIPER.

PRINCIPIO DE MEDICIÓN.

También denominado calibrador, es un instrumento el cual inspecciona los

agujeros, muestra el agujero, geometría y pared del pozo, existencia de cavernas,

fracturas, etc; o cualquier elemento que dañe la tubería.

La herramienta realiza mediciones del diámetro en pozo, mide las variaciones de

diámetro a través de la tubería con la finalidad de conocer el estado físico.

El método caliper muestra la variación de diámetro de la perforación haciendo uso

de dos o más brazos articulados que se empujan contra la pared del pozo. Cada

brazo está conectado a un potenciómetro el cual hace que la resistencia al cambio

del diámetro del pozo cree una señal eléctrica variable que representa la forma

cambiante de la perforación. Esta variación se traduce en cambios de diámetro

después de una calibración simple y el registro caliper se imprime como una serie

continua de valores de diámetro de agujero con la profundidad.

INTERPRETACIÓN DE DATOS OBTENIDOS.

Diámetro del agujero Posibles causas Litologías

Promedio Formación bien consolidada.

Formación no permeable.

Areniscas masivas.

Rocas ígneas. Rocas

metamórficas. Pizarra calcárea.

Poco más grande Formación soluble en lodo de perforación.

Formación débil y que se derrumba.

Formaciones de sal con agua.

Arenas, gravas y pizarras quebradizas no consolidadas.

Poco más pequeño La formación se hincha.

Formación de “MudCake” para rocas porosas y permeables.

Lutitas hinchadas. Areniscas porosas

y permeables.


22

Existen diferentes tipos de CALIPER.

PERFORACIÓN: caliper mecánico.

PRODUCCIÓN: caliper electromagnético, multifinger caliper y caliper

ultrasónico.

COMBINABILIDAD.

GR.

SP.

BIT SIZE.

VENTAJAS Y DESVENTAJAS.

2.1.4.1 VENTAJAS.

Agujero descubierto.

Cualquier tipo de lodo.

Determina el estado del agujero.

2.1.4.2 DESVENTAJAS.

Las lecturas de la herramientas se ven afectadas por las condiciones

ambientales como: presión, temperatura, diámetro del agujero, por lo que

deben aplicarse las correcciones necesarias para estas condiciones

ambientales.

Presión máxima 20000 psi.

Temperatura máxima 350 °F.

PRESENTACIÓN DEL REGISTRO DEL POZO.


23

EJEMPLO DE APLICACIÓN.

A continuación se muestra una sección de un registro donde podemos observar el

comportamiento del calibrador:


24

En la sección “A” el calibrador muestra cambios de diámetro grandes durante todo

el intervalo, posible formación débil, presencia de cavernas en todo el intervalo,

podría tratarse de lutita quebradiza no consolidada, es una formación soluble en el

lodo de perforación.

En la sección “B” el comportamiento del calibrador es más estable es en promedio

el mismo diámetro durante todo el intervalo podría ser una formación bien

consolidada, no permeable algún tipo de roca ígnea, metamórfica, caliza, anhidrita

o posiblemente areniscas con cavernas presentes todavía lo cual no descarta la

posibilidad de lutita no consolidada.

En la sección “C” el calibrador muestra un aumento en el diámetro del agujero por

lo tanto es una formación no consolidada y presencia de cavernas en todo el

intervalo, formación de lutitas quebradizas.

En la sección “D” el calibrador indica un promedio en el diámetro del agujero,

formación bien consolidada con presencia aún de cavernas por lo tanto no se

descarta la posibilidad que se trate de lutitas con arenisca impermeable, caliza o

anhidrita.

En la sección “E” el calibrador muestra un aumento en el diámetro del agujero sin

embargo se mantiene estable el agujero, a diferencia del intervalo anterior aquí ya

no presenta cavernas lo cual indica un cambio litológico posible presencia de

rocas ígneas o metamórficas sin olvidar lutita no consolidada.

En la sección “F” se muestra el diámetro del agujero en promedio más estable ya

es una formación bien consolidada y no permeable podría tratarse de areniscas,

en su caso rocas ígneas, metamórficas, posibilidad de caliza o anhidrita, rocas que

sean impermeables muy bien consolidadas.

CONCLUSIONES.

La medición del diámetro del pozo, no sólo es importante para los analistas de

registros, también los perforadores necesitan de esta para calcular el volumen de

cemento necesario para fijar las camisas, así como para el control del estado

técnico del agujero del pozo.

Buen indicador en las zonas del yacimiento de buena permeabilidad y porosidad.

Así como también para calcular el espesor del enjarre, mediciones del volumen del

pozo y del cemento requerido.


25

2.2 POTENCIAL ESPONTÁNEO.


Dentro de los pozos ocurren potenciales naturales (SP) que se miden a partir de

un electrodo que recorre las paredes del pozo y otro colocado en la presa del lodo,

en la superficie. La diferencia de potencial entre los electrodos se registra en

función de la profundidad. El potencial que se desarrolla dentro del agujero es el

resultado de la diferencia de salinidad entre el fluido de perforación (lodo) y el

agua de la formación.

Diferencia de potencial entre un electrodo colocado en la superficie del suelo (en

la presa del lodo de perforación), y otro electrodo móvil en el lodo del pozo (en la

sonda).

El principal uso de la curva SP es diferenciar capas impermeables, eléctricamente

conductivas, tales como las lutitas, de capas permeables. Como es indicadora de

la permeabilidad iónica, las deflexiones que se obtienen no sirven de mucho para

cuantificar la permeabilidad del fluido. La magnitud de las deflexiones está

controlada por el contraste de resistividad entre el lodo de perforación y el agua de

formación. Es conveniente conocer la resistividad del lodo para poder calcular la

resistividad del agua.

Se genera por dos tipos de interacciones:

ELECTROQUÍMICA. Diferencia de salinidad entre el filtrado de lodo y el

agua de formación.

ELECTROCINÉTICA. Flujo de filtrado de lodo a través de un medio poroso

no conductivo.

Las capas impermeables tienen una tendencia a ser estables y generalmente se

presentan en el registro hacia la parte derecha del carril izquierdo. Las deflexiones

ya sea hacia la izquierda o a la derecha de esta línea, conocida como LÍNEA

BASE DE LUTITAS, indican permeabilidad. Que la deflexión de la curva de SP en

zonas permeables sea hacia la izquierda o hacia la derecha, dependerá de que la

salinidad del agua de formación sea mayor o menor respectivamente a la del fluido

de perforación.

La línea base arena es más limpia por lo tanto sus valores son negativos (-), zonas

permeables.

La línea base arcilla es más sucia por lo tanto sus valores son positivos (+), zonas

impermeables.


26

ASPECTOS LITOLOGICOS Y TEXTURALES DE LOS SEDIMENTOS Y DE

ENERGÍA DEL AGENTE DE DEPOSITACIÓN QUE PUEDEN SER

OBTENIDOS CON LA CURVA SP.

VOLUMEN DE ARCILLA A PARTIR DE LA CURVA DE SP.

El volumen de arcilla calculado a partir de la curva del SP está dado por:

𝑉𝑠ℎ𝑆𝑃=

𝑆𝑃𝑙𝑒í𝑑𝑜 − 𝑆𝑃𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎

𝑆𝑃𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 − 𝑆𝑃𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎

𝑉𝑠ℎ𝑆𝑃= 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 𝑆𝑃

𝑆𝑃𝑙𝑒í𝑑𝑜 = 𝑆𝑃 𝑙𝑒í𝑑𝑜 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑎 𝑒𝑣𝑎𝑙𝑢𝑎𝑟

𝑆𝑃𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎 = 𝑆𝑃 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎 𝑚á𝑠 𝑙𝑖𝑚𝑝𝑖𝑎 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑚𝑖𝑠𝑚𝑜 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 𝑔𝑒𝑜𝑙ó𝑔𝑖𝑐𝑜

𝑆𝑃𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 = 𝑆𝑃 𝑒𝑛 𝑙𝑎𝑠 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎𝑠 𝑑𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 𝑔𝑒𝑜𝑙ó𝑔𝑖𝑐𝑜


27

COMBINABILIDAD.

GR.

CALIPER.

RESISTIVO.

SÓNICO.


2.2.5.1 VENTAJAS.

Detecta de las capas permeables y porosas.

Indicador litológico.

Estima de la salinidad del agua de formación.

Estima el contenido de arcilla de la formación.

Determina los valores de resistividad del agua (Rw) y saturación de

agua (Sw).

Ideal para lodos conductivos o base agua.


Espesor de la capa y la arcillosidad afectan la magnitud de la curva por lo

que en capas delgadas, menores de 5 m deben realizar correcciones antes

de calcular la resistividad del agua de formación.

No apto para lodo no conductor.

Mediciones son incorrectas por la salinidad del fluido de perforación.

Diámetro de invasión de la zona contaminada debe ser considerado.

Lecturas de medición afectadas por zonas con fracturas y fallas.





28



comportamiento del SP:


29

En la imagen la curva que representa el Registro SP es la curva en color azul.

Color de la línea Indicativo

Línea base Lutitas

Línea base arenas

Línea base Carbonatos

En la sección “A” el SP= -61 mV (zona permeable e impermeable) con energía

fluctuante disminuyendo hacia arriba, nos indica una zona de lutita por los valores

altos que presenta al pegarse a la línea de las lutitas con altos porcentajes de

arenas y carbonatos ya que la curva comienza bajar pegándose a estas dos líneas

durante el intervalo, el tamaño de los granos es medio disminuyendo hacia arriba

con intercalaciones de lutitas.





(−61 𝑚𝑉) − (−75 𝑚𝑉)

(−48 𝑚𝑉) − (−75 𝑚𝑉)= 0.518

𝑉𝑠ℎ𝑆𝑃= 51.8 % 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 𝑑𝑒 2100 𝑚 𝑎 2120 𝑚

En la sección “B” el SP= -55 mV (zona permeable con porosidad e impermeable)

con energía fluctuante en todo el intervalo, arenas con lutita pero con mayor

porcentaje la arena, los granos son de tamaño medio intercalado con lutitas.





(−55 𝑚𝑉) − (−65 𝑚𝑉)

(−42 𝑚𝑉) − (−65 𝑚𝑉)= 0.434

𝑉𝑠ℎ𝑆𝑃= 43.4 % 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 𝑑𝑒 2120 𝑚 𝑎 2135 𝑚

En la sección “C” el SP= -62 mV (zona permeable con porosidad) con energía

fluctuante disminuyendo hacia arriba y posteriormente disminuyendo hacia abajo,

teniendo zona de arena con carbonatos con baja cantidad de lutita, posibilidad de

hidrocarburos, comenzando con tamaño de grano medio disminuyendo hacia

arriba y después disminuyendo hacia abajo con el mismo tamaño de grano con

intercalaciones lutíticas.





30


(−62 𝑚𝑉) − (−70 𝑚𝑉)

(−45 𝑚𝑉) − (−70 𝑚𝑉)= 0.32

𝑉𝑠ℎ𝑆𝑃= 32% 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 𝑑𝑒 2135 𝑚 𝑎 2146.5 𝑚

En la sección “D” el SP= -75 mV (zona permeable con porosidad) con energía

fluctuante disminuyendo hacia abajo, se trata de carbonatos y arenas en su

mayoría, por lo tanto presencia de hidrocarburos, el tamaño de grano es medio

disminuyendo hacia abajo con intercalaciones lutíticas.





(−75 𝑚𝑉) − (−80 𝑚𝑉)

(−48 𝑚𝑉) − (−80 𝑚𝑉)= 0.156

𝑉𝑠ℎ𝑆𝑃= 15.6% 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 𝑑𝑒 2145.6 𝑚 𝑎 2160 𝑚

En la sección “E” el SP= -44 mV (zona permeable con porosidad e impermeable)

con energía fluctuante disminuyendo hacia abajo y cierta parte con disminución

hacia arriba indicativo arenas con lutita el tamaño del grano es medio y se

encuentra disminuyendo hacia abajo con intercalaciones lutíticas.





(−44 𝑚𝑉) − (−55 𝑚𝑉)

(−28 𝑚𝑉) − (−55 𝑚𝑉)= 0.407

𝑉𝑠ℎ𝑆𝑃= 40.7% 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 𝑑𝑒 2160 𝑚 𝑎 2200 𝑚

CONCLUSIONES.

Este registro permite la evaluación en tiempo real por lo que la perforación se

realiza de manera segura y eficiente.

El cambio de herramientas en estos tipos de registros se puede hacer de forma

segura. Es una herramienta de costo alto. Es una herramienta fundamental ya que

nos describe las capas estratigráficas del subsuelo, facilitando el lugar donde

encontraremos el crudo.


31

2.3 RAYOS GAMA.


Es una medición de la radioactividad natural de las formaciones. En las

formaciones sedimentarias el registro normalmente refleja el contenido de arcilla

de las formaciones porque los elementos radioactivos tienden a concentrarse en

las arcillas y lutitas. Las formaciones limpias generalmente tienen un nivel muy

bajo de radioactividad, a menos que contaminantes radioactivos como cenizas

volcánicas o residuos de granito estén presentes o que las aguas de formación

contengan sales radioactivas disueltas.

El registro de GR puede ser corrido en pozos entubados lo que lo hace muy útil

como una curva de correlación en operaciones de terminación o modificación de

pozo. Con frecuencia se usa para complementar el registro SP y como sustituto

para la curva de SP en pozos perforados con lodo salado, aire o lodos a base de

aceite. En cada caso, es útil para la localización de capas con o sin arcilla y, lo

más importante para la correlación general.

DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN DE ARCILLA.

Utilizando la curva del registro GR, se obtiene de la siguiente manera:

𝑉𝑠ℎ = 𝐼𝐺𝑅 𝑖𝑛𝑑𝑖𝑐𝑎𝑡𝑖𝑣𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒 𝑑𝑒 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑

𝐼𝐺𝑅 =𝐺𝑅𝑙𝑒í𝑑𝑜 − 𝐺𝑅𝑚í𝑛

𝐺𝑅𝑚á𝑥 − 𝐺𝑅𝑚í𝑛

𝐼𝐺𝑅 = í𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒 𝑑𝑒 𝑟𝑎𝑦𝑜𝑠 𝑔𝑎𝑚𝑎

𝐺𝑅𝑙𝑒í𝑑𝑜 = 𝑟𝑎𝑦𝑜𝑠 𝑔𝑎𝑚𝑎 𝑙𝑒í𝑑𝑜 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑎 𝑒𝑣𝑎𝑙𝑢𝑎𝑟

𝐺𝑅𝑚í𝑛 = 𝑟𝑎𝑦𝑜𝑟 𝑔𝑎𝑚𝑎 𝑙𝑒í𝑑𝑜 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑑𝑒 𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎

𝐺𝑅𝑚á𝑥 = 𝑟𝑎𝑦𝑜𝑠 𝑔𝑎𝑚𝑎 𝑙𝑒í𝑑𝑜 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑑𝑒 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎

Pero además se incluyen estas dos fórmulas utilizadas para cuantificar el volumen

de arcilla dependiendo su edad. Las ecuaciones siguientes son las más utilizadas

principalmente.

LARIONOV-CLÁSTICAS TERCIARIO (JÓVENES).

𝑉𝑠ℎ = 0.083[2(3.7∗𝐼𝐺𝑅)−1] 𝑚𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑠𝑐𝑜𝑛𝑠𝑜𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑜

LARIONOV-CLÁSTICAS MESOZOICO (VIEJAS).

𝑉𝑠ℎ = 0.33[2(2∗𝐼𝐺𝑅)−1] 𝑚𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑙 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑜𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑜


32

COMBINABILIDAD.

CALIPER.

BIT SIZE.

RESISTIVO.

DENSIDAD.


2.3.6.1 VENTAJAS.

Definición y correlación de estratos.

Indicador del contenido de lutitas.

Evaluar minerales radiactivos.

Evaluar capas de carbón.

Correlación de pozos entubados.

Posicionamiento de los cañones perforadores.

Detección de trazadores radioactivos.


Dificultad al medir corrientes del orden de 10-13 amperios.

Difícil construcción. Al igual que la cámara de ionización es bastante

ineficaz (1%).





33



comportamiento del GR:


34

En la imagen se representa el Registro GR con las siguientes indicaciones:

Color de la línea Indicativo

Línea base Lutitas 100%

Línea base arenas

En la sección “A” con valor de GR=52.5 API este valor indica zona de arcilla pero

la curva comienza a moverse hacia abajo por lo tanto puede deberse a presencia

de arena en el intervalo, se puede tratar de una zona arenoarcillosa.

𝐺𝑅 = 52.5 𝐴𝑃𝐼 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 𝑐𝑜𝑛 𝑎𝑟𝑒𝑛𝑖𝑠𝑐𝑎

𝑉𝑠ℎ = 𝐼𝐺𝑅



𝐼𝐺𝑅 =52.5 𝐴𝑃𝐼 − 30 𝐴𝑃𝐼

78 𝐴𝑃𝐼 − 30 𝐴𝑃𝐼= 0.468

𝐼𝐺𝑅 = 46.8 % 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 𝑑𝑒 2054 𝑚 𝑎 2098 𝑚

𝐼𝐺𝑅 = 46.8 % 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑠𝑢𝑐𝑖𝑎, 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑖𝑒𝑛𝑒 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑖𝑑𝑒𝑟𝑎𝑏𝑙𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒

Cuantificación del volumen de arcilla por IGR alto con la ecuación de Larionov-Clásticas

Mesozoico:

𝑉𝑠ℎ = 0.33[2(2∗0.468)−1] = 0.315

𝑉𝑠ℎ = 31.5 % 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑖𝑑𝑒𝑟𝑎𝑛𝑑𝑜 𝑚𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑙 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑜𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑜 𝑐𝑜𝑛 𝑎𝑦𝑢𝑑𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑎𝑙𝑖𝑏𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟

En la sección “B” con valor del GR= 65 API la curva comienza a tender hacia la

línea de la arcilla, durante este intervalo predomina la arcilla como en cierta zonas

comienza a bajar y luego tiende a subir indica que aún existe presencia de arena.

𝐺𝑅 = 65 𝐴𝑃𝐼 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 𝑐𝑜𝑛 𝑎𝑟𝑒𝑛𝑖𝑠𝑐𝑎



𝐼𝐺𝑅 =65 𝐴𝑃𝐼 − 30 𝐴𝑃𝐼

74 𝐴𝑃𝐼 − 30 𝐴𝑃𝐼= 0.795

𝐼𝐺𝑅 = 79.5 % 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 𝑑𝑒 2098 𝑚 𝑎 2125 𝑚,



35


Mesozoico:

𝑉𝑠ℎ = 0.33[2(2∗0.795)−1] = 0.496


En la sección “C” con valor del GR= 37.5 API valor indicativo de presencia de materia

orgánica tiende a ser un intervalo de arena seguido de una capa de arcilla durante toda la

zona.

𝐺𝑅 = 37.5 𝐴𝑃𝐼 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 𝑐𝑜𝑛 𝑎𝑟𝑒𝑛𝑖𝑠𝑐𝑎




68 𝐴𝑃𝐼 − 30 𝐴𝑃𝐼= 0.197

𝐼𝐺𝑅 = 19.7 % 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 𝑑𝑒 2125 𝑚 𝑎 2132𝑚


En la sección “D” con valor del GR=60 API este valor indica presencia de arena en el

intervalo pero la presencia de acilla se hace más notable ya que la curva tiende a hacer

ligeros picos hacia la derecha, ya es considerado un valor mayor por lo tanto predomina la

lutita.

𝐺𝑅 = 60 𝐴𝑃𝐼 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 𝑐𝑜𝑛 𝑎𝑟𝑒𝑛𝑖𝑠𝑐𝑎




68 𝐴𝑃𝐼 − 40 𝐴𝑃𝐼= 0.714

𝐼𝐺𝑅 = 71.4 % 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 𝑑𝑒 2132 𝑚 𝑎 2140𝑚

𝐼𝐺𝑅 = 71.4% 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑠𝑢𝑐𝑖𝑎, 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑖𝑒𝑛𝑒 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑖𝑑𝑒𝑟𝑎𝑏𝑙𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒


Mesozoico:

𝑉𝑠ℎ = 0.33[2(2∗0.714)−1] = 0.443



36

En la sección “E” con valor del GR= 41.5 API este valor indica presencia de materia

orgánica, intervalo con una formación arenoarcillosa, con cantidades de lutita en minoría y

con arena en mayor cantidad durante toda la zona por lo tanto es de interés para disparar

en este intervalo.

𝐺𝑅 = 41.5 𝐴𝑃𝐼 𝑎𝑟𝑒𝑛𝑖𝑠𝑐𝑎 𝑐𝑜𝑛 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎




75 𝐴𝑃𝐼 − 22 𝐴𝑃𝐼= 0.367

𝐼𝐺𝑅 = 36.4 % 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 𝑑𝑒 2140 𝑚 𝑎 2148.5 𝑚


En la sección “F” con valor del GR=45 API este valor indica presencia de materia orgánica

en la zona por lo tanto es una zona de interés para disparar, la curva indica presencia de

lutitas en la primera parte y posteriormente comienza disminuir por lo cual comienza la

entrada de arena a la zona predominando la arena en el intervalo.

𝐺𝑅 = 45 𝐴𝑃𝐼 𝑎𝑟𝑒𝑛𝑖𝑠𝑐𝑎 𝑐𝑜𝑛 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎




75 𝐴𝑃𝐼 − 15 𝐴𝑃𝐼= 0.5

𝐼𝐺𝑅 = 50 % 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 𝑑𝑒 2148.5 𝑚 𝑎 2169 𝑚

𝐼𝐺𝑅 = 50 % 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑠𝑢𝑐𝑖𝑎, 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑖𝑒𝑛𝑒 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑖𝑑𝑒𝑟𝑎𝑏𝑙𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒


Mesozoico:

𝑉𝑠ℎ = 0.33[2(2∗0.5)−1] = 0.33

𝑉𝑠ℎ = 33 % 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑖𝑑𝑒𝑟𝑎𝑛𝑑𝑜 𝑚𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑙 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑜𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑜 𝑐𝑜𝑛 𝑎𝑦𝑢𝑑𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑎𝑙𝑖𝑏𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟

En la sección “G” con valor de GR= 52.5 API este valor indica presencia de materia

orgánica sin embargo este valor podría ser confundido con entrada de agua a la

formación, dependiendo de la cantidad de materia orgánica podría ser rentable o no,

presencia de zona arenoarcillosa en todo el intervalo.

𝐺𝑅 = 52.5 𝐴𝑃𝐼 𝑎𝑟𝑒𝑛𝑖𝑠𝑐𝑎 𝑐𝑜𝑛 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎




37


75 𝐴𝑃𝐼 − 30 𝐴𝑃𝐼= 0.5

𝐼𝐺𝑅 = 50 % 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 𝑑𝑒 2169 𝑚 𝑎 2200 𝑚



Mesozoico:

𝑉𝑠ℎ = 0.33[2(2∗0.5)−1] = 0.33

𝑉𝑠ℎ = 33 % 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑖𝑑𝑒𝑟𝑎𝑛𝑑𝑜 𝑚𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑙 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑜𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑜 𝑐𝑜𝑛 𝑎𝑦𝑢𝑑𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑎𝑙𝑖𝑏𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟

En la sección “H” con valor de GR= 32.5 API este valor indica presencia de materia

orgánica y la curva comienza a bajar de manera consecutiva a partir de los 2200 m por lo

tanto hay un cambio de litología, representa posibles arenas y carbonatos ya que

comienza a descender rápidamente la curva.

𝐺𝑅 = 32.5 𝐴𝑃𝐼 𝑐𝑎𝑟𝑏𝑜𝑛𝑎𝑡𝑜𝑠 𝑐𝑜𝑛 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎, 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑙𝑖𝑚𝑝𝑖𝑎




47 𝐴𝑃𝐼 − 20 𝐴𝑃𝐼= 0.462

𝐼𝐺𝑅 = 46.2 % 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 𝑑𝑒 2200 𝑚 𝑎 2212 𝑚



Mesozoico:

𝑉𝑠ℎ = 0.33[2(2∗0.462)−1] = 0.313


En la sección “I” con valor de GR= 17.5 API indicativo de presencia de materia orgánica

en el intervalo, la curva muestra valores muy bajos durante la zona en varios puntos lo

cual se debe a carbonatos en la zona, con baja cantidad de agua en la zona, baja

cantidad de lutita.

𝐺𝑅 = 17.5 𝐴𝑃𝐼 𝑐𝑎𝑟𝑏𝑜𝑛𝑎𝑡𝑜𝑠 𝑐𝑜𝑛 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎, 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑙𝑖𝑚𝑝𝑖𝑎 𝑐𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎𝑠


38




32 𝐴𝑃𝐼 − 5 𝐴𝑃𝐼= 0.46

𝐼𝐺𝑅 = 46 % 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 𝑑𝑒 2212 𝑚 𝑎 2235 𝑚



Mesozoico:

𝑉𝑠ℎ = 0.33[2(2∗0.46)−1] = 0.312


CONCLUSIONES.

Los objetivos del registro Rayos Gama es discriminar entre zonas de interés y

aquellas que no lo son, definir volumen de arcilla en el yacimiento. La mayoría de

las rocas del yacimiento contienen potasio (K), torio (Th) y uranio (U) en muy

pocas cantidades y por lo tanto tienen un nivel bajo de radiación GR. La

herramienta registra los rayos gamma espontáneos emitidos por los tres isótopos.

El nivel de GR se registra en unidades API en escala de 0 – 150 API. Algo que

debemos tener en cuenta es que ciertas arenas “limpias” pueden manifestar altos

valores de GR pero en el caso del registro anterior no es el caso sin embargo

debe tomarse en consideración, algunas areniscas con este resultado pueden ser:

Arenisca arcosica (feldespato).

Arenisca micácea.

Arenisca con minerales pesados, glauconita.


39

2.4 DENSIDAD.


El registro de densidad mide la densidad de la formación y la relaciona con la

porosidad. Una fuente radioactiva emite radiación gama hacia la formación, la cual

interacciona con los electrones de la formación según el efecto Compton, los rayos

se dispersan por el núcleo de la formación de donde se obtiene rayos gama de

Compton, que es una radiación secundaria producida en los átomos de la

formación y se origina porque la formación cede energía a los átomos dejándolos

en estado excitado. Estos rayos se detectan como una medida de la densidad de

la formación.

En las formaciones de baja densidad (alta porosidad) se leen más conteos de

rayos gama. En la medida que la densidad se incrementa (porosidad decrece),

menos conteos de rayos gamma pueden ser detectados.

COMBINABILIDAD.

GR.

NEUTRÓN.

SÓNICO.


2.4.3.1 VENTAJAS.

Identifica minerales en depósitos evaporíticos.

Detecta el gas.

Determina: porosidad, densidad de los hidrocarburos, espesor del enjarre,

contenido de lutita, saturación de fluidos.


Presión máxima a 20000 psi.

Temperatura máxima a 350°F.

No se puede utilizar en agujero entubado.


40



41



comportamiento del registro de Densidad:


42

En la imagen, la curva roja pertenece al registro Densidad y la curva azul

corresponde al registro Neutrón, los dos registros están combinados para indicar

presencia de gas, aceite y agua.

Indicativos para las zonas de interés en el registro.

Zona de Agua

Zona de aceite

Zona de gas

Zona de arcilla

En la sección “A” con una ρ=2.605 gr/cm3 y ϕN=0.1655, la curva muestra intervalos

de interés con hidrocarburos pero de igual manera registra presencia de agua en

la zona.

𝜌 = 2.58 𝑔𝑟 𝑐𝑚3⁄ − 2.68 𝑔𝑟 𝑐𝑚3⁄ 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎𝑠 𝑐𝑜𝑛 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎

En la sección “B” con una ρ= 2.455 gr/cm3 y ϕN=0.144, las curvas indican

presencia de aceite, agua y gas en el intervalo las curvas llegan a salir del rango

pero esto es debido a la presencia de gas.

𝜌 = 2.2 𝑔𝑟 𝑐𝑚3⁄ − 2.68 𝑔𝑟 𝑐𝑚3⁄ 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎𝑠, 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎𝑠, 𝑐𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎𝑠

En la sección “C” con una ρ= 2.60 gr/cm3 y ϕN=0.21, las curvas indican una gran

separación entre ellas la cual indica que en este intervalo no hay presencia de

aceite, agua o gas, solo hay presencia de roca.

𝜌 = 2.2 𝑔𝑟 𝑐𝑚3⁄ − 2.68 𝑔𝑟 𝑐𝑚3⁄ 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎𝑠 𝑦 𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎𝑠

En la sección “D” con una ρ= 2.63 gr/cm3 y ϕN=0.12, las curvas indican presencia

de agua en la zona solamente por lo tanto es descartada para disparar este

intervalo.

𝜌 = 2.58 𝑔𝑟 𝑐𝑚3⁄ − 2.68 𝑔𝑟 𝑐𝑚3⁄ 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎𝑠 𝑐𝑜𝑛 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎

En la sección “E” con una ρ= 2.63 gr/cm3 y ϕN= 0.21, las curvas indican gran

separación entre ellas por lo tanto este intervalo contiene solo roca, no es

necesario disparar a pesar de que indica una buena porosidad.

𝜌 = 2.58 𝑔𝑟 𝑐𝑚3⁄ − 2.65 𝑔𝑟 𝑐𝑚3⁄ 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎 𝑦 𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎


43

En la sección “F” con una ρ= 2.53 gr/cm3 y ϕN= 0.150, ϕN= 0.15 en la parte superior

del intervalo posteriormente cambia ϕN= 0.09 en la parte inferior del intervalo

manteniéndose en este valor con estos cambios llega a mostrarse en promedio

ϕN= 0.12 todo esto puede deberse al cambio litológico que se presenta a partir de

este intervalo. Las curvas muestran la presencia de aceite, agua y gas durante

todo el intervalo por lo tanto es una buena zona de interés para disparar.

𝜌 = 2.38 𝑔𝑟 𝑐𝑚3⁄ 𝑦 𝑟𝑒𝑏𝑎𝑠𝑎 𝑙𝑜𝑠 2.68 𝑔𝑟 𝑐𝑚3⁄ 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎, 𝑑𝑜𝑙𝑜𝑚𝑖𝑎 𝑦 𝑐𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎


44

GRÁFICA DE RESULTADOS ENTRE LOS REGISTROS

NEUTRÓN-DENSIDAD MOSTRADOS ANTERIORMENTE.

SECCIÓN DEL REGISTRO

DENSIDAD (gr/cm3) POROSIDAD NEUTRÓN (%)

A 2.605 16.55

B 2.455 14.4

C 2.60 21

D 2.63 12

E 2.63 21

F 2.53 15

F´ 2.53 9

F´´ 2.53 12


45

De acuerdo a los resultados obtenidos de la gráfica anterior:

SECCIÓN “A” en este intervalo se presenta una formación compuesta por caliza y

dolomía por lo tanto indica presencia de hidrocarburo con una porosidad entre el

7-9 %, por lo tanto es considerada de interés pero tomando en cuenta que hay

contenido de agua.

SECCIÓN “B” en este intervalo se presenta caliza con arena en la formación por lo

tanto se considera zona de interés para disparar, la porosidad va de 13-14%, zona

con agua y también con gas.

SECCIÓN “C” en este intervalo la formación contiene dolomía, caliza y presencia

de arcilla que tiene una porosidad de 7-13% no es considerada de interés ya que

las curvas de los registros muestran que esta zona se encuentra formada por solo

rocas.

SECCIÓN “D” en este intervalo se indica que la formación contiene en porcentajes

muy similares caliza y dolomía con una porosidad del 5%, solo hay presencia de

agua.

SECCIÓN “E” en este intervalo la formación está compuesta por dolomía con

arcilla en la zona y una porosidad del 13%, se confirma la presencia de solo

material rocoso.

SECCIÓN “F” el tipo de formación es de caliza con dolomía con bajo contenido de

arcilla, con una porosidad del 7-10%, presencia de gas, aceite y agua, zona

importante para disparar.

SECCIÓN “F´” la formación corresponde a la misma que la anterior solo que en

esta se pueden apreciar cambios de porosidad debido al cambio litológico caliza

con arena, porosidad del 7-9% se ve afecto por la presencia de gas.

SECCIÓN “F´´” se indica que corresponde a una caliza con una porosidad que va

5-10% pero estos cambios se deben a que en todo el intervalo hay ciertas zonas

que contienen gas por lo tanto las curvas comienzan a mostrar valores que salen

de los rangos determinados.

CONCLUSIONES.

El registro aplicado en la perforación son servicios de importancia para la

prospección petrolera en diferentes etapas de la vida de un pozo, por lo tanto las

aplicaciones de los registros no solo en la etapa de perforación dado que también

auxilian en la etapa de terminación, reparación y producción.


46

2.5 AIT (ARRAY INDUCTION IMAGER).


Registros de arreglo de imágenes de inducción, es un sistema construido de

arreglos independientes de bobinas cuyos espaciamientos varían desde unas

cuentas pulgadas hasta varios pies. Actualmente la profundidad de investigación

de esta herramienta varía de 10 a 90 in.

Virtualmente, se elimina el efecto de cavidades, capas vecinas y el efecto Skin. El

efecto de cavidad se produce cuando una herramienta de inducción encuentra una

zona deslavada o caverna en el agujero con un alto contraste de la resistividad de

formación a la resistividad del lodo.

La herramienta AIT usa varios arreglos de bobinas, cuyos espaciamientos varían,

para producir mediciones que virtualmente están libres del efecto de cavidad y que

además proporciona valores de Rt que no requieren de efectos del perfil de

invasión. Este registro es una combinación de las mediciones del sistema, y se

puede interpretar como un registro de inducción con correcciones ambientales

efectuadas.

Es una herramienta de múltiples arreglos: sonda, cartucho electrónico, telemetría.

La sonda tiene 2 sensores (señales), realizando 28 mediciones de conductividad.

Adquiere 28 mediciones de inducción diferentes en intervalos de 3 pulgadas.


47

Genera imágenes profundas de la resistividad de la formación en 2 dimensiones,

mostrando las capas y los efectos de invasión.

Cinco curvas sobre el registro con profundidades medias de investigación

C10”=Ri, C20”=Ri, C30”, C60” Y C90” que es la esencial, las respuestas de las

lecturas son constantes, vertical y radialmente, en un amplio rango de

conductividades de formación.

A continuación se muestra las profundidades de investigación de la herramienta

AIT.

A continuación se muestra la gráfica que representa el radio de investigación y las

curvas que corresponden a que parámetro es obtenido dependiendo su

profundidad.


48

COMBINABILIDAD.

El AIT es la primera herramienta de inducción que se opera en forma combinada

con diversas herramientas:

GR.

DSI

IPL.

LDT

DIT-E

NGT

DLT-E

La configuración y construcción de la herramienta AIT permite combinar y operar

en forma simultánea, colocándose arriba o debajo del grupo de las herramientas.


2.5.3.1 VENTAJAS.

Las señales de la herramienta penetran a través de zonas irregulares e

invasión alrededor del pozo para describir la zona virgen.

Puede funcionar para cualquier tipo de fluido incluyendo lodos sabe aceite o

altamente conductivos.

Se pueden observar las imágenes de invasión y saturación que nunca

habían sido vistas.

Cuenta con cinco profundidades de investigación que permiten una

detallada descripción de la formación por los diferentes radios de

investigación.


El uso de la herramienta no es adecuado en condiciones de alta presión y

temperatura. Por razones de diseño no es posible utilizar la herramienta en

rangos de temperatura mayores a 350° F, y presión mayor de 20000 psi.

Debido a que el diámetro de la herramienta es de 9.9 cm es necesario

contar con un pozo adecuado para su utilización sin que se tengan

problemas de operación por lo cual es recomendable su utilización en

pozos de 12 a 50 cm.


49

PRESENTACIÓN DEL REGISTRO.

El registro AIT consta de cinco curvas, cada una enfocada a diferente profundidad

dentro de la formación y concordando cada una en resolución vertical.


50


La siguiente imagen nos muestra un ejemplo del registro resistivo AIT:


51

En la sección “A”

𝑅𝑥𝑜 = 4 − 4.5𝑜𝑚ℎ

𝑚 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑙𝑎𝑣𝑎𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛

𝑅𝑖 = 3.5 − 4.5𝑜𝑚ℎ

𝑚𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑖𝑛𝑣𝑎𝑑𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛

𝑅𝑡 = 4 − 4.5𝑜𝑚ℎ

𝑚 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑣𝑒𝑟𝑑𝑎𝑑𝑒𝑟𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛

𝑅𝑥𝑜 > 𝑅𝑖 ≤ 𝑅𝑡 𝑖𝑛𝑣𝑎𝑠𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑢𝑛𝑎 𝑐𝑎𝑝𝑎 𝑝𝑒𝑟𝑚𝑒𝑎𝑏𝑙𝑒 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑓𝑖𝑙𝑡𝑟𝑎𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑜𝑑𝑜

Resistividades bajas por lo tanto corresponde a presencia de arcillas y de arenas

de agua o húmedas, posible presencia de agua en la zona.

En la sección “B”

𝑅𝑥𝑜 = 4 − 20 𝑜𝑚ℎ


𝑅𝑖 = 3.8 − 20 𝑜𝑚ℎ


𝑅𝑡 = 4 − 20𝑜𝑚ℎ


𝑅𝑡 < 𝑅𝑖 < 𝑅𝑥𝑜 𝑖𝑛𝑣𝑎𝑠𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 ℎ𝑖𝑑𝑟𝑜𝑐𝑎𝑟𝑏𝑢𝑟𝑜

Resistividades bajas indican presencia de arcilla y arenas de agua o húmedas en

la zona sin embargo se aprecian cambios bruscos de resistividades muy altos los

cuales nos indican presencia de arenas petrolíferas en la zona por lo tanto es de

interés este intervalo.

En la sección “C”

𝑅𝑥𝑜 = 4.3 𝑜𝑚ℎ


𝑅𝑖 = 3.8 − 4 𝑜𝑚ℎ


𝑅𝑡 = 3.7 − 4𝑜𝑚ℎ


Los valores de resistividades indican valores bajos que se interpretan que la

formación está compuesta por arcilla y arenas de agua o húmedas, sin cantidad

de agua presente.


52

En la sección “D”

𝑅𝑥𝑜 = 2 − 20 𝑜𝑚ℎ


𝑅𝑖 = 2 − 18.5 𝑜𝑚ℎ


𝑅𝑡 = 2 − 17 𝑜𝑚ℎ


𝑅𝑡 < 𝑅𝑖 < 𝑅𝑥𝑜 𝑖𝑛𝑣𝑎𝑠𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 ℎ𝑖𝑑𝑟𝑜𝑐𝑎𝑟𝑏𝑢𝑟𝑜

Las resistividades que van cambiando durante el intervalo indican que nos

encontramos en una zona donde hay contenido de arcilla, arenas de agua o

húmedas, agua y arenas petrolíferas.

En la sección “E”

𝑅𝑥𝑜 = 3 − 4 𝑜𝑚ℎ


𝑅𝑖 = 3 − 4 𝑜𝑚ℎ


𝑅𝑡 = 3 − 4.8 𝑜𝑚ℎ


Las resistividades indican presencia de arcilla y de arenas de agua o húmedas en

el intervalo, no es de interés.

En la sección “F”

𝑅𝑥𝑜 = 3 − 19.8 𝑜𝑚ℎ


𝑅𝑖 = 2.2 − 16 𝑜𝑚ℎ


𝑅𝑡 = 2.8 − 17 𝑜𝑚ℎ


𝑅𝑖 ≤ 𝑅𝑡 < 𝑅𝑥𝑜 𝑖𝑛𝑣𝑎𝑠𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 ℎ𝑖𝑑𝑟𝑜𝑐𝑎𝑟𝑏𝑢𝑟𝑜

Las resistividades muestran contenido de agua en el intervalo así como también

arcilla, arenas de agua o húmedas y petrolíferas, es una zona de interés para

disparar.


53

En la sección “G”

𝑅𝑥𝑜 = 2 − 20 𝑜𝑚ℎ


𝑅𝑖 = 3 − 20 𝑜𝑚ℎ


𝑅𝑡 = 3 − 19 𝑜𝑚ℎ


𝑅𝑖 ≤ 𝑅𝑡 < 𝑅𝑥𝑜 𝑖𝑛𝑣𝑎𝑠𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 ℎ𝑖𝑑𝑟𝑜𝑐𝑎𝑟𝑏𝑢𝑟𝑜

Las resistividades obtenidas se interpretan como una formación de arcilla, arenas

con agua o húmedas, agua y arenas petrolíferas, zona de interés para disparar.

CONCLUSIONES.

AIT es una herramienta de inducción de gran avance tecnológico, su resolución

radial y vertical son esenciales para ver imágenes de invasión y saturación.

La herramienta AIT funciona con cualquier tipo de fluido, incluyendo lodo en base

aceite, lo que representa una fuerte ventaja en comparación de otras herramientas

similares.

Su distribución posicional de las bobinas a 5 profundidades diferentes, permite

identificar heterogeneidades en el subsuelo, por lo tanto la caracterización del

yacimiento se hace más fácil.

Su limitante principal es que si se efectuada en agujero descubierto tiene

involucrada efectos del pozo en los que hay que aplicar ciertas correcciones en la

lectura, y que el lodo salino representa algunos problemas en las mediciones.


54

3 CAPÍTULO. IDENTIFICACIÓN DE LAS ZONAS DE INTERÉS DEL POZO

CON AYUDA DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS.


55


56


57


58


59


60

3.1 INTERVALOS DE INTÉRES DEL YACIMIENTO.

INTERVALO “A”.

𝑃𝑟𝑜𝑓𝑢𝑛𝑑𝑖𝑑𝑎𝑑 = 980 𝑚 𝑎 995 𝑚

𝑅𝑒𝑔𝑖𝑠𝑡𝑟𝑜 𝑅𝑎𝑦𝑜𝑠 𝐺𝑎𝑚𝑎 = 30 𝐴𝑃𝐼 − 38 𝐴𝑃𝐼

𝐶𝑎𝑙𝑖𝑝𝑒𝑟 = 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑é𝑏𝑖𝑙 𝑞𝑢𝑒 𝑠𝑒 𝑑𝑒𝑟𝑟𝑢𝑚𝑏𝑎, 𝑠𝑜𝑙𝑢𝑏𝑙𝑒 𝑐𝑜𝑛 𝑒𝑙 𝑙𝑜𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑒𝑟𝑓𝑜𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛

𝑅𝑒𝑔𝑖𝑠𝑡𝑟𝑜 𝐴𝐼𝑇 = 8 𝑜ℎ𝑚 ∗ 𝑚 − 10 𝑜ℎ𝑚 ∗ 𝑚 = 𝑅𝑥𝑜 < 𝑅𝑖 < 𝑅𝑡

𝑆𝑤 = 70% − 50% 𝑝𝑜𝑟 𝑙𝑜 𝑡𝑎𝑛𝑡𝑜 ℎ𝑎𝑦 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑒𝑛𝑖𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡𝑒 𝑑𝑒𝑙 30% − 50%

𝑃𝑜𝑟𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑒𝑓𝑒𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 = 10 % − 12%

𝑅𝑒𝑔𝑖𝑠𝑡𝑟𝑜 𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 = 2.38 𝑔𝑟/𝑐𝑚3

𝑅𝑒𝑔𝑖𝑠𝑡𝑟𝑜 𝑁𝑒𝑢𝑡𝑟ó𝑛 (𝑃𝐻𝐼) = 0.09 = 9%

𝑃𝑒𝑟𝑚𝑒𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 = 0.1 − 0.5 𝑚𝐷


61

El tipo de formación en este intervalo corresponde a arenoarcillosa con contenido de aceite y

agua.

INTERVALO “B”.

𝑃𝑟𝑜𝑓𝑢𝑛𝑑𝑖𝑑𝑎𝑑 = 1085𝑚 𝑎 1088 𝑚

𝑅𝑒𝑔𝑖𝑠𝑡𝑟𝑜 𝑅𝑎𝑦𝑜𝑠 𝐺𝑎𝑚𝑎 = 22 𝐴𝑃𝐼

𝐶𝑎𝑙𝑖𝑝𝑒𝑟 = 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑏𝑖𝑒𝑛 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑜𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑎


𝑆𝑤 = 40% 𝑝𝑜𝑟 𝑙𝑜 𝑡𝑎𝑛𝑡𝑜 ℎ𝑎𝑦 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑒𝑛𝑖𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡𝑒 𝑑𝑒𝑙 60%

𝑃𝑜𝑟𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑒𝑓𝑒𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 = 13%



𝑃𝑒𝑟𝑚𝑒𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 = 0.1 − 1 𝑚𝐷


agua.

INTERVALO “C”.


𝑅𝑒𝑔𝑖𝑠𝑡𝑟𝑜 𝑅𝑎𝑦𝑜𝑠 𝐺𝑎𝑚𝑎 = 20 − 60 𝐴𝑃𝐼



𝑆𝑤 = 50 − 80 % 𝑝𝑜𝑟 𝑙𝑜 𝑡𝑎𝑛𝑡𝑜 ℎ𝑎𝑦 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑒𝑛𝑖𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡𝑒 𝑑𝑒𝑙 50 − 20%

𝑃𝑜𝑟𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑒𝑓𝑒𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 = 5 − 13%

𝑅𝑒𝑔𝑖𝑠𝑡𝑟𝑜 𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 = 2.48 − 2.58 𝑔𝑟/𝑐𝑚3

𝑅𝑒𝑔𝑖𝑠𝑡𝑟𝑜 𝑁𝑒𝑢𝑡𝑟ó𝑛 (𝑃𝐻𝐼) = 0.18 − 0.24 = 18 − 24%



agua.


62

INTERVALO “D”.





𝑆𝑤 = 50 − 80 % 𝑝𝑜𝑟 𝑙𝑜 𝑡𝑎𝑛𝑡𝑜 ℎ𝑎𝑦 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑒𝑛𝑖𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡𝑒 𝑑𝑒𝑙 50 − 20 %

𝑃𝑜𝑟𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑒𝑓𝑒𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 = 5 − 10 %


𝑅𝑒𝑔𝑖𝑠𝑡𝑟𝑜 𝑁𝑒𝑢𝑡𝑟ó𝑛 (𝑃𝐻𝐼) = 0.18 − 0.24 = 18 − 24 %



agua.

INTERVALO “E”.








𝑅𝑒𝑔𝑖𝑠𝑡𝑟𝑜 𝑁𝑒𝑢𝑡𝑟ó𝑛 (𝑃𝐻𝐼) = 0.18 = 18 %



agua.

INTERVALO “F”. PROPUESTA DEL PRIMER DISPARO.





63






𝑃𝑒𝑟𝑚𝑒𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 = 0.1 − 2 𝑚𝐷 𝑚𝑢𝑦 𝑏𝑢𝑒𝑛𝑎 𝑝𝑒𝑟𝑚𝑒𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑

El tipo de formación en este intervalo corresponde a arenoarcillosa predominando la arenisca, con

aceite y agua.

INTERVALO “G”.



𝐶𝑎𝑙𝑖𝑝𝑒𝑟 = 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑏𝑖𝑒𝑛 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑜𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑎 𝑦 𝑝𝑜𝑠𝑖𝑏𝑙𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑛𝑜 𝑝𝑒𝑟𝑚𝑒𝑎𝑏𝑙𝑒



𝑃𝑜𝑟𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑒𝑓𝑒𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 = 5 − 9.5 %

𝑅𝑒𝑔𝑖𝑠𝑡𝑟𝑜 𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 = 2. .58 𝑔𝑟/𝑐𝑚3


𝑃𝑒𝑟𝑚𝑒𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 = 0.1𝑚𝐷 𝑛𝑜 𝑒𝑠 𝑚𝑢𝑦 𝑏𝑢𝑒𝑛𝑎 𝑝𝑒𝑟𝑚𝑒𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑

El tipo de formación en este intervalo corresponde a arenoarcillosa predominando la arenisca con

aceite y agua.

INTERVALO “H”. PROPUESTA DEL SEGUNDO DISPARO.





𝑆𝑤 = 22 − 80 % 𝑝𝑜𝑟 𝑙𝑜 𝑡𝑎𝑛𝑡𝑜 ℎ𝑎𝑦 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑒𝑛𝑖𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡𝑒 𝑦 𝑔𝑎𝑠 𝑑𝑒𝑙 78 − 20 %



64

𝑅𝑒𝑔𝑖𝑠𝑡𝑟𝑜 𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 = 2.20 − 2.68𝑔𝑟

𝑐𝑚3 𝑣𝑎𝑙𝑜𝑟𝑒𝑠 𝑏𝑎𝑗𝑜𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑔𝑎𝑠


𝑃𝑒𝑟𝑚𝑒𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 = 0.1 − 8 𝑚𝐷 𝑚𝑢𝑦 𝑏𝑢𝑒𝑛𝑎 𝑝𝑒𝑟𝑚𝑒𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑝𝑜𝑟 𝑙𝑎 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑔𝑎𝑠


aceite, gas y agua.

INTERVALO “I”.


𝑅𝑒𝑔𝑖𝑠𝑡𝑟𝑜 𝑅𝑎𝑦𝑜𝑠 𝐺𝑎𝑚𝑎 = 30 𝐴𝑃𝐼


𝑅𝑒𝑔𝑖𝑠𝑡𝑟𝑜 𝐴𝐼𝑇 = 10 𝑜ℎ𝑚 ∗ 𝑚 − 13.5 𝑜ℎ𝑚 ∗ 𝑚 = 𝑅𝑥𝑜 < 𝑅𝑖 < 𝑅𝑡


𝑃𝑜𝑟𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑒𝑓𝑒𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 = 10 %

𝑅𝑒𝑔𝑖𝑠𝑡𝑟𝑜 𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 = 2.48 − 2. .52 𝑔𝑟/𝑐𝑚3

𝑅𝑒𝑔𝑖𝑠𝑡𝑟𝑜 𝑁𝑒𝑢𝑡𝑟ó𝑛 (𝑃𝐻𝐼) = 0.195 = 19.5 %



aceite y agua.

INTERVALO “J”. PROPUESTA DEL TERCER DISPARO.

𝑃𝑟𝑜𝑓𝑢𝑛𝑑𝑖𝑑𝑎𝑑 = 2125 𝑚 𝑎 2190𝑚








𝑃𝑒𝑟𝑚𝑒𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 = 0.1 − 1 𝑚𝐷 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑑𝑒 𝑚𝑢𝑦 𝑏𝑢𝑒𝑛𝑎 𝑝𝑒𝑟𝑚𝑒𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑


65

El tipo de formación en este intervalo corresponde a arenoarcillosa predominando la arenisca en

la formación con aceite y agua.

INTERVALO “K”. PROPUESTA DEL CUARTO DISPARO.





𝑆𝑤 = 10 − 70 % 𝑝𝑜𝑟 𝑙𝑜 𝑡𝑎𝑛𝑡𝑜 ℎ𝑎𝑦 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑒𝑛𝑖𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡𝑒 𝑦 𝑔𝑎𝑠 𝑑𝑒𝑙 90 − 30 %




𝑃𝑒𝑟𝑚𝑒𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 = 0.1 − 4 𝑚𝐷 𝑟𝑒𝑝𝑟𝑒𝑠𝑒𝑛𝑡𝑎 𝑚𝑢𝑦 𝑏𝑢𝑒𝑛𝑎 𝑝𝑒𝑟𝑚𝑒𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑

El tipo de formación en este intervalo cambia debido a una discordancia con contenido de brecha

conglomeratica y lutita con aceite, gas y agua.

INTERVALO “L”. PROPUESTA DEL QUINTO DISPARO.

𝑃𝑟𝑜𝑓𝑢𝑛𝑑𝑖𝑑𝑎𝑑 = 2274 𝑚 𝑎 2335𝑚








𝑃𝑒𝑟𝑚𝑒𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 = 0.1 − 4 𝑚𝐷 𝑚𝑢𝑦 𝑏𝑢𝑒𝑛𝑎 𝑝𝑒𝑟𝑚𝑒𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑

El tipo de formación en este intervalo corresponde a una brecha conglomeratica con lutita, hay

presencia de aceite y agua.


66

INTERVALO “M”.









𝑃𝑒𝑟𝑚𝑒𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 = 0.1 − 0.4 𝑚𝐷 𝑛𝑜 𝑚𝑢𝑒𝑠𝑡𝑟𝑎 𝑠𝑒𝑟 𝑚𝑢𝑦 𝑏𝑢𝑒𝑛𝑎 𝑝𝑒𝑟𝑚𝑒𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑

El tipo de formación en este intervalo es brecha conglomeratica y lutita, con aceite y agua.


67

4 CAPÍTULO. DETERMINACIÓN DE LA VENTANA OPERATIVA CON AYUDA

DE REGISTROS GEOFISICOS.

El conocimiento de las presiones de sobrecarga, poro y de fractura de las

formaciones a perforar es fundamental para una óptima planeación en la

perforación del pozo. Por lo tanto, es indispensable entender primeramente los

principios físicos que originan estas presiones y después predecirlas con la mayor

exactitud posible.

El desconocimiento o mala predicción de estas presiones ocasionan los siguientes

problemas:

Asentamientos inadecuados de las tuberías de revestimiento.

Pegaduras de tuberías por presión diferencial.

Perdidas de circulación.

Perdida de objetivo.

Brotes.

4.1 GRADIENTE DE PRESIÓN DE PORO.

El cambio de la presión de poro por unidad de profundidad, expresado

normalmente en unidades de psi/pie o kPa/m. La presión se incrementa en forma

predecible con la profundidad, en las áreas de presión normal. El gradiente de

presión hidrostática normal para el agua dulce es de 0,433 psi/pie, o 9,792 kPa/m,

y de 0,465 psi/pie para el agua con 100 000 ppm de sólidos disueltos totales. Las

desviaciones respecto de la presión normal se describen como presión alta o baja.

4.2 GRADIENTE DE PRESIÓN DE FRACTURA.

Se define como la presión a la cual ocurre la ruptura de una formación. Una

predicción exacta del gradiente de fractura es esencial para optimizar el diseño del

pozo. En la etapa de la planeación del pozo, puede estimarse a partir de los datos

de los pozos de referencia.

4.3 GRADIENTE DE PRESIÓN DE SOBRECARGA.

La Presión de Sobrecarga se define como la presión ejercida por el peso total de

las formaciones sobrepuestas por arriba del punto de interés ·

Es una función de:

La densidad total de las rocas.

La porosidad.

Los fluidos congénitos.

También puede definirse como la presión hidrostática ejercida por todos los

materiales sobrepuestos a la profundidad de interés.


68

4.4 VENTANA OPERATIVA DEL POZO CON MÁRGENES DE CONTROL EN

LA PRESIÓN DE PORO Y PRESIÓN DE FRACTURA.

Se determinan los gradientes de presión de fractura y sobrecarga para

posteriormente asentar las tuberías de revestimiento.

La ventana operativa se obtiene por medio de los registros que se muestran en el

capítulo anterior y los datos fueron graficados en el programa de MATLAB. Son

necesario los registros de Densidad, Sónico y Resistivo.

La grafica anterior muestra los mismos gradientes de poro y fractura pero tomando

en cuenta los márgenes de control que es de 0.03gr/cm3 por delante de la de poro

y por detrás de la de fractura, todo esto es necesario para tomar en cuenta un

brote o un posible colapso. Posteriormente se asentaron las TR´s.

Pp

Pf

P

R

O

F

U

N

D

I

D

A

D

(m)

GRADIENTES DE PRESIÓN (gr/cmᶾ)

Pfme

Ppme


69

5 CAPÍTULO. DISEÑO DEL ASENTAMIENTO DE TR´S.

La ventana operativa reporta el asentamiento de 3 tuberías de revestimiento a lo

largo de toda la profundidad el pozo.

En la tercera TR´s primer disparo dentro de este rango a los 1767m-1800m.

En la tercera TR´s segundo disparo dentro de este rango a los 1925m-

1967m.

En la tercera TR´s tercer disparo dentro de este rango a los 2125m-2190m.

En la tercera TR´s cuarto disparo dentro de este rango a los 2200m-2240m.

En la tercera TR´s último disparo dentro de este rango a los 2274m-2335m.

Por lo tanto la tercera TR deberá ser de explotación ya que en este intervalo de

profundidad donde fue asentada son los intervalos productores.


70

5.1 ESTADO MECÁNICO DEL POZO.


71

6 CONCLUSIONES.

En la elaboración de este trabajo se consideró el Principio de Medición de cada

herramienta que se usa en la elaboración de la ventana operativa, así como las

aplicaciones de las herramientas y la interpretación de cada uno de los registros.

Los registros que se aplican en la perforación son servicios de importancia para la

prospección petrolera en las diferentes etapas de vida de un pozo, por lo que sus

aplicaciones se vinculan en terminación, reparación y producción.

Entre más información se obtenga de los pozos a perforar, mejor será los

resultados a la hora de crear la ventana operativa, ya que la mala interpretación de

datos pueden significar pérdidas a la formación, ambiente y económicas.

7 RECOMENDACIONES.

Se recomienda la combinación de varias herramientas para la optimización de los

resultados y la toma de decisiones.

Se sugiere tener los conocimientos previos de cada uno de los registros geofísicos

para una mejor comprensión de los resultados y el análisis correspondiente.

Se deben tomar en cuenta los costos que implica el uso de cada una de las

herramientas a utilizar.

8 BIBLIOGRAFÍA.

http://www.pemex.com/

http://www.imp.mx/

http://www.slb.com/

http://www.gob.mx/sener

http://www.pemex.com/

http://www.imp.mx/

http://www.slb.com/

http://www.gob.mx/sener

“perforaciÓn, terminaciÓn y reparaciÓn de ......la perforación direccional es la técnica para...

Documents