aplicaciones geologicas de los registros nucleares de …

UNIVERSIDAD NACIONAL AUTONOMA

DE MEXICO

FACULTAD DE INGENIERIA

APLICACIONES GEOLOGICAS DE LOS

REGISTROS NUCLEARES DE POZOS.

T E Ss I S

QUE PARA OBTENER EL TITULO DE

INGENIERO GEOLOGO

Po oR E€ S E N T A

JUAN LUIS HERNANDEZ VILLEDA

DIRECTOR: ING. RICARDO CASTREJON PINEDA

DIRECTOR ADJUNTO: ING. HONORIO RAMIREZ JIMENEZ

ON \

MEXICO, D. E. WY 2000

Y

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VNIVER(DAD NACIONAL AVENMA DE MEXICO

FACULTAD DE INGENIERIA DIRECCION 60-1-082

SR. JUAN LUIS HERNANDEZ VILLEDA

Presente

En atencion a su solicitud, me es grato hacer de su conocimiento el tema que propuso el profesor

Ing. Héctor Ricardo Castrején Pineda y que aprobé esta Direccién para que lo desarrolle usted

como tesis de su examen profesional de Ingeniero Gedlogo :

APLICACIONES GEOLOGICAS DE LOS REGISTROS NUCLEARES DE POZOS

$ <<

2 HH" INTRODUCCION

TEORIA DE LOS REGISTROS NUCLEARES

PRINCIPIOS DE MEDICION DE LAS HERRAMIENTAS

NUCLEARES

PARAMETROS OBTENIDOS Y PRESENTACION DE LOS

REGISTROS NUCLEARES

LIMITANTES

APLICACIONES GEOLOGICAS DE LOS REGISTROS

NUCLEARES

CONCLUSIONES

BIBLIOGRAFIA

ILUSTRACIONES

Ruego a usted cumplir con la disposicion de Ja Direccién General de la Administracién Escolar en

el sentido de que se imprima en lugar visible de cada ejemplar de la tesis el titulo de ésta.

Asimismo le recuerdo que la Ley de Profesiones estipula que se deberd prestar servicio social

durante un tiempo minimo de seis meses como requisito para sustentar examen profesional.

Atentamente

“POR MI RAZA HABLARA EL ESPIRITU”

Ciudad UnivefSitaria, a 2 de diciembre de 1997

EL DIRECTOR

IMCS*REER* gig

APLICACIONES GEOLOGICAS

DE LOS REGISTROS

NUCLEARES DE POZOS

A mis padres y hermanos por todo el apoyo, carifio y

comprensién incondicional que me han dado a lo largo de mi

vida.

A todos mis profesores y amigos que me brindaron su tiempo

y paciencia para elaborar esta tesis.

Al IMP por todo el apoyo que se me brindo para realizar esta

tesis.

A la universidad Nacional Auténoma de México por haberme

permitido estudiar en sus aulas y terminar una carrera.

Y sobre todo a Jehovd Dios por darnos el don de Ia Vida y

permitirnos continuar hasta ahora.

Aplicaciones Geoldgicas de los Registros Nucleares de Pozos

INDICE

RESUMEN oooocccccccccccccsseccececeeceececeteescescussesteeerenseresteneenenee 1

T. INTRODUCCION oiiiccccccccccccsscscsssssssssesessssceessssssesseceeceeeeeeneseenennanannnse 2

TY OBJETIVOS wince ccscsccsssessesecscccsecsueceaenseeseaceseeseeeeeseesaeseagenrecirnrennenaes 3

1.2 PROPIEDADES FISICAS .......ceceeeccseeeeetssteeee ee ceeeessnsnsnensssnsanas 3

L.2.1 POROSIDAD ooceeeccccsssssssssssccsssssssttstersteesetecsssssensesssnenssssnane 3

1.2.2 SATURACION DE FLUIDOS oo... ceceessesstssnssssceseeeeeee 5

1.2.3 PERMEABILIDAD ose sssesssssesescessessssssscsseseveescarssseesennennen 6

lil. TEOR{A DE LOS REGISTROS NUCLEARES

IE. TEORSA ATOMICA oecscsssccscsssccsssssesesccnnnensesssecessssmecssessnsinnsmeasensee 8

TL.2 RAYOS GAMMA. cecsssscssssscsssscsssssssssnscnsanseccsesseeessnssnsnusansessseceensseneeees 1

11.2.1 FUENTES DE RAYOS GAMMA. cecsssscsssssssssseeseerenneees 13

1.2.2 DETECTORES DE RAYOS GAMMA. ......ssseecscecsssssereeee 14

TL.3 NEUTRONES oscssssssssssssssssssssccccsccassssssssnsnenseceeecescessnssnsnnensssnenmnsnensess 17

11.3.1 FUENTES DE NEUTRONES | eseesesssssesecesssssssieeserssrentsessens 20

11.3.2 DETECTORES DE NEUTRONES .n..esssssssseessssescssersseseees 22

Ill. PRINCIPIOS DE MEDICION DE LAS HERRAMIENTAS

NUCLEARES

III.1 HERRAMIENTAS DE RAYOS GAMMA NATURALES ........... 24

IIL.2 HERRAMIENTAS DE DENSIDAD o...eeeeene ie eteeseeseseeeesteneeneneanees 28

II.3 HERRAMIENTAS DE NEUTRONES | o...esceeeceereesesstesteereseeetenennes 31

Indice


IV. PARAMETROS OBTENIDOS Y PRESENTACION DE LOS REGISTROS NUCLEARES

IV.1 HERRAMIENTAS DE RAYOS GAMMA NATURALES. ........... 42

IV.2 HERRAMIENTAS DE DENSIDAD ucts ceceeetereereesesteesnsees 44

IV.3 HERRAMIENTAS DE NEUTRONES n..ccccccecceeseeereeeeteenenenrenesens 46

Vv. _LEMITANTES (Especificaciones, Condiciones de Operacién y

Efectos Ambientales)

V.1 HERRAMIENTAS DE RAYOS GAMMA NATURALES. .......0.045 53

V.2 HERRAMIENTAS DE DENSIDAD a... sescccecestsseetesnenseeeeteceteneennenens 59

V.3 HERRAMIENTAS DE NEUTRONES on. ecccceeceeteceeeeteeeere ness esennens 64

VI. APLICACIONES GEOLOGICAS DE LOS REGISTROS

NUCLEARES

V1.1 REGISTRO DE RAYOS GAMMA NATURALES _ ee eecceeeeeeees 75

V1.2 REGISTRO DE ESPECTROSCOPIA DE RAYOS GAMMA

V1.3 REGISTRO COMBINADO DE LITODENSIDAD, NEUTRON COMPENSADO Y ESPECTROSCOPIA DE RAYOS GAMA

VL4 REGISTRO DE POROSIDAD Y LITOLOGIA

INTEGRADA ooo cic ccc cescccccccceesescenneceenssceeeeesrentneecsanetessssacsusanesenenanes 91

VLS5 REGISTRO DE TIEMPO DE DECAIMIENTO

TERMAL oo... cececesccceesssscccecessseecctecaesesneraceaeecereeseseneeesseaseseesaeeaeeees 95

V1.6 REGISTRO DE SATURACION EN YACIMIENTOS. 0.000000 101

VIE. CONCLUSIONES occcccccccccccscccssscscsssvsssssssssssssessictssissnsssecsessesnssseseeninssneee 107

BIBLIOGRAFIA. ccccsssssscscccsscccsssscsesssvsescessssssssseusesnsnesssssecsusvsnnnneecestnnnnsees 110

indice

ii


RESUMEN

Mediante los registros geofisicos de pozos es posible medir directamente algunas propiedades fisicas de las formaciones, como son la resistividad, la densidad, el tiempo de trdnsito, el potencial

espontaneo, la radioactividad natural, el contenido de hidrégeno en la formacién, etc, y mediante

éstos es posible calcular e interpretar los pardmetros petrofisicos del yacimiento necesarios para su evaluacién, como son la porosidad, saturacién de fluidos, permeabilidad, ademés de su litologia.

Los registros nucleares o radiactivos son una de las principales herramientas mediante las cuales es posible conocer y/o calcular estos pardmetros. El funcionamiento de las sondas que toman estos registros varia de acuerdo al tipo de radiaciones que midan.

Las herramientas de rayos gamma, como la de Medicién de Rayos Gamma Naturales (SGT) y las de Espectrometria de Rayos Gamma Naturales (NGT y HNGS para medios hostiles), miden mediante detectores de centelleo los rayos gamma que provienen de elementos radioactivos contenidos en minerales de la formacién, principalmente las arcillas, por lo que con sus registros es

posible estimar el contenido de arcilla en la formacién, diferenciando zonas porosas y permeables,

ademas de identificar y evaluar litologia y minerales radiactivos mediante las concentraciones de torio, uranio y potasio en la formacién. También proporcionan un método de correlacién general con otros registros.

Las herramientas de densidad, como las de Litodensidad (LDT y LDS), también miden rayos gamma, pero a diferencia de las anteriores estén equipadas con una fuente de rayos gamma y miden mediante detectores de centelleo los rayos gamma que regresan a la sonda después de haber interactuado con los dtomos de los elementos de la formacién. Con los registros de densidad, y en conjunto con otros registros de porosidad, se puede calcular la porosidad de la formacién mediante las mediciones de la densidad total de la formacién, asi como identificar la litologia mediante la utilizacién conjunta del factor fotoeléctrico de la formacién. Otras herramientas, como la de Neutrén Compensado (CNT) y la Sonda Acelerador de la Porosidad (APS), tienen incorporada una fuente especial que produce neutrones, y miden la cantidad de neutrones que regresan de la formacién por medio de detectores proporcionales de

Helio. Con los registros obtenidos con estas herramientas se puede calcular la porosidad mediante

el indice de hidrégeno de la formacién y en combinacidn con otros registros de porosidad se puede identificar la litologia y obtener valores mds exactos de porosidad y contenido de fluidos.

Finalmente, herramientas como la de Tiempo de Decaimiento Termal (TDT) y la de Saturacién en

Yacimientos (RST), también estén equipadas con una fuente especial de neutrones, pero a diferencia de las anteriores, éstas miden mediante detectores de centelleo los rayos gamma producidos por las interacciones de los neutrones con elementos de la formacién. Los registros

TDT y RST permiten calcular, ademas de la porosidad, la saturacién del agua de formacién y la saturacidn de hidrocarburos en pozos entubados.

En los ejemplos se pueden analizar algunas de las principales caracteristicas geoldgicas de los

yacimientos que son de interés para la industria petrolera.

Resumen

Aplicaciones Geoldgicas de los Registros Nucteares de Pozos

CAPITULO I

INTRODUCCION

La Geologia es la ciencia que se ocupa del estudio de la Tierra, las rocas que la componen y los

fluidos presentes en ella, su estructura, y los procesos y mecanismos que tienen lugar en ella y que le

dan forma. Para su estudio, la Geologia necesita del auxilio de otras ciencias, como la Quimica, la

Fisica, la Biologia, las Matemiaticas, etc.

La Geologia tiene varias divisiones y ciencias complementarias: Geologia Dinamica, Geologia Fisica, Geologia Histérica, Geologia Aplicada, Geologia Estructural, Geoquimica, Geomorfologia,

Estratigrafia, Sedimentologia, Vulcanologia, Petrologia, Mineralogia, Cristalografia, Petrografia.

Para la industria petrolera, las disciplinas mas importantes son la Sedimentologia y la Estratigrafia,

entre otras, debido a que los hidrocarburos generalmente estén relacionados con rocas

sedimentarias, ya que se forman en ciertos ambientes sedimentarios y se acumulan frecuentemente en

los espacios porosos de estas rocas; y para estudiar y evaluar las caracteristicas de estas rocas y de

los yacimientos de hidrocarburos que forman es necesario conocer algunos pardmetros petrofisicos

de los mismos, tales como porosidad, saturacidn de fluidos, espesor y permeabilidad, ademas de

conocer la litologia, estructura, area y profundidad del yacimiento.

Estos paraémetros se estudian convencionalmente en laboratorio, con muestras de rocas, que pueden

ser obtenidas de ntcleos o recortes durante la perforacién de un pozo (para la informacién de la

Geologia del Subsuelo); pero debido a razones econdémicas y técnicas, algunas de estas muestras no

pueden ser tomadas en todas las formaciones, y se vid la conveniencia de medir indirectamente estos pardmetros petrofisicos en el mismo lugar de la perforacién, mediante los registros geofisicos de

pozos, resultando mds efectivos en la evaluacion de las porosidades y saturaciones de un yacimiento;

correlacionandolas con la profundidad y aunque algunas veces la informacién de los registros esta

incompleta o distorsionada, es siempre permanente, continua y objetiva (Fig. I.1).

Capitulo 1. Introduccién

Aplicaciones Geolégicas de los Registros Nucleares de Pozos

1.1 OBJETIVOS

Debido a que en los tltimos ajios la tecnologia a permitido el desarrollo de nuevas herramientas y

nuevas técnicas en la toma de registros geofisicos de pozos, se ha considerado necesario

proporcionar una Guja al usuario de registros geofisicos para ayudarle en la seleccién de la

herramienta mds adecuada para resolver problemas especificos en particular.

La Guia presentard las principales caracteristicas de las herramientas de registros geofisicos, los

pardmetros que obtienen de las formaciones, sus aplicaciones mds usuales, asi como algunas de sus

ventajas y sus desventajas.

L2 PROPIEDADES FiSICAS

1.2.1 POROSIDAD

La porosidad () es una de las propiedades més importantes para la evaluacién de un yacimiento. Es

el volumen total de poros o espacios que contiene una roca (Fig. 1.2).

La porosidad se clasifican segtin la forma y distribucién de los poros y del material que los rodea;

puede ser interconectada, conectada y aislada.

Grano Canal

Regen

Fig. 1.2 Poros en una roca clastica.

La porosidad interconectada es aquella en la que los poros utilizan multiples canales para conectarse

con los poros vecinos. En la porosidad conectada o de extremo cerrado, los poros tienen un solo

canal o conducto que conecta un espacio poroso con otro, y en la porosidad aislada no existe

conexi6n entre los poros.

También, de acuerdo a su origen, la porosidad puede clasificarse en dos tipos principales: primaria y

secundaria.

La porosidad primaria (1) es aquélla que adquiere la roca durante la depositacién de los sedimentos.

También es Hamada porosidad sucrésica o de matriz; y depende de la forma, tamajio y arreglo de los

fragmentos sélidos o granos. Este tipo de porosidad es encontrada generalmente en rocas clasticas,

como las arenas, areniscas limolitas y lutitas; también en algunas calizas formadas por oolitas.

Para conocer la variacién de este tipo de porosidad se han hecho estudios, considerando los granos

como si fueran pequefias esferas en diferentes arreglos. Tedricamente, en un arreglo cubico la

Capitulo !. Introduccién


porosidad resulta de 47.6%, mientras que para un arreglo rémbico es de 39.54% y para un arreglo

hexagonal es de 25.96% (Fig. I.3). Las porosidades reales serdn modificadas por factores tales como

la forma del grano y el material cementante.

Fig. 1.3 Arveglos a) ctibico y b) rémbico

La porosidad primaria puede dividirse a su vez en intergranular e intragranular. La intergranular es la

més tipica de las areniscas y se presenta entre granos no cementados; en arenas calcdreas rara vez se

preserva debido a la perdida de porosidad por cementacién. La intragranular es més tipica de arenas

calcdreas esqueletales, donde los poros se encuentran dentro de los fragmentos, y aunque

usualmente no se preservan los poros debido a la cementacién, en algunos casos pueden ser

lixiviados y aparecer de nuevo.

La porosidad secundaria ($2) es aquélla que se desarrolla después de la depositacisn y litificaci6n de

los sedimentos, debida a la accién del agua de formacién o por la accién de esfuerzos. Esta

porosidad es comtin en rocas de origen orgdnico y/o quimico (Fig. 1.4).

Por ejemplo cuando en una caliza se infiltra agua ligeramente dcida puede haber disolucién,

agrandando los espacios porosos, grietas y canales, también se crean cavidades al disolverse los

caparazones de pequefios crustdceos atrapados dentro de la roca.

Por otro lado si el agua que se infiltra es rica en minerales, puede depositarlos en los poros y

canales, reduciendo la porosidad; aunque si el agua es rica en sales de magnesio, al infiltrarse en una

caliza, el magnesio sustituird gradualmente al calcio del la caliza, y como el volumen molecular de la

dolomita es 12% menor que el de la catcita, habrd una reduccién en el volumen de la matriz y un

aumento en el volumen de poros.

Al volumen de poros se le pueden sumar las fisuras y grietas causadas por fuerzas mecdnicas que

afectan las rocas; aunque estas no aumentan la porosidad de manera significativa, si pueden

aumentar grandemente la permeabilidad.

*@ ea «a

Fracturas Canales Vugulos Cavernas

Fig. 1.4 Tipos de porosidad secundaria.

La suma de la porosidad primaria y la porosidad secundaria nos dard la porosidad total (g,), que

consiste de todos los espacios “vacfos" (poros, canales, fisuras, cavidades, etc.) por volumen de

roca.

Capitulo 1. Inteduccién


La porosidad interconectada ($.) esta compuesta por los poros que estén en comunicacidn, y,

generalmente, es menor a la porosidad total.

La porosidad potencial ($,) es una parte de la porosidad interconectada en la que el didmetro de los

canales de conexién entre los poros es lo suficientemente grande para permitir el flujo de los fluidos

( mayor a 50 um para petréleo, y 5 um para gas). La porosidad efectiva ($.) es aquélla en la que los poros estan interconectados, por lo que los fluidos se pueden mover libremente, y excluye los poros no conectados y el volumen ocupado por el agua

ligada a las arcillas.

1.2.2 SATURACION DE FLUIDOS.

La saturacién de un fluido en una formacién es la proporcién o porcentaje del volumen total de

poros ocupado por el fluido en cuestién.

Cuando el fluido es agua, su saturacién (S.) se considera por lo general del 100%, si es el unico

fluido en los poros. La saturacién de hidrocarburos (S,) nunca alcanza el 100%, debido a que las fuerzas capilares retienen pequefias cantidades de agua en las esquinas agudas que se forman entre los granos y en los canales de interconexién muy delgados, que no puede ser desplazada. Por lo tanto, la saturacién de los fluidos de una roca puede expresarse como la suma de la saturacién de hidrocarburos més la saturaciédn de agua, que dard el 100%, y puede escribirse como: S, + Sw = 1; aunque puede suceder, en casos poco comunes, que la roca contenga en sus poros aire 0 bidxido de

carbono.

El agua que queda atrapada entre los poros se le conoce como saturacidn irreducible de agua (Swin) o connata, y su magnitud dependerd del tipo de porosidad, el tamajio de los poros, el didmetro de los canales de interconexién y de la naturaleza de los granos que forman la roca(Fig. 1.5).

Grano

Arena

Fig. 1.5 Agua retenida por fuerzas capilares.

También cuando una roca contiene hidrocarburos, no es posible desplazar todos los hidrocarburos de los poros mediante las técnicas convencionales, una pequefia cantidad permanece atrapada en el volumen poroso, lo que se conoce como saturacién residual de hidrocarburos (S,,) y que dependera

de la densidad y la viscosidad de los hidrocarburos.

Por lo general los hidrocarburos no estén en contacto directo con la roca, sino que el agua, en su

saturacién irreducible, ocupa las esquinas de los poros y recubren las particulas con una fina pelicula

de agua, evitando que los hidrocarburos toquen la roca (Fig. 1.6).

Capitulo |. Introduccién


Esto ocasiona que haya una tensién interfacial entre los dos liquidos, el agua y el aceite, que sera

igual a la diferencia entre la tensién superficial de cada liquido en contacto con el aire, siendo

también afectada por la densidad de cada uno. La tensidn superficial del agua es dos 0 tres veces

mayor que la del aceite.

Fig. 1.6 Roca saturada de agua e hidrocarburos.

El contacto agua-aceite no siempre estaré bien definido, se presentar4 una transicién gradual del

agua al aceite (Fig. 1.7). El tamaiio de este intervalo de transicién dependera de la permeabilidad de

la roca, la densidad del aceite, la clasificacidn del tamafio de grano, temperatura, presién, y

viscosidad.

® 100% Saturacion de Agua

Fig. 1.7 Distribucién de! agua y el gas o el agua y el aceite en la zona de transicion.

1.2.3 PERMEABILIDAD

La permeabilidad es una medida de la facilidad con la que un fluido de una cierta viscosidad puede

desplazarse a través de una roca o formacién, bajo un gradiente de presion.

La unidad que se utiliza para medir la permeabilidad es el darcy, que es la permeabilidad que permite

el flujo de un centimetro ciibico por segundo, de un liquido con una viscosidad de un centipoise a

través de un 4rea transversal de un centimetro cuadrado, bajo un gradiente de presién de una

atmésfera por centimetro. Como el darcy es una unidad muy grande, cominmente se emplea el

milidarcy (md).

Los factores que controlan la permeabilidad son la porosidad, el tamafio y forma de los poros y

canales que los conectan, fracturas, fisuras y cavidades. La relacién entre la porosidad y la

permeabilidad no siempre es la misma.

Capituto 1. Introduccién


En rocas clasticas de grano muy fino, como las lutitas y arenas de grano muy fino, la porosidad que

presentan es generalmente muy alta, pero como los poros y lo canales que los conectan son muy

pequefios, las fuerzas de tensién superficial dentro de ellos son tan fuertes que no permiten el

movimiento de los fluidos, haciendo que la permeabilidad se muy baja. Por otro lado, una roca compacta, como la caliza, que este fracturada y que las fracturas tengan una

gran extensién, permitird que los fluidos fluyan libremente a través de ella, lo que le dard una alta

permeabilidad, pero, debido a que es una roca compacta, su porosidad serd muy baja.

La permeabilidad absoluta o intrinseca (K) describe el flujo de un fluido homogéneo a través de una

roca, que sera constante si el fluido no interactiia quimicamente con la roca.

"En la mayoria de los sedimentos impregnados inicialmente con agua, el petréleo solo puede

penetrar los poros lenos de agua bajo un fuerza motriz superior a la presién capilar en la interface

agua-aceite (Fig. 1.8). En otras palabras, en formaciones que poseen vasos capilares muy finos,

donde las fuerzas capilares son altas, se requerird una presién motriz muy alta para que el petrdleo

pueda desplazar al agua. Bajo condiciones ordinarias, tales formaciones serén impermeables al petréleo. Asi el concepto de permeabilidad es relativo, la misma roca sera permeable al agua ¢

impermeable al petrdleo, a una cierta presién, pero permeable a ambos fluidos si uno de ellos es

sometido a una fuerza mas grande que las fuerzas capilares que actiian" (Perrodon, 1966).

Fig. 1.8 Avance del petrdleo a través de los poros de una roca saturada de agua al incrementarse la presién.

Asi, la permeabilidad efectiva (ky para el agua, k, para el petréleo) describe el paso de un

fluido a través de la roca en presencia de otros fluidos, que depende no sélo de la roca, sino también

de los porcentajes de los fluidos presentes en los poros, es decir, sus saturaciones.

La permeabilidad relativa del agua y del petrdlco (kw, kro) ¢s la proporcién de sus

permeabilidades efectivas (k., ko) comparadas con la permeabilidad absoluta K (de un solo fluido), y

variar de 0a 1, y puede ser expresada en porcentaje: kw = kwk y ko = k/k , respectivamente.

Cuando la saturacién del agua se incrementa, su permeabilidad relativa (kw) también se

incrementa, y la permeabilidad relativa del petrdleo (k,.) disminuye: por lo que el agua fluiré mas

facilmente a través de la roca. Cuando la saturacién del petréleo disminuye hasta ser residual, su

permeabilidad es cero, y solo el agua fluiré. Lo mismo sucede en caso contrario. Cuando la

saturacién del petréleo aumenta, y por lo tanto también su permeabilidad kyo, la permeabilidad del

agua k,, disminuye hasta llegar a la saturacién irreducible de agua, y cl agua ya no tendra

movimiento.

Capitulo I. Intwoduccién


CAPITULO II

TEORIA DE LOS REGISTROS NUCLEARES

IL1 TEORIA ATOMICA

El dtomo es Ja particula unidad que compone un elemento quimico. El modelo atémico ha ido

cambiando con el tiempo al descubrirse nuevas particulas.

El fisico J. J. Thomson (1856-1940) descubrié el electron y propuso el primer modelo atémico, en

el cual concebja el dtomo como una pequefia esfera cargada con electricidad positiva en la que se

encontraban los electrones incrustados, y la suma de las cargas negativas de todos los electrones

contrarrestarfa la carga positiva de la esfera, resultando un conjunto eléctricamente neutro (Fig.

IL. 1a).

Emest Rutherford (1871-1937) basdndose en los resultados de sus experimentos, propuso una

nueva imagen segiin la cual el 4tomo tendrfa la forma de un pequefio sistema solar, en cuyo centro

se encontraria el nucleo atémico con carga positiva, concentrando casi toda la masa del dtomo, y

alrededor de él, girando en érbitas practicamente elipticas, todos los electrones (Fig. II.1b).

a) d)

Fig. II.1 a) Modelo atémico de Thomson, b) Modelo atémico de Rutherford.

El descubrimiento del neutrén, en 1932, por James Chadwick sirvié para afirmar el modelo

propuesto por Rutherford, ya que lo modificd sdlo en el concepto correspondiente a la estructura

del nticleo, que ahora se consideré integrado por la unién de protones y neutrones, denominados

nucleones.

Capitulo 2. Teoria de los Registros Nucleares


Las nuevas teorias fisicas, como la mecdnica cudntica y la relatividad, han modificado en parte este modelo atémico, fundamentalmente en lo relativo a la forma y estructura de las 6rbitas en las que se encuentran los electrones situados alrededor del niicleo (Fig. I1.2). Electrones, protones y

neutrones son los componentes principales del 4tomo, aunque desde 1930, se han descubierto

muchas otras particulas subatémicas.

Fig. 11.2 Las Siete capas principales de un 4tomo.

El electrén es una particula con una masa de 9.1085 x 10°! Kg y una carga negativa de 1.60219 x 10°? C (Coulombs), y ocupan las capas alrededor del nticleo designadas por las letras K, L, M, N, etc., las cuales sélo pueden contener un nimero limitado de electrones.

El protén es una particula con una masa que es 1836 veces la masa del electrén y su carga es igual a la del electron pero de signo contrario. El ntimero de protones en el nucleo es llamado nimero

atémico.

El neutrén es una particula eléctricamente neutra con una masa que es 1838 veces la masa del

electron. La suma del nimero de protones y neutrones en el nticleo es el ntimero de masa o masa

atémica.

Los elementos que tienen el mismo nimero atémico pero diferente numero de masa, es decir, con el mismo nimero de protones y diferente niimero de neutrones, son llamados isétopos de un elemento. El mimero de isétopos de un elemento y sus proporciones son diferentes para cada

elemento.

Cuando un 4tomo tiene un nimero mayor de neutrones que de protones, o viceversa, el niicleo

experimentaré un reordenamiento, 0 reajuste, que ocasionard la liberacién de energia, la cual aparecer4 en forma de radiaciones, que pueden ser electromagneéticas o en forma de particulas reales. Los isStopos que emiten tales radiaciones se denominan radiactivos, y al reordenamiento

desintegracién.

La desintegracién o decaimiento radiactivo de tales isStopos puede involucrar una o varias transiciones entre estados de energia, hasta alcanzar un nivel de energia bajo, transformandose en un elemento estable. El tiempo que tarde un isétopo en decaer a este nivel de energia puede ser

desde fracciones de segundo hasta millones de afios, dependiendo del elemento, por lo que es

conveniente definir la vida media, T)n, de un elemento radiactivo, que es el tiempo requerido para

que un elemento radiactivo decaiga a la mitad de su actividad original.



La velocidad de decaimiento instantdneo o actividad (a) de una masa especifica de material

radiactivo mide e] numero de nticleos que decaen por unidad de tiempo. La actividad es

proporcional al ntimero de nicleos presentes.

Por lo comin, las radiaciones que emiten los isétopos radiactivos son particulas alfa o beta, rayos

gamma y calor (Fig. I1.3), segiin la clase de desintegracién que ocurra en el nucleo.

Isétopo

Radioactivo Papel

Fig. 11.3 Principales radiaciones emitidas por un isétopo radioactivo.

Las particulas alfa consisten de dos protones y dos neutrones por lo que son fisicamente idénticos a los nicleos del 4tomo de Helio. Las particulas alfa tienen una masa apreciable y carga positiva, por lo que tienen una baja penetracién, pues una hoja de papel puede detenerlas, aunque son las particulas con més alta energia, entre 4 y 5 MeV.

Las particulas beta son electrones de alta velocidad y su poder de penetracién es limitado por su carga negativa, aunque tienen mayor penetracién que las particulas alfa, pues se necesita una hoja de aluminio de 1/8 de pulgada de espesor para detenerlas. Las particulas beta tienen un rango de

energia de 0.016 a 3.65 MeV.

La emisin de particulas alfa y beta son el resultado de la desintegracién del niicleo atémico. Otra forma de decaimiento tiene lugar cuando un protén es convertido en un neutron. Esto es logrado por la emisién de una particula beta positiva llamada positrén, que tiene una masa idéntica a la del electrén y una vida muy corta. También un protén puede ser convertido en un neutrén cuando el niicleo captura un electrén orbital. Este modo de decaimiento es conocido como captura de electrén (EC) o captura K porque el electrén capturado es mas probable que sea de la capa K mas

interna.

Los rayos gamma, por su alta energia, pueden penetrar varias pulgadas de plomo, pasando a

través de las formaciones, fluidos de pozo, y paredes de las herramientas, por lo que son muy Utiles para varias técnicas de registros de pozos. La profundidad de penetracién de los rayos gamma a través de la formacién dependeré del valor medio de la capa o del espesor de la

formacién.


10


IL.2 RAYOS GAMMA

Los rayos gamma son radiaciones electromagnéticas de naturaleza similar a la luz visible, las ondas

de radio y los rayos X, pero con otra frecuencia. La radiacién electromagnética no es un flujo

continuo de energia sino una serie de paquetes de energia conocidos como fotones o cuantos. Los fotones viajan a la velocidad de la luz y se caracterizan por su energia, frecuencia y longitud de

onda.

El rango de energia de los rayos gamma es de alrededor de 0.01 a 10 MeV y pueden ir

acompafiados, o no, de particulas alfa, beta, positrones o la captura de un electrén. Las longitudes

de onda que caracterizan a los rayos gamma estan en el rango de 10° a 10"'! cm., que equivalen a

frecuencias de 10'° a 10”! sec’.

El ntimero y energia de los rayos gama dependera del elemento que los emita, los elementos

radioactivos que tiene una vida suficientemente larga y que producen una cantidad apreciable de

rayos gamma son (Fig. II.4):

EI K” decae en Argon” por la captura de un electrén, y emite una particula beta y un rayo gamma

de energia de 1.46 MeV. El K“ tiene una vida media de 1.3 x 10” afios. El proceso es mas complejo para el uranio y torio los cuales se desintegran en una serie de sétopos

hijos antes de alcanzar un estado estable.

El Th*” emite 7 particulas alfa, 5 beta y numerosos rayos gamma de diferentes energias, con un

pico caracteristico de 2.62 MeV, y tiene una vida media de 1.4 x 10"° afios.

El U™* emite 8 particulas alfa, 6 beta y numerosos rayos gamma de diferentes energias, con un

pico caracteristico de 1.76 MeV, y tiene una vida media de 4.4 x 10° afios.

E 3 4 146 ais Potasio | Serie dal Torio Serie del Urano a*e | 2.62 i Ly : = ge whi bb, a g0 os tis 2°95 30 os i is 2°25 3 G@ os 7 13° 3 a5 3 & Evergis del Rayo Ganuna (MeV) Energia dal Rayo Ganarua (Me¥) Energia del Rayo Ganana (Me¥)

Fig. II.4 Niveles de Energia de los Rayos Gamma emitidos por Elementos Radioactivos (Schlumberger).

La intensidad total de la radiaci6n gamma emitida por el potasio predomina sobre la radiacién

emitida por el torio o el uranio, y en algunos casos sobre la suma de los dos. La energfa del

espectro completo de rayos gamma de Jas series del torio y el uranio es de menos de | MeV, y la

energia de decaimiento del potasio es exactamente de 1.46 MeV.

Los rayos gamma pueden ser absorbidos mediante tres mecanismos, que dependerdn de la energia

del rayo gamma y del nimero atémico del material absorbente.

Cuando los niveles de energia son altos (mayores a 1.02 MeV), el proceso de absorcién es

llamado Produccién de Pares; este efecto es de menor importancia dentro del rango de energia

de la radioactividad natural que se mide (Fig. II.5).


il


Ocurre cuando el fotén de alta energia penetra el material a mayor profundidad antes de chocar, el rayo gamma penetra el fuerte campo eléctrico cercano al nicleo del 4tomo, al ocurrir la colisién se

producen un par de particulas de alta energia, que son un positrén y un negatrén, cada uno con una energia de 0.51 MeV. Toda la energia del rayo gamma es dada a los dos electrones, con la

excepcién de una muy pequefia cantidad que va al niicleo.

Fig. 1.5 Produccién de pares (Schlumberger).

Al ser expulsados, el electrén y el positrén pierden energia por ionizacién. El positrén tiene

aproximadamente la misma masa que el electrdn pero de vida y capacidad de penetracién cortas, y

al perder energia se combina con un electrén, siendo aniquilado, y se produce un par de rayos

gamma de menor energia, de 0.51 MeV, que son emitidos en direcciones opuestas. El negatrén de

alta energfa es capaz de ionizar y de chocar con otros electrones. Asi, los rayos gamma de alta

energia, pueden hacerse sucesivamente cada vez mas lentos, pudiendo sufrir los efectos Compton

y Fotoeléctrico.

A niveles de energfa intermedios (aproximadamente entre 100 KeV y 1.02 MeV), la absorcién se

efecttia por Efecto Compton, que es cuando un rayo gamma incidente choca con un electrén y su

energia es dividida entre la energia cinética dada al electrdn expulsado del dtomo y la dispersién de

un rayo gama de menor energia en un dngulo diferente a la direccién original de incidencia (Fig. 11.6).

Fig. 11.6 Difusi6n Compton (Schlumberger).

Estos nuevos rayos gamma a su vez pueden ser absorbidos por cualquiera de los dos mecanismos,

pero debido a que tienen menor energia que los rayos gamma originales son absorbidos dentro de

una cierta distancia fija.


12


Cuando el nivel de energia del rayo gamma es bajo (menor de 100 KeV), el mecanismo de absorcién que predomina es el llamado Efecto Fotoeléctrico, que consiste en la expulsién de un

electrén de un dtomo por un rayo gamma, acelerando éste al electrén a un nivel de energia casi

igual al del rayo gamma, entonces el electrén recibe el nombre de fotoelectrén, y el rayo gamma

desaparece (Fig. II.7).

Fig. 1.7 Absorcién Fotoeléctrica (Schlumberger).

La absorcién de rayos gamma por efecto fotoeléctrico es mayor mientras mayor sea el nimero

atémico de los elementos absorbentes, e involucra en un 80 % a los electrones de la capa mas

profunda, la K, y solo rara vez a los electrones del perimetro.

La probabilidad absoluta de que ocurra una interaccién fotoeléctrica es descrita por la seccién

transversal atémica, o-, que es el area efectiva que una objetivo presenta a la particula que llega.

La seccién transversal esta relacionada con el nimero atémico del blanco y la energia de

incidencia del rayo gamma.

El indice de absorcién fotoeléctrica, Pe, es proporcional al promedio de la seccién transversal

por electrén. Debido al rango de energfas y minerales encontrados comunmente, Pe esta dado por:

Pe = (Z/10)**, que es expresado en barns/dtomo 6 barns/electrén.

La radioactividad gamma es expresada en jg de Radio equivalente/tonelada métrica 0 en unidades

A.P.I. (American Petroleum Institute). La unidad A.P.I. se define como 1/200 de la diferencia en

la deflexién de la curva entre zona de baja y alta radiacién en un pozo de calibracién de rayos gamma de Houston, Texas. Generalmente 1 pg = 16.5 API

11.2.1 FUENTES DE RAYOS GAMMA

Algunas herramientas de registro de pozo, como los registros de densidad, utilizan para sus

mediciones fuentes de rayos gamma que pueden ser de Cobalto™, que emite rayos gamma de

energias de 1.17 y 1.33 MeV, o de Cesio'*’, que emite rayos gamma de 0.66 MeV. Estas fuentes

de rayos gamma son seleccionadas de acuerdo al nivel de energia que tienen los rayos gamma que producen, para que estén dentro del rango de energias de las interacciones que registran las herramientas.


13


1].2.2 DETECTORES DE RAYOS GAMMA

Generalmente se utilizan dos tipos de detectores para detectar los rayos gamma: el detector

Geiger-Muller y el detector de Centelleo.

DETECTOR O CONTADOR GEIGER-MULLER.

Esta compuesto de un cilindro metdlico de 1 a 10 cm de didmetro y con una longitud de 2 a 10 veces su didmetro, que contiene una mezcla de gases a baja presién de argén y cloro, mds halégeno como gas moderador. Dentro del cilindro y a lo largo de toda su longitud se encuentra una varilla metdlica, aislada del cilindro en los extremos. La varilla es muy delgada, por lo que el gradiente de potencial en su vecindad es muy grande. En ella se mantiene constante un potencial eléctrico del orden de 800 a 1500 volts, positivo con respecto al cilindro (Fig. II.8).

Sellos Aislantes

a _——— Condansador de | Anodo — | Acoplamiento

GASABAJAPRESION | | i

citodo H | | ae

&

~ | Sumninistrode | + Puls alto Voltaje alsa de

Fig. [1.8 Esquema de funcionamiento de! Detector Geiger-Muller (Schlumberger).

Al pasar los rayos gamma a través del cilindro ionizan el gas, liberando electrones desde el gas en las paredes del cilindro, que son rapidamente atraidos por el intenso campo eléctrico hacia la varilla central, y en su viaje liberan mas electrones al chocar con los dtomos del gas, produciendo

un pulso bastante grande en el contador. El contador Geiger-Muller también puede ser disefiado

para detectar rayos gamma junto con rayos beta.

El uso del contador Geiger-Muller ha sido eliminado gradualmente debido a que solo cuenta los rayos gamma y no distingue entre los diferentes niveles de energia de estos, ademas de que, aunque es insensible a la temperatura, es afectada por las vibraciones mecdnicas debido a que su varilla central es muy delgada. En la actualidad ha sido sustituido por los detectores de Centelleo.


14


DETECTOR DE CENTELLEO.

Un detector de centelleo esté compuesto de tres partes principales: un cristal fosforescente, un

tubo fotomultiplicador y un circuito discriminador-amplificador (Fig.IL.9).

Rayo Ganuna

POTN PON ——o

OR mo ' 1 Y

. ’

‘oa at | air > ee ¥ |

ae SSS tt | al > ‘ ~~ ah ' a. |

Dal D3i A Circuito Discriminador

Tubo Fotemnltiplicador “Armplificador

Fig. II.9 Esquema de funcionamiento del Detector de Centelleo. P=Fotocétodo, D=Dinodos, A=Anodo (Schlumberger).

El propésito del cristal es convertir la energia en luz. Cuando un rayo gamma choca contra la

superficie del cristal pierde energia, debido a la difusién Compton y a la produccién de pares,

produciendo electrones y positrones, que al ser capturados por las impurezas del cristal (talio o cerio) liberan un fotén dptico o destello de luz visible, llamado centelleo. Estos centelleos llegan a

la superficie sensitiva del fotocatodo del tubo fotomultiplicador, emitiendo electrones por efecto fotoeléctrico, que son amplificadas por el fotomultiplicador.

E] tubo fotomultiplicador consta de una serie de placas, Hamadas dinodos, que paulatinamente

tienen un potencial mds alto, y aumentan sucesivamente el nimero de electrones, amplificando la

energia original del rayo gamma alrededor de un millén de veces, proveyendo una sefial de voltaje

suficientemente alto para ser analizado.

Este pulso de energia es todavia amplificado en el circuito discriminador amplificador que también

elimina los pulsos indeseables, producidos por electrones emitidos por el fotomultiplicador a causa

del calor, por lo que es necesario aislarlo del calor o refrigerarlo; también es muy sensible a los choques. El pulso resultante es proporcional a la energia de] rayo gamma incidente original.

Los detectores de rayos gamma que utilizan las herramientas actuales son detectores de centelleo,

de dos tipos. Uno de ellos contiene un cristal de yoduro de sodio activado con talio Nal(TI), que soporta temperaturas de 350°F y la mayoria de los ambientes dentro del pozo, ademas que su manufactura es mas costeable.

Capitulo 2. Teorfa de los Registros Nucleares

15


El otro detector de centelleo contiene un cristal de ortosilicato de gadolinio activado con cerio

GSO(Ce), que puede manejar velocidades de conteo més altas y tiene un mas r4pido tiempo de

respuesta, lo que permite que no haya perdidas estadisticas en comparacién con un detector de

Nal del mismo tamaiio, corrido a altas velocidades, 0 que pueda reducirse el tamajio del detector

manteniendo las variaciones estadisticas de un detector de Nal de mayor tamaiio. El detector GSO

tiene la desventaja que no puede trabajar en temperaturas tan altas como el detector de Nal, su

manufactura es més costosa y los centelleos que produce son comparativamente mas bajos,

alrededor de 20% de un centelleo producido por el detector de Nal de un rayos gamma de la

misma energia, por lo que requiere de tubos fotomultiplicadores mds sensitivos.

También hay detectores de centelleo dotados con un cristal de Bismuto-Germanio (BizGe3O)2 ),

también llamados BGO. Estos detectores son ligeramente radioactivos debido a que contienen

bismuto. La deteccién de los rayos gamma se hace mis eficiente debido a una combinacién de una

densidad fisica del material mds alta y un nimero atémico més alto, ocasionando una més alta

probabilidad de que el rayo gamma incidente deposite toda su energia en el cristal, reduciendo la

contribucién para el espectro continuo en el que los rayos gamma sdlo depositan su energia

parcialmente en el cristal, como pasa en la mayoria de los casos, y conduciendo a una mayor

definicion de las sefiales de amplitud completa que identifican la cadena de decaimicnto y haciendo

mas facil la identificacién y separacién de las contribuciones de Th, U, K.

Los detectores de centelleo de BGO y sus fotomultiplicadores son muy afectados por las altas

temperaturas, por lo que los detectores, tubos fotomultiplicadores y electrénicos asociados son

protegidos dentro de un compartimiento blindado. El detector y el tubo fotomultiplicador estan

rodeados con una funda de aluminio para conducir el calor fuera de los detectores y mantener una

temperatura aceptable, permitiéndoles operar a temperaturas superiores a 260°C. El

fotomultiplicador es més afectado por las altas temperaturas que el cristal, teniendo un limite de

150°C. Para obtener datos espectrales confiables, la temperatura del detector tiene que ser

mantenida abajo de 60°C, arriba de este limite la resolucién del detector excede sus limites, por lo

que son colocados sensores de temperatura en ambos detectores, y las lecturas de temperatura son

usadas para estimar el factor de degradacién de la resolucién del detector y el factor de correcci6n

de ganancia. El cristal BGO no es fragil y el GSO sélo lo es ligeramente en comparacién con el

cristal Nal, ademas que no son higroscépicos como el Nal.

Existen también detectores de germanio super-enfriado (HPGe) que sélo pueden ser operados a

temperaturas menores a -170° C en mediciones de laboratorio, limitados por su tiempo de vida en

pozo. Estos detectores son menos eficientes que los detectores de Nal necesitando Jargos tiempos

de estacién, aunque tiene una mayor resolucién, mostrando claramente eventos especificos en su

espectro registrado en 4096 canales.


16


11.3 NEUTRONES

Los neutrones son particulas eléctricamente neutras de masa similar a la del protén, que pueden

ser emitidos por una fuente quimica con energias de entre 4 y 6 MeV. Los neutrones viajan

inicialmente con una velocidad de alrededor de 10,000 km/s y tienen un alto poder de penetracién. En su viaje experimentarén una serie de colisiones con los nticleos de los dtomos de la formacién,

que podran ser eldsticas o inelasticas.

Las Interacciones Elasticas son independientes de la energia del neutrén, el cual al chocar pierde

algo de su energia, impartiéndosela al niticleo con el que choca, el que permanece sin alteracién (Fig. II.10).

Fig. IE.10 Interacci6n Elastica (Schiumberger).

La cantidad de energia perdida en un choque eldstico depende de la masa relativa del nticleo del elemento con el que choca el neutrén y de si el choque es centrado o no. En una colisién de

rebote, el neutrén pierde muy poca energia, siendo la mayor pérdida de energia cuando el neutrén

choca de frente con el micleo, y este tiene una masa casi idéntica a la del neutrén (Fig. 1.11). Por

lo general éstos son ntcleos de hidrégeno.

(C <-—__ae aes No

El Neutron pierde poca energia

,a B.S

El Neutrén Pierde poca energia

n Ep, Pico El Neutzén pierde maxima energia

Kj Energia cinética del neutrén antes de la colision

Enegia cinética pasada a la particula Energia cinética del neutrén después de la colisién

Fig. 11.11 Colisién del Neutrén con particulas de diferentes tamaiios. Todas las colisiones son centradas (Schlumberger).

Por lo tanto, la desaceleracién de los neutrones depende en gran parte de la cantidad de hidrégeno

en la formacion, y por lo general todas las formaciones contienen hidrdégeno, principalmente en la

estructura molecular de los fluidos que contienen, sea en forma de agua o hidrocarburos.


17


Las Interacciones Inelasticas ocurren con neutrones que tienen una energia de alrededor de 1

MeV. El neutrén al chocar, excita al nticleo a un estado de energia més alto, el cual regresa casi

instantdéneamente a su estado inicial, liberando rayos gamma de diferentes energias, dependiendo

del elemento que los emitid (Fig. II. 12).

Sy Fig. 1.12 Interaccién Ineldstica (Schlumberger).

Analizando el espectro de energia de estos rayos gamma es posible determinar las concentraciones

relativas del oxigeno, debido al agua, y del carbono, debida a los hidrocarburos. estas

concentraciones son utilizadas para determinar saturaciones. También el espectro de energia es util

para identificar otros elementos como el silicio, el calcio, el fierro y el azufre, que son itiles en la

determinacién de litologia.

Dentro de los primeros diez microsegundos después de ser emitidos, los neutrones rapidos (Fig.

II.13), de energias de entre 1 y 15 MeV, sufren colisiones ineldsticas excitando a los niicleos de

los dtomos con los que chocan, que al regresar a su estado normal emiten radiacién. Los rayos

gamma emitidos en este periodo son importantes para las mediciones de carbono/oxigeno.

Algunas veces, durante este periodo, ciertos nticleos atémicos pueden quedar activadas, es decir,

se transforman en isdtopos intermedios inestables los cuales, al decaer, también emitiran radiacién

gamma.

Después los neutrones son répidamente desacelerados por las colisiones eldsticas con los micleos.

La energia perdida en cada choque dependerd del Angulo de incidencia del neutrén y de su masa, y

de la masa del nticleo con que choca. Esta fase de desaceleracién requiere de 10 a 100

microsegundos. Al final de esta fase los neutrones alcanzan una energia epitermal, de entre 100

eV yO0.1L eV.


18


Después de 1000 microsegundos 0 més los neutrones alcanzan una velocidad minima, de energia

cercana a 0.025 eV, se dice que ha alcanzado una velocidad termal (Fig. 11.13), correspondiente a

2200 m/s, y entonces se difunden aleatoriamente, sin perder mas energia, hasta que son capturados

por los niicleos de 4tomos como el de cloro, hidrégeno, boro, silicio, cadmio, que emitiran rayos

gama de una energia especifica, o alguna otra radiacién.

Nicleo Nicleo

Neutrin wy Excitado é Excitado , sa Bie ee” SO) ee A Rayo Gama Rayo Gama” BS

. Neutron

Disperso

Fig. 11.43 Interacciones del Neutrén Termal y el Neutrén Rapido con los micteos de la formacién (Schlumberger).

Finalmente, algunas de las inestabilidades creadas por las colisiones del neutrén pueden tardar en

regresar a la normalidad en segundos, minutos, horas o dias (Fig. II.14).

La Vida de un Neutron

6. 10°94 \ Después de mnichas colisiones

\ la energia de los neutrones

\ 8s redacida a alrededor de 1 3 colisiones contizian sin una

. 0.025 e¥ (a temperatura pérdida apreciable de energia. El

‘ambi inte). Ahora los neu- ee 4 .. \ 7a : nautrén interactia en esta region.

\ trones estan aun nivelde 4g. difsién texmal hasta que es

\Bnereie Texmal. absorbido o capturado porun

1024 \ atomo. Cuando un dtomo

10 eV), caphuaun neutron emite un

Regién de | ayo gamma.

0) oe 10-4 "pitemal

0.4e¥

Energia

del Neutron

(eV)

dio deer TN ee Captura

gintemld02sev

10 T T 1 10 100

Tiempo (usec)

Fig. 11.14 La vida de un Neutrén (Schlumberger).

La velocidad de absorcién del neutrén termal es usado como un indicativo del contenido de cloro

en la formacion, ya que éste es el elemento mds abundante y eficiente para absorber neutrones

termales en la formacién, por que se encuentra principalmente en el agua de formacién. Una

répida absorcién del neutrén termal indicara una alto contenido de agua salada, y una baja

absorcién indicara agua dulce o hidrocarburos.

Los neutrones termales son capturados por varios materiales de la formacién en diferentes

velocidades. La medicién de la probabilidad de la captura de un neutrén termal por los materiales

de la formacién es la seccién transversal de captura (sigma), en unidades de captura (c.u.). La


19


unidad de captura es igual a 10°! Barns/cm 6 10° cm’. La seccidn transversal de captura para los neutrones es el 4rea efectiva dentro de la cual tiene que pasar un neutrén para que pueda ser

capturado por un nticleo atémico (Fig IT. 15).

Fig. I1.15 Seccién Transversal de Captura.

El nimero de neutrones decrece conforme se alejan de la fuente, y la velocidad con que decrecen

depender4 de Ja cantidad de hidrédgeno en la formacién. Esto es conocido como indice de

hidrégeno, que es una medida de la cantidad de hidrégeno por unidad de volumen. El indice de

hidrégeno del agua dulce es 1.

Los neutrones alcanzan un nivel de energia termal al moverse en la formacién y su poblacién

decae exponencialmente de acuerdo con la ecuacién N = No e““ 74+ B, donde N=poblacién de

neutrones en un tiempo t, No=poblacién de neutrones en un tiempo to, to=tiempo inicial de

referencia. t =tiempo desde to, t =tiempo de decaimiento termal (decaimiento del 63% de la poblacién de neutrones), B=conteos del nivel de fondo (background).

Por medio de detectores adecuados se puede distinguir la procedencia de los rayos gama de

captura, de acuerdo con sus diferentes niveles de energia. De esta manera la tasa de conteo del

detector aumenta para bajas concentraciones de hidrégeno y viceversa.

La porosidad de la formacién puede ser determinada por el conocimiento del indice de hidrégeno,

contando el ntimero de neutrones de baja energia (termales o epitermales) a una distancia dada de

la fuente. Cuando el espacio poroso contiene gas, el conteo de los neutrones en los detectores sera

mds alto, por lo que la medicién de la porosidad sera mds baja. Esto se debe a que el gas

contribuye con mucho menos hidrdégeno para la difusién de los neutrones que el agua 0 el aceite.

11.3.1 FUENTES DE NEUTRONES

Las fuentes de neutrones pueden ser quimicas o eléctricas. Las fuentes quimicas tienen la ventaja

de que son indestructibles y tienen un flujo constante de neutrones, aunque esto también es una

desventaja, por que al no poder detener el flujo de neutrones se tienen que tomar estrictas medidas

de seguridad para poder manejar estas fuentes. En cambio, las fuentes eléctricas tienen la ventaja

de poder desconectar el flujo de neutrones.


20


Las fuentes quimicas estén compuestas por elementos cuyos dtomos tienen mayor cantidad de

neutrones que otros, con una energia de liga baja. Sin embargo, estos elementos tienen que ser

sometidos a un bombardeo de rayos alfa, provenientes de un elemento radiactivo, por que no

ceden espontaneamente sus neutrones.

Estos dos elementos tienen que estar intimamente ligados, en una mezcla, debido a que los rayos alfa tienen poca capacidad de penetracién.

Asi, las fuentes quimicas mds comunes, que estan disefiadas para dar neutrones rdpidos, estan

compuestas de mezclas de Americio-Berilio, que tiene una actividad de 4 curies, emite 10’ neutrones por segundo con una energia de 1 a 10 MeV y un pico entre 4 y 5 MeV, casi sin

radiaci6n gamma, y tiene una vida media de 458 afios; Berilio-Radio, que tiene una actividad de

300 milicuries, produciendo 4.5 x 10° neutrones por segundo con una energia media de 4.5 MeV, emitiendo 10,000 rayos gamma por cada neutrén, y su vida media es de 1620 ajios; Berilio-

Plutonio”’, con una actividad de 5 curies, emitiendo 8.5 x 10° neutrones por segundo de una

energia media de 4.5 MeV, casi sin radiacidn gamma, y con una vida media de 24,300 aiios;

Berilio-Plutonio”®, que tiene una actividad de 16 curies, produciendo 4 x 10° neutrones por

segundo, y Berilio-Polonio.

El curie es una unidad de radioactividad total, equivalente a 3.7 x 10'° desintegraciones por

segundo, que abarca todas las emisiones de particulas.

Las fuentes eléctricas son aceleradores electrénicos de neutrones, lamadas Minitrén (Fig. II.16a).

Los neutrones son producidos por pulsos del acelerador, emitiendo ocho veces mas neutrones que

las fuentes quimicas, con una energia tres veces mayor (Fig. IT.16b).

Expectro de Energia

a) b)

Nixnero de

Neutrones

Producidos

— Minitrén

— Fuente

Quimica NSR -F

2 6 10:14

Energia (MeV) Fig. II.16 a) Minitrén, b) Espectro de energya de las fuentes de neutrones (Schlumberger).


21


El Minitrén esta compuesto de un tubo de cerdémica que contiene Tritio y Deuterio a baja presién.

Los neutrones son producidos por la aceleracién de los iones de Deuterio contra un objetivo de Tritio, legando a tener una energia de 14 MeV (Fig. 11.17). Debido a esta energia y a la mayor

cantidad de neutrones se incrementan los conteos estadisticos haciendo posible una deteccién mas

exacta de los neutrones epitermales.

Fuente de Iones f

Filamento Iman Objetivo

Fig, II.17 Esquema de funcionamiento del Minitrén. (Schlumberger).

11.3.2 DETECTORES DE NEUTRONES

Para la deteccié6n de los neutrones, las herramientas actuales utilizan detectores de gas

proporcional de He’. La ventaja de estos detectores sobre los detectores de rayos gamma es que

se puede determinar sin confusién que procesos originan los rayos gamma, tales como captura del

neutrén, difusién ineldstica o activacién. También los detectores de He* son practicamente

insensibles a los rayos gamma, y pueden detectar tanto neutrones termales como epitermales.

La diferencia entre un detector que detecta neutrones termales y uno que detecta neutrones

epitermales es que este ultimo esté cubierto por una lamina de cadmio, que permite el paso de los

neutrones epitermales casi sin afectarlos, y absorbe los neutrones termales.

Después de ser emitidos, el nimero de neutrones termales en la formacién es diez veces mayor

que el numero de neutrones epitermales, por los que las velocidades de conteo de los detectores

termales ser4n mayores mejorando los conteos estadisticos, que los detectores epitermales, pero

debido a que en la formacién hay elementos que absorben neutrones termales, tales como el cloro

y el boro, y dejan pasar a los neutrones epitermales, las lecturas de los detectores epitermales

serdn mas exactas al determinar la porosidad.

Los neutrones son detectados indirectamente debido a que no tienen carga. Esto se realiza

mediante la medicién de particulas ionizadas que se generan cuando los neutrones reaccionan con

Capitulo 2. Teoria de tos Registros Nucleares

22


el gas del detector de He’. El He’ entonces acttia como material sensitivo a los neutrones y como

gas ionizado. Cuando un neutrén penetra el detector choca con los niicleos del He’ y produce

tritio, un protén y energia, que es compartida por el tritio y el protén. Estos chocan con otros

dtomos de helio creando iones de He’ positivos y electrones libres. Esto continua hasta que se

agota la energia cinética de la reaccién. Los electrones libres son acelerados por el alto voltaje

hacia el 4nodo central, produciendo un pulso negativo medible (Fig. II.18).

? 0d Pod | ee on

Los iones negativos (electrones) se Ee | mueven (rapidamente) al anodo

Catodo

Los iones positives (He} se mueven | 3 YO Hed (mas lentamente) al catodo

Q = lon 8 HY &

- +

Fig. I.18 Esquema de funcionamiento del Detector de He’ (Schlumberger).

Para detectar los rayos gamma que producen las interacciones de los neutrones se utilizan

detectores de centelleo, como en los casos anteriores. Estos detectores permiten examinar el

espectro de energia de los rayos gamma, debido a que la sefial que produce el detector de

centelleo es proporcional a la energia de incidencia de los rayos gamma. En cambio los detectores

de He’ son sélo usados como contadores, debido a sus limitaciones de funcionamiento.

Capftulo 2. Teoria de los Registros Nucleares

23


CAPITULO III

PRINCIPIOS DE MEDICION DE LAS HERRAMIENTAS NUCLEARES

III.1 HERRAMIENTAS DE RAYOS GAMMA

Todas las formaciones geolégicas contienen alguna cantidad de material radioactivo, que variara

de acuerdo a sus caracteristicas individuales. Los elementos radioactivos tienden a concentrarse en

lutitas y otros sedimentos finos. Las superficies quimicamente reactivas de las particulas de arcilla

absorben minerales radioactivos, y los minerales pesados se precipitan selectivamente en los

sedimentos finos. En promedio las lutitas contienen 3% en peso de potasio, 6 ppm de Uranio y 20

ppm de torio. El potasio es el mayor contribuyente de radioactividad de las lutitas.

Las areniscas y los carbonatos libres de arcillas contienen muy pocos minerales radioactivos

debido a que el ambiente quimico que prevalece durante su depositacién no es favorable para

minerales radioactivos. Las areniscas promedian 1% de potasio, 6 ppm de uranio y 20 ppm de

torio. Los carbonatos promedian 0.3% de potasio, 2 ppm de uranio y 2 ppm de torio.

Sin embargo, no siempre los minerales radioactivos estén asociados tnicamente a las arcillas 0

lutitas, ya que en una formacién pueden estar presentes también contaminantes radioactivos, tales

como cenizas volcdnicas, residuos de granito, o sales radioactivas disueltas en el agua de

formacién.

Las herramientas de rayos gamma miden toda la radioactividad natural de las formaciones

mediante diferentes tipos de detectores (Fig. [II.1).

de

Formacién |

Detector

Fig. II. f Herramienta de Rayos Gamma (Schlumberger).

Capitulo 3. Principios de Medicién de las Herramientas Nucleares


Una de estas herramientas es la de Medicién de Rayos Gamma (SGT), que mide la radioactividad

total de la formacién mediante un detector de centelleo, haciendo una distincidn entre las zonas de

alta y baja radioactividad. En formaciones sedimentarias, las lecturas de la herramienta de rayos

gamma reflejan el contenido de arcilla y lutita. La herramienta de rayos gamma s6lo detecta la

radiaci6n que se origina desde un volumen relativamente pequefio que rodea el detector. El

volumen de investigacién en una formacién homogénea es aproximadamente una esfera centrada

en el detector, cuyo tamafio dependerd de la energia de los rayos gamma, siendo también afectada

por la densidad del lodo y de la formacién.

Otra herramienta de rayos gama es la de Espectrometria de Rayos Gamma Naturales (NGT), que

a diferencia de la anterior, no sélo mide la radiactividad total, sino también el nimero de rayos

gamma y el nivel de energia de cada uno, permitiendo la determinacion de las concentraciones de

potasio, torio y uranio radioactivos en las formaciones, pues la mayor parte de los rayos gamma

son emitidos por la desintegracién de isétopos de las series radioactivas de estos tres elementos.

Los rayos gamma emitidos por estas tres series radiactivas tienen un numero discreto de energias,

el K® se caracteriza por la emisién de un rayo gamma de 1.46 MeV correspondiente al emitido

por el Ar”, la serie del Th?*? se distingue por un pico de rayo gamma de 2.62 MeV del TP, y la

serie del U™®* se distingue por el pico de rayo gamma de 1.76 MeV del Bi",

Las formaciones, por lo general, estan en equilibrio secular, es decir, los is6topos radiactivos hijos

se desintegran en la misma proporcién en la que son producidos por los isétopos padres, por lo

que las proporciones relativas de elementos padres e hijos en una serie radioactiva permanecen

constante, asi, al considerar la poblacién de rayos gamma en una parte particular del espectro es

posible deducir la poblacién en cualquier otro punto, y de esta manera determinar la cantidad de

isétopos padre. Una vez que se conoce la poblacién de isétopos padres también se puede

encontrar la cantidad de isétopos no radiactivos.

Debido a que los rayos gama sufren interacciones con la formacién (efecto fotoeléctrico,

dispersién de Compton y produccién de pares) y a la respuesta del detector de centelleo, los

espectros de energia originales de los isétopos radiactivos varian (Fig. III.2).

Para obtener una evaluacién cuantitativa del torio, uranio y potasio de un anilisis de la

distribucién de energia total, es Gtil dividir el espectro en dos regiones: una regién de alta energia,

con tres picos principales, los rayos gamma emitidos por TP, Bi?’ y K®, y una regién de baja

energia, cubriendo el rango de energia de los rayos gamma que resultan de la difusién Compton en

la formacién, mas las emisiones de baja energia de las series del torio y uranio.


25

Aplicaciones Geoldégicas de los Registros Nucleares de Pozos

El espectro detectado se divide en varios rangos de energia, conocidos como ventanas. Las primeras tres (Wi, W2, W3) de alta energia cubren el pico caracteristico de las tres series radioactivas, que representa sdlo el 10 % del espectro en términos de velocidades de conteo. En las ventanas siguientes (W4, Ws) se incluye una contribucién de energia con alta velocidad de

conteo de la parte baja del espectro, con las que se reducen las grandes variaciones estadisticas en

las ventanas de alta energfa (Fig. III.2).

Energia (MOV) Cwil we Two 7 we ws

‘Schumberger

Fig. III.2 Espectro registrado por el detector de centelleo de la NGT (Schlumberger).

La herramienta NGT utiliza un detector de centelleo de yoduro de sodio activado con talio, que

esta contenido en una caja a presién que durante el registro se mantiene contra la pared del pozo por medio de un fleje.

E] radio de investigacion de la herramienta NGT dependera de la energia de los rayos gamma, del

didmetro del pozo y de la densidad del lodo y de la formacién.

La Sonda de Espectroscopia de Rayos Gama Naturales para Medios Hostiles (HNGS) usa dos

detectores de centelleo con un cristal de bismuto-germanio (BGO), que tienen un mayor volumen

(2 x 8 pulgadas) y una mas alta resolucién, incrementando la eficacia en la deteccidn de los rayos gamma. Con estas ventajas del cristal BGO permiten tomar el registro al doble de velocidad que la

NGT.

La herramienta HNGS registra y procesa el espectro completo para una mayor precisién

estadistica, conduciendo a una mayor definicién de las sejiales de amplitud completa que

identifican la cadena de decaimiento y haciendo mas facil la identificacién y separacién de las

contribuciones de Th, U, K, determindndolas con mayor exactitud y precisién, y reduciendo los

efectos del pozo.

Entre los dos detectores BGO se encuentra una pequefia fuente de estabilizacién de sodio, que

produce un rayo gamma de 1.275 MeV y un positron, que al chocar con un electrén produciré un


26


par de rayos gamma de 0.511 MeV (Fig.II.3). Estos rayos gamma son registrados por los dos

detectores simultdneamente, y sus pulsos coinciden en tiempo, por lo que son almacenados en un

espectro llamado coincidente, que es utilizado para estabilizacién. Los rayos gamma que

provienen de la formacién son almacenados en otro espectro llamado anti-coincidente.

Fig. 11.3 Fuente de estabilizacién de la HNGS (Schlumberger).

De las 256 ventanas del espectro de energia registrados, dos corresponden al espectro coincidente,

que son el pico de 0.511 MeV, que aparece alrededor de la ventana 40, y el pico de 1.786 MeV

(que es la suma de las sefiales coincidentes 1.275 y 0.511 MeV), que aparece en la ventana 145

(Fig. III.4). La localizacién del pico 0.511 MeV es comparada con su localizacién establecida por

el software de la herramienta en superficie, y si hay alguna diferencia se genera un voltaje de

control que incrementa o decrece el alto voltaje del tubo fotomultiplicador, cambiando la

localizacién del pico a la localizaci6n correcta.

200 0.811 Mev | |

100 fh t T : 0.511 MeV41.275 MeV

= 1.786 MeV 1

1.275 MeV | q “0 a ! {\ Espetro

3 J 6 = E $ or ~

t

i

at

Energia (Me¥]

Fig. 111.4 Espectro coincidente y anticoincidemte registrados por los detectores de la HNGS (Schlumberger).

El espectro anticoincidente es descompuesto usando patrones estandares para Th, U, K y el K del

pozo. Sélo los rayos gamma de alta energia son usados en el anilisis, eliminando la sensibilidad al

lodo con contenido de barita.

Capitulo 3. Principios de Medicidn de tas Herramientas Nucleares

27


11.2 HERRAMIENTAS DE DENSIDAD

En las herramientas de densidad, la formacién es sometida a un flujo de rayos gamma que son emitidas por una fuente especial (Fig. III.5). Los rayos gamma interactiian con la materia de diferentes maneras, dependiendo de su energia de incidencia, y estas interacciones pueden ser produccién de pares, difusi6n Compton y efecto fotoeléctrico.

Formacién

Detectores

Fig. IILS Herramienta de Densidad (Schlumberger).

Debido a que la produccién de pares tienen una influencia insignificante para el tipo de fuentes de

rayos gamma usadas en las herramientas de densidad, que emiten rayos gamma de mediana

energia, solo la difusién Compton y el efecto fotoeléctrico son de interés practico para estas herramientas.

En la difusién Compton, el ntimero de colisiones eldsticas que sufren los rayos gamma estd

directamente relacionado con el nimero de electrones de la formacién, es decir, la densidad

electronica de la formacién. La densidad de los electrones est4 relacionada con el volumen de la

densidad total de la formacién (o médulo de densidad), que a su vez depende de la densidad del

material de la matriz de la roca (o densidad aparente), de su porosidad y de la densidad de los fluidos contenidos en ella.

Mientras mayor sea la densidad del material de la formacién, mayor serd la probabilidad de que los

rayos gamma tengan colisiones eldsticas, pierdan energia o sean capturados (efecto fotoeléctrico), el resultado es que llega al detector una cantidad de rayos gamma menor que los que salieron originalmente de la fuente. Asi, la intensidad de los rayos gamma registrada por las herramientas

de densidad sera inversamente proporcional a la densidad de la formacién.

Las primeras herramientas de densidad, como el Registro de Densidad de Formacién (FDL),

tenian un sdlo detector, y aunque era presionada contra las paredes del pozo por un resorte, las

mediciones eran afectadas por el enjarre, espesor y densidad del lodo.


28


Para eliminar los efectos del lodo fue disefiada la Herramienta de Porosidad Gamma (PGT), que utiliza dos detectores a diferente espaciamiento, mejorando también la resolucién vertical. Estas herramientas también son Hamadas de densidad compensada (FDC). E] detector que esta a menor espaciamiento es sensible a la densidad del material que esta cerca a la sonda, como el enjarre y las irregularidades menores de la pared del pozo. La informacién de este detector se combina con la de densidad no compensada del detector mds alejado, para obtener una correccién en las mediciones de densidad.

La Herramienta de Litodensidad (LDT) provee mediciones adicionales, mejorando las herramientas de densidad compensada. Esta herramienta tiene una fuente de rayos gamma de Cesio'™” de 1.5 curies y dos detectores, siendo el espaciamiento entre los detectores menor, incrementando las velocidades de conteo y disminuyendo las variaciones estadisticas, haciendo que las mediciones de densidad sean menos sensitivas a la presencia de enjarre, especialmente los que contienen barita. Los detectores son de centelleo, con un blindaje de tungsteno para asegurarse que los cristales sélo reciban la radiacién desde la formacién, teniendo el detector lejano una ventana de berilio para asegurar la deteccién de los rayos gamma de baja energia.

Ademdas de medir la densidad total también mide el factor fotoeléctrico de la formacién (Pe), que provee informacién adicional de la litologia. La herramienta LDT tiene mayor resolucién vertical que las herramientas compensadas anteriores.

El espectro de energia de los rayos gamma medido por los detectores muestra dos regiones (Fig. TIL.6). Una de ellas representa los rayos gamma de alta energfa, que alcanzan el detector (B), y que corresponde a la regién de difusién Compton. E] nimero de rayos gamma en esta regién dependerd de la densidad electrénica de la formacién. La otra regién representa el ntimero de rayos gamma de baja energia que alcanzan al detector (A), que dependeré de la seccién transversal fotoeléctrica y la densidad electronica de la formacién, correspondiendo al efecto de la absorcién fotoeléctrica en la formacién.

300 sence e cece ne bees cee eee e reads etaeet beeen eens

o [Espectra de Energia B 250 |... f | bo. bm ees a on ® # 200 |... 3 Q

BBO pf | Vb be been

= Ventanas de

8 WO bef | Ep. Estabilizacin. |

vy

oS — Sn >

QO 100 208 300 400 S00 600 700 800 900 1000 Energia (KeV)

Fig. 111.6 Regiones del espectro de energia registrado por la LDT (Schlumberger).

Capitulo 3. Principios de Medicién de ias Herramientas Nucleares

29


La herramienta LDT tiene pequefias fuentes de estabilizacién de Cesio'’’ de 0.9 1Cu, que emiten rayos gamma de 662 keV. Estas fuentes de estabilizacién estan localizadas al final de cada cristal de los detectores, y tienen cada una un escudo de Cadmio para absorber los rayos gamma

reflejados por el blindaje de tungsteno.

Los rayos gamma producidos por las fuentes de estabilizacién producen un pequefio pico en 662 keV en el espectro de energia medido, que son contados en dos ventanas, centradas alrededor del pico (Fig. III.6). Los conteos de estas dos ventanas de estabilizacién son comparados y si difieren el “software” de la superficie ajusta el suministro de voltaje en los tubos fotomultiplicadores. Por ejemplo, el aumento en la temperatura normalmente ocasiona que més rayos gamma sean

detectados en la ventana de energia arriba de 662 keV, esto es contrarrestado por la reduccién del voltaje suministrado a los fotomultiplicadores.

En la Herramienta LDT-D se han adicionado dos ventanas extra a cada lado del par de ventanas de estabilizacién, formando un conjunto de cuatro ventanas de estabilizacién con una amplitud de 62 keV cada una. Estas ventanas extra sirven para estimar la diferencia de los conteos de més introducidos por el “background” en el par principal de ventanas de estabilizacién

El detector lejano, localizado a 14 % pulgadas de la fuente, tiene tres ventanas de energia, aparte de las ventanas de estabilizacién, que le permiten medir tanto los rayos gamma de baja energia como los de alta energia, asegurandose que los rayos gamma que detecta han sufrido numerosas difusiones Compton, 0 absorcién fotoeléctrica, o ambos y por lo tanto su velocidad de conteo

depende de la densidad electrénica y el mimero atémico efectivo de la formacién; en tanto que el detector cercano, localizado a 4 % pulgadas de la fuente, con dos ventanas de energia, aparte de las de estabilizacién, s6lo puede medir los rayos gamma de alta energia que han sufrido sélo unas pocas interacciones, por lo que su velocidad de conteo depende principalmente de la densidad electronica de la formacién.

En la Sonda de Litodensidad (LDS) el principio fisico de medicién es el mismo que en las herramientas comunes de litodensidad. La LDS registra el espectro completo de la difusién de los rayos gamma en 254 ventanas de energia, 127 ventanas para cada detector de aproximadamente 6 keV de ancho. El espectro es procesado con un modelo de columna y costillas similar al usado con la convencional LDT.

La pérdida de energia de los rayos gamma puede ser relacionada a la densidad electrénica (p.) de

la formacién por medio de la relacién p, = 2 Z/A py, donde Z/A es el valor promedio del nimero

atémico entre el peso atémico de la formacidén, que ser de alrededor de 0.5 para la mayoria de los elementos mientras que para el hidrégeno sera muy cercano a 1, por lo que conociendo la litologia

y los fluidos de la formacién, p, puede ser relacionado a la densidad de la formaci6n, py. Para

transformar los valores de densidad medidos por la herramienta (Piog) en valores de densidad

electrénica se utiliza la relacién Pyog = 1.0704 p, - 0.1883, para asegurar que los valores de densidad medidos de la caliza Ilena de agua coincidan con la densidad verdadera, a pesar de que la densidad electrénica del agua es 11% mds grande que su densidad volumétrica.


30


En rayos gamma de baja energia, el efecto fotoeléctrico es dependiente del niimero atémico, Z, llegando a ser més dominante con el incremento del ntimero atémico, por lo que es utilizado para derivar el factor fotoeléctrico de la formacién (PEF), que es medido en un rango de energia de 46 a 83 keV, similar a la ventana LITH de la LDT. La velocidad de conteo en la ventana LITH para una caliza sera mds baja que para una arenisca, pero en un rango de mis alta energia produciré la misma velocidad de conteo si tienen la misma densidad, por lo que sera usado para computar la densidad, y la proporcién de conteo en el rango de la ventana LITH es usada para determinar el PEF y remover Ja dependencia a la densidad.

El disefio electrénico de la LDS ha permitido un sistema de conteo mds rapido y mas estable, disminuyendo los efectos de tiempo de decaimiento y de acumulacién, produciendo una respuesta més lineal de la herramienta en un rango bajo de densidades (abajo de 2 gr./cc). También la velocidad de la regulacin electrénica que mantiene la estabilidad de la herramienta ha sido incrementada, mejorando la respuesta en cambios rapidos de las condiciones de registro.

La herramienta LDS puede detectar y corregir las contribuciones de energia mds altas (mayores a 662 keV) originada por la propia radioactividad natural de la formacién, o por el resultado de la activacién de la formacién debida a los 14 MeV producidos por el minitrén de la APS, cuando se corre en combinacién con ella, formando parte de la herramienta de porosidad y litologia integrada (IPL).

IIL3 HERRAMIENTAS DE NEUTRONES

Las herramientas de neutrones se basan en el bombardeo de Jas formaciones con neutrones rapidos o de alta energia (de energias de alrededor de 4 MeV o més), los cuales son emitidos continuamente por un determinado tipo de fuente, que dependerd del propésito para el cual haya sido disefiada la herramienta de neutrones, y que también determinaré el tipo de detectores que serén usados (Fig. III.7). Algunos detectores miden los neutrones directamente mientras que otros miden los rayos gamma que son producidos por las interacciones de los neutrones con la formacién.

Pozo | Formacién

dA tel en cree Fig. I!1.7 Herramienta de Neutrones (Schlumberger).



La respuesta de las interacciones de los neutrones, que miden estas herramientas, es afectada por la cantidad de neutrones de diferentes niveles de energia y la velocidad de decaimiento de la poblacién de neutrones de un nivel de energia a otro. También Ja distancia entre la fuente y el

detector afectaré las mediciones del neutrén. Un mayor espaciamiento entre la fuente y el detector permitird una mayor profundidad de investigacién, es decir, el neutrén viajard mas lejos antes de ser detectado; pero existe un limite, si se incrementa el espaciamiento fuente-detector el nimero de eventos detectados decrece, hasta llegar a un punto en donde el error estadistico es tan alto que es afectada la exactitud de las mediciones. También el tipo de matriz y la densidad de la matriz de la formacién afectardn la profundidad de investigacién del neutrén.

La primera herramienta de porosidad neutrén, el Arreglo Neutrén Rayos Gamma para Monocable (GNAM), surgié en 1952, tenia una fuente de neutrones de radio-berilio y un contador Geiger para detectar los rayos gama de captura. El registro que se obtenia con esta herramienta era

interpretado empiricamente para la porosidad. Las variaciones de las dimensiones mecdnicas, como el espaciamiento fuente detector, y la poca confianza en los sistemas electrénicos, eran los

principales defectos de esta herramienta.

En la Herramienta Neutr6n Gamma (GNT) se intento mejorar los defectos de la GNAM. Con esta

herramienta se obtenfa una medicién de la porosidad de las formaciones y se hicieron esfuerzos para que fuera una medicién cuantitativa. La GNT era una herramienta que podia correrse centrada o excentrada de las paredes del pozo, tenia un solo detector que media tanto los

neutrones térmicos como los rayos gamma de captura de alta energia, aunque sus mediciones eran

muy afectadas por la salinidad del fluido, temperatura, presién, didmetro del pozo, alejamiento, enjarre, peso del lodo, y en pozos revestidos, por el acero y el cemento. Los detectores que usaba

eran de centelleo o Geiger Muller.

En la Herramienta Neutrén Epitérmico de Pared (SNP) se introdujo un detector de neutrones de He’, que detecta neutrones epitermales, minimizando los efectos de los elementos absorbentes de neutrones térmicos, y tiene una fuente quimica de plutonio-berilio; fuente y detector van montados sobre un patin que se aplica contra la pared del pozo, minimizando asi los efectos del pozo, aunque es muy susceptible al enjarre y a las irregularidades del pozo, y no puede ser corrido

simult4neamente con las herramientas de densidad.

La Herramienta de Neutrén Compensado (CNT) fue disefiada originalmente como una

herramienta para pozo entubado, para reemplazar la GNT, por que la SNP no puede ser usada en pozo entubado. Pero debido a que la CNT puede ser combinada con varias herramientas, fue pronto establecido como una herramienta de pozo abierto. La herramienta CNT tiene dos detectores de He* para medir los neutrones térmicos, y debido a que tiene una fuente de neutrones de AmBe de 16 curies y mayor espaciamiento entre fuente y detectores, tiene una mayor profundidad de investigacidn. E] detector lejano (a 24.7 pulgadas de la fuente) tiene mayor volumen con el objeto de aumentar su sensibilidad. El detector cercano esta a

15 pulgadas de la fuente. Al promediar las velocidades de conteo de los detectores se reducen los

efectos del pozo, aunque puede ser afectada por la arcilla debido al efecto de absorcidn de los

neutrones térmicos.

Capitulo 3. Principios de Medicién de tas Herramientas Nucleares

32


Por esta razon, en la herramienta CNT-G de doble porosidad se incorporaron otros dos detectores de He’ que miden los neutrones epitermales, para evitar este efecto y mejorar la respuesta al gas

en yacimientos con arcilla. Al comparar las mediciones de porosidad de los detectores termales y

epitermales nos indicard el contenido de arcilla o la salinidad del fluido en la formacién. Sin embargo, las velocidades de conteo de los neutrones epitermales son mds bajas que las de los neutrones termales, en condiciones idénticas, por un factor de 10, debido a que hay una menor

eficiencia en la deteccién de los neutrones epitermales y los neutrones permanecen sélo un tiempo

breve en la banda de energfa epitermal.

La Sonda Acelerador de la Porosidad (APS) tiene un detector de neutrones termales de He* y

cuatro detectores de neutrones epitermales de He’. Uno de los detectores epitermales se encuentra a 8.4 pulgadas de la fuente y es llamado detector epitermal cercano; dos detectores epitermales se

encuentran juntos a 12 pulgadas de la fuente y son llamados arreglo epitermal; el detector termal

se encuentra a 18 pulgadas de la fuente y es llamado arreglo termal; el ultimo detector epitermal se encuentra a 25 pulgadas de la fuente y es llamado detector epitermal lejano.

Este sistema de detectores puede medir las velocidades de conteo del neutrén y el tiempo relativo

de arribo para la réfaga de neutrones de la fuente. Para reducir los efectos del pozo, todos los detectores estan excentralizados, protegidos con un blindaje de respaldo de carburo de boro, y enfocados hacia la formaci6n con la excepcidn del detector cercano.

La poblacién de neutrones epitermales es medida por los detectores como una velocidad de conteo. El promedio de estas velocidades de conteo es utilizado para determinar la porosidad. La

utilizaci6n de estos promedios en lugar de utilizar directamente las velocidades de conteo del

detector, reduce el impacto de muchos efectos ambientales sobre la sefial de salida.

La APS usa el acelerador electrénico de neutrones en lugar de la fuente quimica, llamado minitrén, que da neutrones de mds alta energia, y que permiten la medicidn del neutrén epitermal. Esta fuente se encuentra localizada sobre los detectores. Debido a que el minitrén es pulsante, la informacion de la velocidad de conteo puede ser adquirida simulténeamente de dos formas; como una velocidad de conteo promedio de tiempo independiente, o como una distribucién dependiente

del tiempo medido entre rdfagas de neutrones. Las velocidades de conteo promedio son medidas por los cinco detectores y las distribuciones de tiempo dependiente son adquiridas por los tres

arteglos de detectores epitermales. El] minitrén es pulsado 30 veces produciendo rafagas de 10

microsegundos en intervalos de 40 seg. para las mediciones de porosidad neutrén y el tiempo de decaimiento. Después se produce una rafaga de 100 microsegundos y un periodo de 700 microsegundos para la medicion de la seccién transversal de captura.

E] decaimiento del neutrén epitermal es determinado al analizar la disminucién de su poblacién en los detectores del arreglo epitermal. La velocidad del decaimiento epitermal es influenciada por la velocidad a la cual los neutrones epitermales son moderados a energias termales. El hecho de que el hidrégeno domine el proceso de moderacién en bajas energias determina que la medicién del

tiempo de decaimiento es esencialmente independiente de la litologia. Sélo los neutrones en un

rango limitado de energia afectan la medicién del tiempo de decaimiento del neutrén epitermal, y estos neutrones s6lo viajan una corta distancia dentro de este nivel de energia.


33

Aplicaciones Geoldgicas de ios Registros Nucleares de Pozos

La Herramienta de Tiempo de Decaimiento de Neutrones Térmicos (TDT) no es una herramienta

de neutrones convencional ya que su fuente de neutrones de alta energia (minitrén) produce estallidos o pulsos de neutrones a intervalos de tiempo y duracién controlada, en vez de una

emisién continua de neutrones. La TDT-P utiliza dos pulsos separados de neutrones, el primero de ellos es corto y es usado para evaluar el pozo, mientras que el segundo es largo y es usado para evaluar la formacién. La herramienta TDT utiliza dos detectores de centelleo para medir los rayos

gamma de captura.

Después del estallido de neutrones, estos son moderados por las numerosas colisiones con los materiales del pozo y de la formacidn hasta alcanzar una velocidad térmica y son capturados, produciendo la emisién de rayos gamma. Al detectar estos rayos gamma, los detectores registran los cambios relativos en la cantidad de neutrones térmicos que van quedando en la formacién, ya que el nimero de rayos gamma de captura es proporcional al ntimero de neutrones que son capturados y con esto se toma una aproximacién equivalente de los neutrones térmicos que no son

absorbidos, midiendo el tiempo en que decae la poblacién de neutrones térmicos, que es de forma exponencial.

La herramienta TDT-P utiliza un sistema de salto de pulso con 128 estallidos o rdfagas de neutrones entre las mediciones que se hacen del “background”, que es la suma de la radiacién natural mds la activacién debida a los neutrones de alta energia emitidos por la herramienta.

Los conteos de los detectores cercano y lejano son hechos en 16 ventanas (Fig. III.8), 5 son para la deteccién de los rayos gamma de captura después del estallido corto y 8 son para los rayos

gamma de captura después del estallido largo. Cada dieciseisavo de ciclo es inhibida la generacién

de neutrones para la medicién del background en la ventana nimero 2, que es reservada para esos

conteos. En las ventanas 1 y 8 se miden los rayos gamma ineldsticos producidos durante el

estallido. Al principio de cada estallido hay una pequefia ventana de 3.5 juseg. que monitorea el

rendimiento del minitrén.

ESTALLIDO ESTALLIDO

Cc: ORTO LARGO 9

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L o

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Rela

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es ee ee | 7080 00sD.st300 8D «1700 Tiempo (useg)

Fig. [11.8 Grafica del tiempo de decaimiente del doble estallido de la herramienta TDT-P. (Schlumberger).

Capituio 3. Principios de Medicién de las Herramientas Nucleares

34


La deteccién es puesta en fase por el uso de un método de factor de escala, el cual varia la frecuencia de un oscilador de acuerdo a la magnitud del tiempo de decaimiento que es medido. Este oscilador controla la apertura y cierre de las ventanas de medicién, en donde se hacen los

conteos de los rayos gamma, y el ancho de la ventana, es decir, la posicién y duracién de las ventanas. La frecuencia es transmitida a la superficie y es proporcional a la seccién transversal de

captura, 2.

La TDT-P utiliza un nuevo método para analizar e] decaimiento de los neutrones rapidos en el pozo, llamado modelo de difusién, mediante el cual la solucién aproximada para la ecuacién de difusién del neutrén es mejor que la del modelo de decaimiento exponencial. Este procesamiento es independiente del espaciamiento fuente detector, ofreciendo una valiosa redundancia al sistema;

asi, si las mediciones de uno de los detectores falla durante el registro, los datos obtenidos por el segundo atin son validos. La comparacién de las respuestas obtenidas por los detectores lejano y cercano es un valioso registro de control de calidad de la herramienta.

Uno de los elementos comunes de la Tierra y que es el mds fuerte absorbedor de neutrones es el

Cloro, por lo que la respuesta de la TDT en el tiempo de decaimiento termal estard fuertemente afectada por la cantidad de cloruro de sodio en el agua de la formacidn.

Aunque la medicién principal de la herramienta TDT no es la porosidad, el radio de las velocidades de conteo de los dos detectores es muy parecido al radio de la CNL y puede ser convertido a porosidad.

La Herramienta de Saturacidén en Yacimientos (RST) también utiliza el minitrén como fuente de

neutrones, pero este es sustancialmente diferente que el usado en la TDT, debido a que sdlo requiere un pulso de 240V en lugar de los 2000V mas una fuente de pulsos i6nicos utilizados en el minitrén de la TDT-P. El nivel de voltaje diez veces mas bajo del minitrén de la RST es mucho més facil de controlar, produciendo una rafaga de neutrones mds cuadrada, mds nitida. La

produccidn del minitrén es controlada desde la superficie a fin de optimizar las velocidades de conteo al maximo para que puedan ser manejadas por la herramienta. La produccién del minitrén es del orden de 4 x 10° neutrones/seg con un nivel de energia de 14 MeV.

La RST tiene dos detectores de centelleo de oxi-ortosilicato de gadolinio (Gd2SiOs) para medir el

espectro de rayos gamma inducidos por las interacciones de los neutrones en la formacién y en el pozo. El detector lejano tiene un cristal més grande para mejorar su precisién estadistica.

Capitulo 3. Principios de Medicidn de las Herramientas Nucleares

35

Aplicaciones Geolégicas de tos Registros Nucleares de Pozos

Una pequefia fuente de Cesio'*’ es colocada al final del cristal detector para proveer una seiial de referencia para la ganancia del detector y que produce un pico concentrado alrededor de los 611 keV, que corresponderia al canal 21 en el espectro de 256 canales si la ganancia del detector es correcta, pero si no, el software lo registra y ajusta el voltaje en el tubo fotomultiplicador del detector para que corresponda con el canal 21. Este sistema es muy similar al empleado en las herramientas LDT y NGT.

En la RST-A de menor didmetro (1 ''/\¢ pulgadas) la configuracién de los detectores y el minitrén es muy parecida a la de la TDT-P, los dos detectores estan alineados en el eje de la herramienta y son separados por blindaje contra neutrones y rayos gamma del minitrén y entre ellos (Fig. III.9).

Con este arregio el contraste entre el pozo y la formacién es insuficiente en la mayoria de los casos para permitir la determinacién de la composicién del fluido del pozo y del fluido de la formacién simulténeamente, aunque, como el detector cercano es sensible al fluido de la formacién, contribuye a disminuir las variaciones estadisticas de la medicién.

También, debido a que la RST-A es simétrica en su configuracién, pueden ser desarrolladas mds facilmente aplicaciones adicionales, como registros de flujo de agua, registros de velocidad de fase, mediciones de fracciones de tres fases estacionarias, servicios de registros de produccién y, en el futuro, mediciones de saturacién de tres fases.

RST-A ARN.

EE =a Circutes Electronicos

Tubo Fatomuttiplicadar

Detector GSO Lejano

Ciroultos Gectrénicos

Tubo Fotomuttiplicador

Detector GSO Cercano

Bindaje

Fuerte de Neutrones

Fig. I11.9 Configuracién de la Herramienta RST-A (Schlumberger).


36


En la RST-B de 2 % pulgadas los detectores estén desfasados del eje de la herramienta. El detector cercano estd orientado hacia el pozo y es protegido de la formacién por un blindaje, lo

que le da mayor sensibilidad a los fluidos del pozo. El detector lejano se orienta hacia la formacién

y es protegido con un blindaje del pozo, aumentando su sensibilidad a los fluidos de la formacién

(Fig. TI. 10).

Este ajuste maximiza la separacién de las respuestas del pozo y de la formacién, proveyendo respuestas correctas en pozos donde los fluidos no estan bien definidos, como es el caso de los pozos que fluyen, y obteniendo la saturacién de los fluidos de la formacién y la fraccién de los

fluidos del pozo (en ambientes de flujo de dos fases) de la misma medicién.

Sin embargo, esta especializacién es a expensas, de la velocidad de registro, pues la RST-A es

corrida alrededor de tres veces mas rapido que la RST-B para obtener la misma calidad en las mediciones.

RSTB Basin,

Circultos Blectrénicos.

Tubo Fotomuttiplicador

Detector GSO Lejano

: Circutos Electronicos

: Tubo Fotornutt

Detector GSO Cercano

3 Bindaje

Fuente de Neutrones

+--—— Detector GSO Lejano

+-— Detector GSO Cercane Fig, 111.10 Configuracién de la Herramienta RST-B (Schlumberger).

La produccién de rayos gamma es debida a la interaccién de los neutrones rdpidos con la formacién y el pozo, principalmente ineldstica, relativamente cerca de la fuente y practicamente durante la emisién de los neutrones, durante el periodo en que el minitrén estd encendido.

Asi los detectores mediran dos espectros (Fig. If1.11), uno durante el estallido de neutrones que

serd un “espectro ineldstico” (A), y otro poco después que la rdfaga de neutrones se ha detenido

para obtener un “espectro de captura” (B y C) que contintia por casi 100 microsegundos.


37


Una fraccién (6) del espectro de captura B es sustraida del espectro ineldstico para remover el background de captura y se obtiene un “espectro ineldstico neto”, que es utilizado para determinar las contribuciones relativas de elementos 0 producciones.

Tiempo (weg) 4

cry |

| IS S

SS

1 BO

vey

ee

Fig. [1.11 Espectros registrados por la RST. (Schlumberger).

En los pozos, debido a la relativa abundancia de los elementos, sdlo se requieren seis espectros ineldsticos para determinar las producciones de Carbono y Oxigeno, estos son los espectros del Carbono, Oxigeno, Hierro, Silicio y Calcio. El sexto espectro es el producido por la herramienta misma por el efecto de los neutrones de 14 MeV en los blindajes entre la herramienta y el minitrén y, en la RST-B, en los blindajes que protegen los detectores (Fig. III.12). Este espectro puede tener una gran contribucién al espectro medido, por lo que ignorarlo conduciria a grandes errores sistematicos.

— Oxigeno ~— Calcio - Sillogo Hiasro

| — Bankground de — carbone

Le ween.

‘\

Energia (MeV)

Fig. HI.12 Espectros estdndares de elementos y del background de la herramienta para el detector lejano de la RST de 2 % pulgadas (Schlumberger).


38


Para determinar las contribuciones de los elementos se inicia con la suposicién de que el espectro

medido es una suma lineal de las contribuciones relativas de los espectros elementales.

Después se utilizan espectros elementales derivados de laboratorio, Mamadas estandares, degradandolos hasta que correspondan a la resolucién del detector bajo las condiciones de medicién del pozo, produciendo unas estandares de pozo, de las cuales fracciones lineales de cada una son sumadas, hasta producir un espectro teérico que corresponda con el espectro medido, aunque no corresponde perfectamente, porque las estandares no son la tinica al espectro medido,

pero si son las mas significativas.

El ajuste entre el espectro medido y el tedrico es probado en cada nivel hasta que el error total es minimo, entonces las fracciones de los esténdares elementales son usadas para obtener las

producciones de los elementos.

El “espectro de captura” medido después del estallido también puede ser usado para determinar las contribuciones de los elementos, pero con un rango mayor de elementos que en el proceso inelastico, que puede ser limitado en formaciones limpias, pero en formaciones arcillosas las estandares utilizadas pueden ser mayores a 20, por lo que para obtener resultados confiables se

necesitan datos de alta resolucién.

Otro espectro obtenido por la RST es el “espectro del tiempo de decaimiento”. En este espectro los rayos gamma son medidos después que el estallido de neutrones se ha detenido y son puestos en canales en funcién de su tiempo de arribo, en lugar de ser puestos en funcién de su energia, asi la velocidad de conteo de los rayos gamma, corregida del background, es relacionada con la poblacién de neutrones termales en un tiempo dado, obteniéndose un espectro dependiente del tiempo, que es usado para determinar la seccién transversal de captura del neutrén termal de la formacién y del pozo.

La RST puede operarse en tres modos bdsicos: MODO INELASTICO DE CAPTURA (IC), MODO DE CAPTURA SIGMA (CS) y MODO SIGMA (SIGM).

En el MODO IC se registran un espectro inelastico, dos espectros de captura y un espectro de tiempo de arribo para cada detector, es decir, ocho espectros en total para cada toma de datos en una profundidad.

La primera compuerta de captura esta sobre la misma longitud de tiempo que la compuerta ineldstica, y una cierta fraccién de este espectro es substraido del espectro ineléstico para obtener el espectro inelastico neto. La segunda compuerta de captura puede proporcionar las estimaciones

cualitativas de las producciones elementales, aunque no estd idealmente colocada para registrar el


39


espectro de captura (estd muy cerca después del estallido) porque la poblacién de neutrones termales permanece més grande en el pozo. Sin embargo, la secuencia de tiempo en el modo IC es optimizada por el registro del espectro inelastico. El ciclo completo dura 100.3 jseg., durante el cual el minitrén es encendido por 20.3 seg, como se muestra en la Fig. III. 13.

POSICION DEL ESTALLIDO

Tiempo (use) 400.27

POSICION DEL ESPECTRO

HEL CAP4 CAP2

032 23.5255 45.9 100.27

CANALES MCS

fol 4-22 1) 25-43 1. J Ut TT 7 7

1-3 23-24 44.94

Fig. IIL.13 Posicién en el tiempo det estallido, los espectros y los canales MCS en el Modo IC (Schlumberger).

Los conteos obtenidos también son puestos en compuertas de tiempo a lo largo del ciclo para obtener un espectro de tiempo de los conteos de los rayos gamma totales, también llamado espectro escalador de multicanales (MCS), teniendo cada canal una amplitud de 1.066 juseg. y sdlo se emplean 94 de los 128 disponibles. En el modo IC el MCS es utilizado para controlar la ganancia del detector, la produccién del minitrén y otras funciones similares.

En el MODO CS el minitrén sigue una secuencia de 128 estallidos dobles, similar al de la TDT-P,

en un periodo de 202.3 milisegundos, en el cual se registran dos espectros de captura, uno después del estallido corto y otro después del estallido largo, y después cl minitrén es mantenido apagado por 18 milisegundos, registrandose en este periodo un espectro de los rayos gamma del background en cada detector, de manera que el ciclo completo dura 220.34 milisegundos (Fig. III.14). También se registra el espectro escalador de multicanales, MCS, para cada detector.

Durante la secuencia de 128 estallidos dobles, los canales 1 a 108 del MCS son actualizados constantemente por la medicién de los conteos de cada ciclo de doble estallido y al final se obtiene la suma en un espectro, y al terminar la secuencia completa de estallidos dobles, los canales 109 a 126 son usados para las mediciones del background.



Para optimizar los datos de captura, estos canales son de diferente longitud, los canales 1 a 14 y

39 a 48 son de 6.1333 puseg. , los canales 15 a 38 y 49 a 108 son de 17.0667 seg, mientras que

los canales 109 a 126 son de | milisegundo de largo. Los canales de més corta longitud son utilizados para captar los datos que decaen rapidamente después que el estallido se detiene.

Un Ciclo Campleto en el Modo CS:

220.34 mseg

POSICION DEL ESTALLDO

61245 © 256.8 495.5 15608 POSICIOH DEL ESPECTRO

CAP 4 CAP2

30.7 2395 556.8 1563.7

CANALES MCS

o 859 4955 $588 Trempo (useg) 15808 I J J}

1-44 18-3 39-46 49-108

Fig. IIL.14 Posicién en el tiempo del doble estallido, los espectros y los canales MCS en los Modos CS y SIGM (Sclumberger).

El MODO SIGM es usado cuando la salinidad del agua de formacién es suficientemente alta (arriba de 35000 ppm) para diferenciarla de las mediciones del sigma del aceite. Se utiliza la misma secuencia de tiempo para e] minitrén que en el modo CS (Fig. III.14), pero no registra los espectro de captura, sélo registra el espectro MCS de los datos del tiempo de decaimiento y un espectro de rayos gamma del background, por lo que la velocidad de registro en este modo es mas rapida (1800 pies/hr) que en el modo IC (600 pies/hr). Los pardmetros obtenidos en el modo SIGM son similares a los obtenidos con la herramienta TDT-P pero con mayor exactitud.


4


CAPITULO IV

PARAMETROS OBTENIDOS Y PRESENTACION DE LOS REGISTROS NUCLEARES

IV.1 HERRAMIENTAS DE RAYOS GAMMA

La respuesta de la herramienta de rayos gamma naturales (SGT), después de las correcciones apropiadas, es proporcional a las concentraciones en peso del material radioactivo en la formacién.

La curva de rayos gamma (GR) se localiza generalmente en el carril izquierdo del registro (Fig. IV.1). El registro GR se presentaba anteriormente en diferentes unidades, conteos por segundo o microgramos de radio equivalente por tonelada de formacién, pero en la actualidad se presenta en unidades API.

—— —Tensjon TENS) __ 110000.0. «Bry

Fig. 1V.1 Presentacién de! registro GR (Schlumberger).

Con la herramienta de espectroscopia de rayos gamma naturales (NGT) es posible determinar las

concentraciones de K, U y Th radioactivos en la formacién conociendo la respuesta de la herramienta, el nimero de conteos de cada ventana y el nivel de energia de los rayos gamma

Capitulo 4. Pardmetros Obtenidos y Presentacién de los Registros Nucleares

42


El registro de la NGT (llamado NGS) proporciona un registro de las concentraciones, en la formacién, de Potasio (en porcentaje), Torio y Uranio (en partes por millén), generalmente en los carriles de la derecha. En el carril de la izquierda se pueden presentar una curva de rayos gamma total (SGR) y una medicién de ios rayos gamma libres de uranio (CGR), que es sélo la suma de los rayos gamma del torio y del potasio (Fig. IV.2).

(ategrated Hote i Volume Minot Pig |

} Cement Volume —Thotum (MOM ts ... Te Hiner Pip (PP ta) x

10.0Fa ~ Cannstid GemmaRay (GGA) _f é (GARY iaut

reg, !

Votume Major lp | $00.0 F3 lh

i oe

eee ee integrated 3 { Cement Volume 2 Majoe Pip :

100,0F3 i

Fig. IV.2 Presentacién del registro NGS (Schlumberger).

La sonda de espectroscopia de rayos gamma naturales para medios hostiles (HNGS) determina las concentraciones de Torio, Uranio y Potasio, con una exactitud de 42% para el torio y el uranio y +5% para el potasio.

El registro obtenido con la herramienta HNGS se presenta junto con los registros obtenidos con la herramienta APS y la herramienta LDS en tres carriles. En el carril de la izquierda se presentan la sigma de la formacion (SIGF) y el Standoff de ia herramienta (STOF) registrados por la APS, el

registro de rayos gamma totales (SGR) o el de rayos gamma libres de Uranio (HCGR) de la HNGS, y el calibrador (LCAL) de la LDS. En el carril de en medio se presenta la profundidad. En

el carril de la derecha se presenta la porosidad del arreglo de detectores epitermales (APLC) de la

APS, y la densidad (RHOM) y el factor fotoeléctrico (PEF) de la LDS(Fig.IV.3). En este carril

también pueden presentarse las concentraciones de Torio, Uranio y Potasio por separado.


43


19 LOAL 20| 1240n [46 APLG as aj (ou)

a 150 195 RHOM 2.95 (GAP) igiem*)

ot STOE, g oO PEF 10) 0.25 | DAH wo OB

Fig. IV.3 Presentacién del registro HNGS (Schlumberger).

IV.2 HERRAMIENTAS DE DENSIDAD

Con la herramienta de Litodensidad (LDT) se obtiene del detector de espaciamiento largo una

medicién de la densidad (pis) y una medicién del factor fotoeléctrico (P.), y del detector de

espaciamiento corto se obtiene también una medicién de la densidad (pss). La diferencia de pis -

Pss determina un término correctivo (Ap) que toma en cuenta el efecto del enjarre y/o el efecto del standoff, obteniéndose una densidad final mediante py = prs + Ap.

Al comparar los conteos de las regiones de alta y baja energia del espectro puede determinarse el

factor fotoeléctrico (P,) o indice de la seccién transversal fotoeléctrica, en barnios por electrén. La

seccidn transversal es relativamente independiente de la porosidad y del fluido de saturacién.

Capitulo 4, Parametros Obtenidos y Presentacién de ios Registros Nucleares


E] registro LDT presenta en los carriles III y IV una curva de la densidad total de la formacién (pp), una curva de compensacién de la densidad (Ap) y la curva del factor fotoeléctrico (P.). El carril uno puede presentar una curva de rayos gamma (GR) y un calibrador (Fig. IV.4).

: ; i

wont. Bel Deas tty Correction {OAHO).. fe) TO.01-9.35 G3}

Tension (ENS) fens! Hon CTE 2

Fig. IV.4 Presentacién del registro LDT (Schlumberger).

La sonda de Litodensidad (LDS) presenta mediciones mejoradas de la densidad y el factor

fotoeléctrico de la formacidn. El registro del espectro completo proporciona mejoras para el

control de calidad de los datos y para la evolucién del procesamiento de densidad.

El registro obtenido con la herramienta LDS se presenta junto con los registros obtenidos con la

APS y la HNGS en tres carriles. En el carril de la izquierda se presentan la sigma de la formacién

(SIGF) y el Standoff de la herramienta (STOF) registrados por la APS, el registro de rayos gamma

totales (SGR) o el de rayos gamma libres de Uranio (HCGR) de la HNGS, y el calibrador (LCAL) de la LDS. En el carril de en medio se presenta la profundidad. En el carril de la derecha se presenta la porosidad del arreglo de detectores epitermales (APLC) de la APS, y la densidad (RHOM) y el factor fotoeléctrico (PEF) de la LDS (Fig. IV.5).


45


19 LAL 20, 1240f $458 APLO dB Gn) (ou)

0 SGA 150 1.98 RHOM, 295 (GAPH &

a)... --- STOR. oe Qu PEF 19) 0.25, ..,ORH 025 oy (gon)

Fig. IV.5 Presentacién del registro de la Sonda LD (Schlumberger).

IV.3 HERRAMIENTAS DE NEUTRONES

La respuesta de la herramienta de neutrén compensado (CNL) refleja principalmente la cantidad de hidrégeno en la formacién, y obtiene la porosidad de formaciones limpias saturadas de fluido. Hay dos caminos para computar la porosidad termal. Uno es el cémputo de la porosidad clasica (NPHI) que, con las velocidades de conteo cercana y lejana no corregidas para el tiempo “muerto” en cada intervalo de profundidad, utiliza un modelo para transformar porosidad, y es usualmente corregida para didmetro de pozo usando un calibrador.

El otro camino es el cémputo de la porosidad termal corregida ambientalmente (TNPH) que utiliza una nueva proporcién para transformar porosidad con las velocidades de conteo lejana y cercana corregidas para el tiempo muerto, puestas en profundidad y resolucidn. Después, a esta porosidad se le pueden aplicar correcciones en tiempo real por didmetro de pozo, peso del lodo, salinidad en el pozo, standoff, enjarre, presién, temperatura y salinidad de la formacién, resultando

Capitulo 4. Parémetros Obtenidos y Presentaci6n de los Registros Nucleares

46


en una TNPH corregida, teniendo una mayor exactitud pero menor resolucién vertical que la porosidad NPHI.

Después de estos procesos puede ser aplicada una técnica de procesamiento de resolucién aumentada. La porosidad TNPH y la velocidad de conteo corregida del detector cercano son

utilizadas para computar un factor termal alfa (TALP), que a su vez es utilizado, junto con los

conteos corregidos (sin ser puestos en resolucién) del detector cercano, para obtener una tercera

porosidad, porosidad termal procesada de resolucién aumentada (NPOR), que tiene la mejor

resolucién vertical y precisién estadistica del detector cercano y mantiene la profundidad de

investigacién del detector lejano. Esto es cierto sélo si los efectos cercanos del pozo varian més lentamente que las propiedades de 1a formacién. Cambios rdpidos en las condiciones del pozo y el

atascamiento de la herramienta son las principales limitaciones para la porosidad NPOR. El

procesamiento de resolucién aumentada es un proceso de correccién que puede ser considerado

similar a la correccién de “columna y costillas”. Las velocidades de conteo del detector lejano son usadas para hacer correcciones a las velocidades de conteo del detector cercano de acuerdo a un

modelo que varia con el nivel de velocidad de conteo. También se pueden obtener porosidades de alta resolucién vertical, HNPO y HTNP, que hacen un

muestreo a cada 2 pulgadas, ademds de la porosidad normal que hace un muestreo a cada 6 pulgadas.

E] registro CNL se presenta en unidades lineales de porosidad para una matriz de litologia en

particular (Fig. IV.6). Cuando la herramienta CNL se corre en combinacién con otra herramienta

de porosidad, todas las curvas pueden registrarse en la misma escala lineal de porosidad en el

mismo carril (carril III y IV). Esta superposicién permite una interpretacién visual cualitativa de la

porosidad y la litologia en presencia de gas.

1B

Fig. IV.6 Presentacién del registro CNL (Schlumberger).


47


En la sonda acelerador de la porosidad (APS), la informacién de las velocidades de conteo

obtenida por los detectores epitermales es usada para derivar una porosidad neutrén epitermal y

las distribuciones del tiempo son usadas para medir el tiempo de decaimiento del neutrén epitermal. El tiempo de decaimiento termal suministrado por el detector termal es usado para

derivar la seccidn transversal de captura de la formacién (Z) de la zona invadida. Esta es una

medicién directa de la velocidad de decaimiento de la poblacién del neutrén termal, a diferencia de las herramientas de tiempo de decaimiento del neutrén termal, que miden los rayos gamma de captura producidos en la formacién por la captura del neutrén termal.

Ademis, la medicién de sigma es derivada de una funcién exponencial individual desde una sola réfaga de neutrones, y el blindaje de los detectores reducen significativamente la contribucién del

pozo al decaimiento del neutron termal. Esta medicién es muy somera y tiene una resolucién

vertical de alrededor de 1 pie.

La herramienta APS provee tres diferentes mediciones de porosidad, que pueden estar libres de los efectos de la matriz, ademas de la medicién del sigma de la formacién. E] detector cercano

presenta muy poca sensibilidad a la porosidad y es usado principalmente para normalizar la potencia de la fuente de neutrones y parcialmente compensar los efectos ambientales. El detector intermedio, formado por el arreglo epitermal, por su espaciamiento optimizado minimiza los efectos de la densidad efectiva de grano de la formacién y tiene una sensibilidad razonable a la porosidad. El detector lejano es altamente sensible a la porosidad con una sensibilidad a la densidad de grano similar a la de herramientas convencionales, reteniendo la sensibilidad al efecto

del gas en la formacién, llamado efecto de excavacién, ya que es equivalente a un efecto de

densidad de grano aparente muy baja.

Los datos de porosidad derivados del tiempo de decaimiento epitermal se relacionan a una zona cercana al detector, teniendo una excelente resolucién vertical y una limitada profundidad de investigacién. Debido a esto, la medicién del tiempo de decaimiento es seriamente afectada por la separacién de la herramienta de las paredes del pozo (standoff).

La porosidad obtenida del tiempo de decaimiento y Ja del arreglo cercano tienen muy pequeiias diferencias. Ambas responden principalmente al indice de hidrégeno de la formacién y son insensibles a la absorcién del neutrén termal y a la densidad de grano de la formacidn. Difieren ligeramente en su sensibilidad a la litologia y, principalmente, en su sensibilidad al standoff de Ia herramienta. Por lo tanto, la combinacién de estas dos mediciones provee una nueva medicién de

la separacion efectiva de la herramienta con respecto a las paredes del pozo, y puede ser utilizada tanto para encontrar la verdadera porosidad de la formaciédn como para corregir el standoff de la herramienta.

La medicidn principal de porosidad de la herramienta APS es la porosidad epitermal derivada de la

relacidn de los conteos del detector cercano y el arreglo epitermal.


48


E] registro obtenido con la herramienta APS se presenta junto con los registros obtenidos con las

herramientas HNGS y LDS en tres carriles. En el carril de la izquierda se presentan la sigma de la

formacién (SIGF) y el Standoff de la herramienta (STOF) registrados por la APS, el registro de

rayos gamma totales (SGR) o el de rayos gamma libres de Uranio (HCGR) de la HNGS, y el

calibrador (LCAL) de la LDS. En el carril de en medio se presenta la profundidad. En el carril de

la derecha se presenta la porosidad del arreglo de detectores epitermales (APLC) de la APS, y la

densidad (RHOM) y el factor fotoeléctrico (PEF) de la LDS (Fig. IV.7).

x180

}

% N ¢ a

4

0 LOAL 2g] s2a08 fap APG 18 fia) {P.u)

9 $a 10 1.95 HOM 2.95 GAPh) (gow)

xt STOF 2 a PEF 10] 025. ORH 025. (a) (gem

Fig. IV.7 Presentacién del registro APS (Schlumberger).

En la herramienta de tiempo de decaimiento termal (TDT), a los datos de las velocidades de

captura se les substrae el “background” y se corrige el tiempo de captura para computar la seccién

transversal de captura del medio (sigma). La sigma es usada para discriminar entre hidrocarburos y

agua salada. En la TDT de doble estallido (TDT-P) el modelo de difusién utilizado resulta en la

obtencién del verdadero sigma de la formacién, y la medicién es independiente del fluido del pozo

y no necesita correcciones.


49


La medicién del sigma de formacién es independiente del sigma del pozo sélo cuando el fluido del pozo tiene una densidad entre 0.6 y 1.3 g/cm’, y es bastante salada para asegurar que la sigma del pozo sea mayor a la sigma de formacién. El sigma que se presenta en el registro es basado en las lecturas de los estallidos corto y largo junto con una extensa base de datos empiricos que incluyen més de 4000 mediciones de nticleos en pozos entubados.

El nuevo procesamiento del software, un complejo procesamiento de difusién de dos componentes, informa los efectos de difusién del neutrén, que es debido a la distribucién de la poblacién de neutrones desde la fuente hasta la formacién, siendo més alta cerca de la fuente y més baja cerca de la formacién. La poblacién de neutrones en el pozo es reducida por la rdpida absorcién del lodo salino, ocasionando un flujo neto de neutrones desde la formacién al pozo.

Por todo esto, sélo la herramienta TDT-P presenta la verdadera sigma intrinseca de la formacién en su registro, ademas de proveer una medicién del coeficiente de la difusién del neutrén termal, Util para geometria de pozo y/o litologias de formacién desconocidas o inusuales, mds una medicién de la porosidad neutrén. Los efectos de difusién son mds pequefios en la respuesta del detector lejano que en el cercano.

La porosidad TDT (TPHI) es obtenida con los datos de sigma del pozo y sigma de la formacién, y una proporcién de los conteos de ventanas seleccionadas de los detectores cercano y lejano siguiendo el estallido largo, y es corregida para los efectos de didmetro de pozo, didmetro de la tuberia y salinidad de los fluidos del pozo y de la formacién. Esta porosidad es similar a la porosidad CNL, aunque las lecturas de la TDT se hacen insensibles a porosidades mayores a 40%, por lo que la curva TPHI es deliberadamente atenuada para evitar lecturas falsas. Los conteos de estas ventanas también son utilizados para ayudar a identificar formaciones con gas.

Las velocidades de conteo ineldstica pueden ser usadas para la identificacién de gas en el pozo y en la formacién, y una proporcién de las velocidades de conteo ineldsticas sirve como un diagnéstico del minitrén.

Para obtener una porosidad corregida para el gas en el pozo (TPHC) se ha desarrollado una transformacidn experimental, desempefidndose satisfactoriamente en pozos de pruebas Ilenos de aire en West Texas.

El registro de la herramienta TDT-P presenta en el carril I la curva de rayos gamma, GR, y la sigma del pozo, SIBH; la porosidad (TPHI) calibrada para matriz de arenisca o caliza es presentada en el carril III. La seccién transversal de captura de la formacién (SIGM) en c.u. (unidades de captura) es mostrada en los carriles III y IV. Los conteos seleccionados totales para los detectores cercano y lejano, TSCN y TSCF respectivamente, son presentados en el carril IV, Junto con Ja velocidad de conteo ineldstica del detector lejano, INFD (Fig. IV.8).

Capitulo 4. Pardmetros Obtenidos y Presentacidn de los Registros Nucleares

50


Fig. IV.8 Presentacién del registro TDT (Schlumberger).

La herramienta TDT de doble estallido también ofrece un registro de control de calidad, que presenta en el carril I una curva de rayos gamma, GR, los conteos del background del detector lejano, FBAC, y una curva para monitorear el rendimiento de la fuente de neutrones, MMOF. En el carril III se presentan las secciones transversales de captura calculadas de los detectores cercano y lejano, SFND y SFFD respectivamente, y la TCAF que indica si un nimero adecuado de conteos ha sido analizado para los calculos. El carril IV presenta la desviacién estandar del sigma, SDSI, y la curva SIGC que es la correccién para efectos del pozo del sigma del detector lejano (SFFD).

La herramienta de saturacién en yacimientos (RST) mide la magnitud de la contribucién de los rayos gamma, su numero y energia, que es relacionada a una cantidad de elementos en la formacién o en el pozo, que incluyen carbono, oxigeno, silicio, calcio y hierro, y su proporcién en la formacién es relacionada con pardmetros petrofisicos y mineralégicos. La proporcidn carbono/oxigeno puede indicar, si es alta, formaciones con aceite 0, si es baja, formaciones con agua o gas, aunque la proporcién C/O de la herramienta RST es considerada valida sélo en ambientes donde el gas en el pozo o en la formacién es menor a 10% (no hay un registro cuantitativo de la saturacién de gas), sin embargo, en algunas regiones se han desarrollado técnicas especiales de interpretacién para permitir que la proporcidn carbono oxigeno sea usada en formaciones con un volumen de gas mayor al 10 %.

Capitulo 4. Pardémetros Obtenidos y Presentacién de los Registros Nucleares

|


El modo inelastico de captura proporciona las mediciones de carbono/oxigeno para determinar la saturacidn del petrdleo en la formacién y la fraccién del petréleo en el pozo cuando la salinidad del agua de formacién es desconocida, varia o es muy baja para el registro del sigma estandar, y también proporciona las mediciones de los rayos gamma de captura del neutrén termal con las que también se pueden determinar las contribuciones de los elementos que nos proporcionan informacién de litologia, porosidad y salinidad aparente del agua. El modo de captura sigma registra el espectro de los rayos gamma de captura, con el que se obtienen las producciones elementales y estas proveen informacién de litologia, porosidad y salinidad aparente del agua, y también registra las distribuciones de] tiempo de decaimiento del neutr6n termal, que es usado para determinar la seccién transversal de captura de la formacién (sigma) y del pozo.

En el modo sigma se mide el tiempo de decaimiento del neutrén termal que provee los datos de la secci6n transversal de captura y también se puede determinar la porosidad y la salinidad del pozo. La proporcién carbono/oxigeno del detector cercano y del detector lejano se presentan en el carril de la izquierda. La litologia con datos de pozo abierto se presenta en el carril de la derecha. En el carril de en medio se presenta el andlisis original del volumen de poros basado en registros de pozo abierto (Fig. IV.9).

Fig. IV.9 Presentacién del registro RST (Schlumberger).

Capitulo 4, Pardmetros Obtenidos y Presentacién de los Registros Nucleares

52


CAPITULO V

LIMITANTES (Especificaciones, Condiciones de Operacién y Efectos ambientales)

V.1 HERRAMIENTAS DE RAYOS GAMMA

HERRAMIENTA DE MEDICION DE RAYOS GAMMA NATURALES (SGT).

Especificaciones:

- Didmetro de sonda: 1 '"/i¢ y3 37, in.

- Longitud de sonda: 43 y 66 in. - Presié6n maxima: 16.5 y 25 kpsi. - Temperatura maxima: 350° F. a - Didmetro de pozo minimo: 3% y 4 "/s : in. - Profundidad de investigacién: cerca de 1 E ft en formaciones sedimentarias. ‘

- Resolucién vertical: varia de acuerdo

con el tipo de roca y sus densidades, i 4

ademas de la energia de los rayos gamma. ~ Velocidad de registro: 1800 ft/hr. | | Detector de

"] Centelleo

SGT

Condiciones de Operacién: a E] registro de rayos gamma _ naturales puede tomarse en pozo abierto 0 pozo ‘

entubado. Puede correrse en cualquier M

tipo de lodo o aire, aunque los aditivos de Pe

KLC y LCM pueden afectar las lecturas a

del registro. Puede correrse centrada o an excentrada. <

El registro de rayos gama puede ser corrido con registros de neutrén, de resistividad, sdnico, de densidad, de tiempo de decaimiento termal, de evaluacién de la cementacién, y con casi todos los registros. También el registro GR se usa para complementar el registro SP y como sustituto del SP en pozos con lodo salado, lodo base aceite, o aire. El registro GR también es utilizado como una curva de correlacién.

Capitulo 5. Limitantes

53


Efectos Ambientales:

Las variaciones estadisticas de la radioactividad se deben a que la desintegracién radioactiva no es un fendémeno continuo sino que varia con el tiempo, por lo que para poder

obtener un valor representativo de la radioactividad natural de la capa es necesario que el detector permanezca un tiempo suficientemente largo frente a ella. Un circuito integrador es

utilizado para suavizar las variaciones estadisticas, produciendo un retraso en el tiempo de recepcién de las sefiales, que depende de lo que se llama constante de tiempo. La constante de tiempo es el tiempo que necesita permanecer el detector frente a la capa para registrar el

63% de cualquier cambio en la intensidad de los rayos gamma. El circuito integrador puede obtener una constante de tiempo que puede regularse entre 1 y

6 segundos. Una constante de tiempo grande disminuye el efecto de las fluctuaciones

estadisticas, para una velocidad de registro dada.

La velocidad de registro también afecta las mediciones de la radioactividad natural. Si se aumenta la velocidad de registro, para una constante de tiempo dada, las curvas de rayos gamma que se obtienen seran mds suaves, reduciéndose los picos de las capas mas delgadas y los contactos entre las capas estardn a menor profundidad que la real. El producto de la

velocidad de registro por la constante de tiempo da el espesor que debe tener la capa para

que, al pasar frente a ella el detector, se registre el 63% de la deflexién que se obtendria con

el detector estacionado. Las irregularidades ordinarias en el didmetro del pozo no afectan de forma apreciable el registro de rayos gamma, pero cuando se presentan grandes cavidades la radioactividad

registrada disminuye ligeramente. Mientras mayor sea el didmetro del pozo, menor sera la

intensidad de la radioactividad registrada.

La densidad del lodo también afecta el registro de rayos gamma, disminuyendo la intensidad de las radiaciones registradas cuando se incrementa la densidad del lodo.

Las capas delgadas no producen la misma deflexi6n que las capas gruesas en la curva de

rayos gamma, atin teniendo la misma radioactividad. La capa debe tener un espesor varias veces mayor a la longitud del detector y mayor al producto de la velocidad de registro por la constante de tiempo, para que el detector pueda registrar correctamente su radioactividad.

La tuberia en el pozo reduce la intensidad de la sefial que recibe el detector, disminuyendo la radioactividad registrada de las formaciones en un pozo entubado que en un pozo abierto,

aunque este efecto no siempre se nota en el registro.

El cemento detras de la tuberia también produciré un efecto en las mediciones de radioactividad, incrementando la radioactividad aparente del registro en formaciones con

poca radioactividad, debido a que la mayoria de los cementos tienen una cantidad apreciable

de radioactividad. Por el contrario, en formaciones con una radioactividad intensa, el

cemento tiende a disminuir la sefial que llega al detector. También otros factores que afectan las mediciones de radioactividad son la posicién de la sonda con respecto a las paredes del pozo (excentricidad de la sonda) y el didmetro de la

sonda.


54


HERRAMIENTA DE ESPECTROMETRIA DE RAYOS GAMMA NATURALES (NGT).

Especificaciones:

- Didmetro de sonda: 3 °/ in.

~ Longitud de sonda: 272 in.

- Presidn: 20 kpsi.

- Temperatura: 350° F.

- Didmetro de pozo minimo: 5 in.

-Profundidad de investigacién: 1.5 ft. - Resolucion vertical: 0.75 - 1 ft. - Velocidad de registro: 900 a 1800 ft/hr.

NGT

IE] Detector de

Condiciones de Operacién: Centell La herramienta NGT puede tomarse en

pozo abierto o pozo entubado. Puede

correrse en cualquier tipo de lodo. Debe correrse excentrada. El] registro NGT puede ser combinado con otros registros como los de resistividad,

s6nico, densidad, de neutrones, etc.


Debido a las variaciones estadisticas en la naturaleza de la radioactividad, los conteos tienen que ser acumulados en un periodo de tiempo, que es una constante de tiempo, y promediados para obtener un valor medio.

La estimacién de este valor medio serd més precisa en altas velocidades de conteo y en constantes de tiempo més largas. Una pequefia anomalfa en el registro de radioactividad indicard un suceso fisico o simplemente una variacién estadistica. Si se requiere disminuir las variaciones estadisticas se pucde adoptar una velocidad de registro mds baja. Si se promedian varias corridas de un intervalo disminuird la incertidumbre estadistica, mejorando las mediciones.

E] tiempo muerto de un detector es el perfodo corto después de la deteccién de un conteo o pulso en el cual no pueden ser detectados otros conteos; es un periodo de recuperacién para el cristal o el fotomultiplicador, y los circuitos de medicién.

El efecto del tiempo muerto decrecerd si decrece la velocidad de conteo, por lo que el tiempo muerto de los circuitos de conteo es optimizado de acuerdo a las velocidades de conteo esperadas.


55


Una alta velocidad de registro producird un desplazamiento en los limites de las capas y una menor exactitud en la lectura de los picos de las capas delgadas. También la longitud del detector afectard la nitidez de los limites de las capas, tendiendo a suavizarlos, y la constante

de tiempo produciré un retraso en la respuesta del registro de los limites de las capas debido

a que los circuitos requieren un periodo de tiempo para responder completamente a un

cambio en las velocidades de conteo. El producto de la velocidad de registro por la constante de tiempo, para un nivel de velocidades de conteo esperado, puede indicar cuanto se han desplazado las capas, generalmente hacia arriba. Este cambio puede ser corregido en

el registro usando un memorizador.

En capas delgadas el detector mide el promedio de las contribuciones de todas las capas dentro del volumen de investigacién, que es aproximadamente una esfera centrada en el detector cuyo radio dependerd de la energia de los rayos gamma y de las densidades del lodo y de la formacién; produciendo una respuesta homogénea que puede ser considerada como la suma de los pardémetros apropiados de cada subestrato. El valor verdadero de registro de estas capas delgadas raramente es obtenido atin después de correcciones. Rhodes et al (1966) propuso cartas de correccién para estos efectos que son, sin embargo, dificiles de aplicar.

El efecto del fluido del pozo en las mediciones dependerd de su volumen, densidad y composicién. La difusisn Compton sera mas alta si la densidad del lodo se incrementa. La barita en el lodo es un elemento fuertemente absorbente de rayos gamma. La bentonita es radioactiva, y producird cambios aproximadamente constantes en los niveles de lectura si el

pozo es uniforme. La solucién de KCI invadira las secciones permeables, produciendo, en general, un incremento en la radioactividad por la columna de lodo, y un incremento adicional si el filtrado de lodo penetra la formacién, variando con el grado de fluidez.

En pozos entubados, la naturaleza de la tuberia, su espesor, densidad y composicion, su posicién en el pozo, la naturaleza del cemento entre la tuberia y la formacién, su densidad espesor, tipo de cemento y aditivos, todo contribuird a la absorcién y difusién Compton, atenuando preferentemente los rayos gamma de baja energia, cargando parcialmente las mediciones hacia las altas energias.

La posicién de la herramienta, su excentricidad, en el pozo afectard las lecturas del registro en cierto grado. Para todos estos efectos (fluido del pozo, tuberia, cemento, didmetro del pozo,

excentricidad) hay cartas de correccién.


56


SONDA DE ESPECTROSCOPIA DE RAYOS GAMA NATURALES PARA MEDIOS HOSTILES (HNGS).

Especificaciones:

- Didmetro de sonda: 3 */4 in. o

- Longitud de sonda: 98 in.

- Presién maxima: 25 kpsi. i653 - Temperatura maxima: 500°F

- Didmetro de pozo minimo: 4 ¥% in. - Profundidad de investigacién: 9.5 in.

- Resoluci6n vertical: 20 in.

- Velocidad de registro: 1800 ft/hr.

Condiciones de Operacién:

La HNGS se corre en pozo abierto, en : cualquier tipo de lodo y va excentrada. Se combina con la APS y la LDS para formar ‘

la IPL (Herramienta de Porosidad y

HNGS

A ee

Litologia Integrada), que se puede correr (Cerracko combinada con la herramienta de Plcizsmco) Imagenes del Arreglo de Induccién (AIT) o Imagenes de Resistividad Azimutal th Lps (ARI), y también ha sido corrida con la \ herramienta de imagenes Sénico Dipolar

de Cizallamiento (DSI), herramientas de

Densidad (LDT-D) y herramientas de Neutrén Compasada (CNT-G).


La barita en el lodo causa una atenuacién en las mediciones de rayos gamma, pero ésta es

eliminada por el nuevo anilisis espectral de la HNGS. La atenuacién de los rayos gamma procedentes de la formacién es dependiente de la geometria del pozo y de las propiedades

atenuantes del lodo.

Si un lodo no contiene barita, la atenuacién es debida casi exclusivamente a la difusién

Compton y puede ser considerada como una funcién de la densidad electrénica del lodo, que a su vez puede ser considerada linealmente relacionada con el peso del lodo, ademas el efecto de atenuacién de la difusién Compton es constante a través de todo el espectro de

energia de los rayos gamma.

Por otro lado si un lodo contiene barita hay una atenuacidn adicional debida al efecto de

absorcién fotoeléctrica, y esta si varia con la energia de los rayos gamma, siendo mas grande

para rayos gamma de baja energia ¢ insignificante para rayos gamma de energias superiores

a 500 keV.


57

Aplicaciones Geoldgicas de los Registros Nucieares de Pozos

Por lo tanto, para evitar la sensibilidad al lodo con contenido de barita, es posible considerar s6lo los rayos gamma con energias mayores a 500 keV en el andlisis de la medicién, gracias

a que se registra el espectro completo. La concentracién de barita s6lo es necesitada para

corregir los valores de rayos gamma totales (SGR) cuando han sido medidos abajo de 200

keV y para ajustarlos al estandar API.

El efecto del potasio en el pozo es considerable, especialmente si se utilizan lodos a base de KCL. La correccién se hace a nivel espectral, substrayendo el espectro del potasio del pozo del espectro total medido por la herramienta.

La cantidad de seiial del pozo a corregir depende del didmetro del pozo, peso del lodo y la concentracion de potasio en el lodo. Si la concentracién del potasio es conocida antes de la operacién de registro, este valor es utilizado por el software para corregir mientras se hace el registro.

Si no se conoce, el “software” de la HNGS puede estimar la concentracién de potasio, utilizandola para corregir la grabacién. Esta estimacién es hecha utilizando un ajuste cuadrado pesado para separar la sefial del potasio del pozo de la sefial del potasio de la formacién.

Esto es posible debido a que la sefial del potasio del pozo se origina muy cerca de los detectores y sdlo es ligeramente atenuada por material de baja densidad, mientras que la

sefial de potasio de la formacién es severamente atenuada por el material més denso de la formacién y la columna de lodo, por lo que habrd una diferencia notable en la caracteristica de las dos sejiales en los rayos gamma de baja energia.

La separacién de las sefiales se realiza después de 10 minutos de la acumulacién de los datos espectrales para mejorar la precisién estadistica de esta evaluacién; las siguientes evaluaciones del potasio del pozo son promediadas sobre toda la seccién registrada para dar una estimacién media del potasio del pozo, que es reportada por el software en la terminacién de cada paso de adquisicién.

La exactitud de este método depende del contraste entre las densidades de la formacién y del lodo, el cual, en la practica, puede ser bajo. Se esté desarrollando otro método para estimar el potasio del pozo.

El efecto del standoff del detector no es corregido.


58


V.2 HERRAMIENTAS DE DENSIDAD

HERRAMIENTA DE LITODENSIDAD (LDT).

Especificaciones: - Didmetro de sonda: 4 4 in.


- Presién: 20 kpsi.

- Temperatura: 350° F. - Didmetro de pozo minimo: 5 % in.

- Profundidad de investigacién: 2 in. - Resolucion vertical: 11 in.


Condiciones de Operacién: El] registro LDT se corre en pozo abierto,

en cualquier tipo de lodo y va excentrada.

La herramienta LDT es combinable con la

GR y la CNL, ademas también se puede

combinar con NGT y la herramienta de

Propagacién Electromagnética (EPT), y

con cualquier herramienta que se corra en

pozo abierto.

LDT

Detectores

de

Centelleo

Fuente de

Rayos Gamma


Las variaciones estadisticas han sido significativamente reducidas debido al

menor espaciamiento entre fuente y detector y a la mayor eficiencia de los detectores y

partes electrénicas. Esta ventaja es particularmente notable en densidades altas.

La presencia de enjarre y la rugosidad del agujero o standoff (Fig. V.1) son el principal

efecto ambiental para el cual es compensada la LDT. El procedimiento de compensacién

empieza con la estimacién de la densidad aparente de espaciamiento largo y la densidad aparente de espaciamiento corto desde la respuesta de columna ideal (los puntos correspondientes a la respuesta de la herramienta en condiciones estandar). La diferencia de

Ps - Pss determina un término correctivo (Ap) que toma en cuenta el efecto del enjarre y/o el efecto del standoff.

La correccién Ap se aplica a la estimacidn de densidad de espaciamiento largo sdlo sf hay una discrepancia entre las dos estimaciones, obteniéndose una densidad final mediante pp =

Pts + Ap. Este procedimiento es conocido como el método de columna y costilla. La inclinacién de la columna es funcién del espaciamiento fuente-detector y de la energia de

los rayos gamma, y por lo tanto es constante para todas las herramientas LDT; las costillas

son proyectadas sobre la espina como curvas variando el espesor del enjarre para una

densidad de formacién y enjarre dadas.


59


La forma de las costillas es razonablemente constante para un amplio rango de densidades

de formacién y densidades y espesores de enjarre, debido a un cuidadoso disefio de la sonda; y por el estudio de la respuesta de la herramienta bajo condiciones de laboratorio se ha definido la forma de la grafica de columna y costillas. Los conteos del detector de espaciamiento largo no son muy afectados por enjarres de pequefios espesores.

Rugosidad

Stor, Fittrado de lodo

E: Enjarre Grueso Fi onan ee ©.

Fig. V.1 Enjarre y rugosidad de! pozo (Schlumberger).

El didmetro del pozo también afecta las mediciones de densidad, necesitando correcciones

si es significativamente diferente a 8 pulgadas, debido a que la LDT fue disefiada para dar un

buen contacto en pozos de 8 pulgadas.

Los hidrocarburos residuales afectan de diferentes maneras a las lecturas del registro. El

aceite puede no ser notado debido a que la densidad promedio del fluido sera probablemente

cercana a la unidad, sin embargo, si hay una saturacién apreciable de gas, afectard a la

densidad medida por la herramienta, disminuyéndola.

La interpretacién puede ser afectada por la lutita o arcillas en la formacién. Las

propiedades de las lutitas varian con la formacién y la localidad, sin embargo las densidades

tipicas para capas de lutita son del orden de 2.2 a 2.65 g/cm’, aunque en profundidades

someras, donde las fuerzas de compactacién no son tan fuertes, las densidades tienden a ser

mas bajas. Los minerales que la componen con un alto ntimero atémico (Z), tendran una

gran influencia en la medicién del factor fotoeléctrico (Fig. V.2).

Efecto de la Litologia en el Espectro (Detector de Espaciamiento Corto)

Ventana de Litalogia Ventana de Densidad Regidn de Efecto Foteeléctrico Regidn de Difusién Compton ot dafoy Z) Lo de Ay)

2 Rx

y R

cS xq is)

x

Cont

eas

por

segu

ndo

w R x °

0 100 200 300 400 S00 600 700 800 900 1000 Energia (Kev)

Fig. V.2 Espectro de la LDT en diferentes litologias (Schlumberger).


60


La invasi6n del filtrado del lodo en la formacién depende de la diferencia de presidn entre

la presién de la formacién y la columna de lodo, y de la porosidad y permeabilidad de la

formacién. La invasién del lodo cambia la naturaleza de los fluidos en 1a zona investigada,

siendo importante donde hay presencia de gas o hidrocarburos ligeros en la formacién, necesitando una correccién para obtener la densidad de la formacién virgen.

El contenido de barita en el lodo influye en la medicién de densidad, pero puede ser

corregido debido a que el espectro de rayos gamma es conocido. Sin embargo, su efecto

sera mas alto para el indice de absorcién fotoeléctrica, P, (Fig. V.3), debido al alto valor de

P. de la barita, y dependera del espesor del enjarre frente a niveles permeables y porosos, 0 del volumen del lodo entre la almohadilla y la formaci6n en intervalos rugosos, 0 del relleno

de las fracturas abiertas por el lodo de barita.

Efecto del Lodo con Barita en el Espectro (Detactor de Espaciamiento Corto)

Ventana de Litologia Ventana de Densidad Regidn de Efecto Fatoetéctrico Regidn de Difusién Compton (Informacion de >yy 2) (Informacién de Py}

Bajas concentraciones de AK Pp Ta reef eeeeeteceees reeves" barita y espesor del lado

pod

. x seeereperesesseces “y concentracién de barita if

Altas concentraciones de ; barita y espesor del lodo

Conteos

por

segu

ndo

w R n

300 400 500 600 700 800 900 1000 Enargia (Kev)

° 100 200

Fig. V.3 Espectro de la LDT en lodos con diferente contenido de barita (Schlumberger).

El efecto de los fluidos de la formacién en las mediciones del registro dependerd de su naturaleza y su volumen en las rocas. La mayoria de ellos estan compuestos por elementos de bajo nimero atémico, como H, C y O, por lo que su influencia es muy pequefia, a

excepcién del agua salada.


6l


SONDA DE LITODENSIDAD (LDS).

Especificaciones: if pp - Didmetro de sonda: 4 % in. - Longitud de sonda: 130 in. i? HNGS - Presién maxima: 20 kpsi.

- Temperatura maxima: 350°F - Didmetro de pozo minimo: 5 ¥% in. - Profundidad de investigacién: 2 in. - Resolucién vertical: 11 in.


! LDS

ee

Detector

. we de Centelleo Condiciones de Operacién: Lejano

La LDS se corre en pozo abierto, en

cualquier tipo de lodo y va excentrada.

Fd

pe.

mq Detector

f) de Centelleo

Cercano

Fuente de Rayos Ganuna

La LDS se corre combinada con la APS y

la HNGS para formar la IPL (Herramienta de Porosidad y Litologia Integrada), que

se puede correr combinada con la herramienta de Imagenes del Arreglo de

Induccién (AIT) 0 Imagenes de LDs Resistividad Azimutal (ARD), y también ha ee

sido corrida con la herramienta de l

imagenes Sénico Dipolar de Cizallamiento

(MSI, herramientas de Densidad

y herramientas de Neutrén Compasada (CNT-G).

IPLC

(Caxtucho Electrémco)


El standoff o Separacién de las paredes del pozo del patin de medicién de la herramienta, ya

sea causado por el enjarre o por las rugosidades del pozo, afectarén negativamente la

exactitud de las mediciones de densidad. Standoffs mayores a 0.5 pulgadas invalida las

mediciones de densidad.

La barita en el lodo afecta negativamente la medicién del factor fotoeléctrico de la

formacién (PEF), que es desviado hacia valores mas altos de acuerdo al radio de curvatura

del pozo y la concentracién de barita en el lodo. Con enjarre de barita la medicién es

afectada irreparablemente.

El efecto fotoeléctrico afecta las mediciones de densidad, atin cuando ya hayan sido

eliminados, por el andlisis espectral, los rayos gamma de baja energia de la medicién de

densidad de espaciamiento largo (LS), esto es debido a que el umbral de baja energia para el

detector de espaciamiento largo fue colocado en una energia més baja que el detector de


62

Aplicaciones Geolégicas de tos Registros Nucleares de Pozos

espaciamiento corto, el cual no es afectado por el efecto fotoeléctrico por la utilizacién de

los rayos gamma con energia superior al rango fotoeléctrico.

El efecto residual de la absorcién fotoeléctrica en la medicién LS ha sido cuantificado por

medio de la ventana LITH utilizando una base de datos. Como la ventana LITH es una medicién directa de este efecto, la cuantificacién es hecha en términos de la respuesta de las

velocidades de conteo de baja energia, y es utilizada para estimar los conteos perdidos en la ventana LS de alta energia debido al efecto fotoeléctrico, siendo considerada esta correccién como una reconstruccién del espectro LS.

En formaciones con un alto factor fotoeléctrico como las calizas o lodo con barita, la medicién inicial de densidad LS, que fue sobrestimada, disminuye con la correccién, lo contrario ocurre en formaciones con bajo factor fotoeléctrico, en las que la densidad LS se incrementa ligeramente.

La acumulaci6n de pulsos y ¢l tiempo muerto afectan la linealidad de las velocidades de conteo de los detectores. Una conducta no lineal fue observada en la densidad LS, principalmente en densidades abajo de 2.05 g/cc, notable también en un rango de densidades de 2 a 2.4 g/cc. En estudios con diferentes fuentes y andlisis espectrales completos indicaron una considerable pérdida en tiempos de muertos y acumulacién de pulsos.

El tiempo muerto perdido son conteos no detectados por la herramienta debido a su incapacidad fisica para contar mds de un rayo gamma en un sélo tiempo, por lo que tiene un efecto extremadamente no lineal en la medicién de las velocidades de conteo, particularmente en el detector LS donde las variaciones de la velocidad de conteo duran varios ordenes de magnitud, y en el detector de espaciamiento corto, que tiene una velocidad de conteo mas alta, sélo escasamente algtin conteo es no lineal.

El cambio en las velocidades de conteo de espaciamiento corto como una funcién de la

densidad sélo es del orden de algunos cientos de conteos por segundo, contrario al cambio en la velocidad de conteo en el espaciamiento largo que puede ser del orden de algunos miles de conteos por segundo.

Con los preamplificadores mas rapidos de la LDS son minimizados la Acumulacién de Pulsos y el Tiempo Muerto, proveyendo una mejor respuesta lineal en altas velocidades de conteo o bajas densidades.


63


V.3 HERRAMIENTAS DE NEUTRONES

HERRAMIENTA DE NEUTRON COMPENSADO (CNT).

Especificaciones: - Didmetro de sonda: 3°/, y 2 % in. CNT - Longitud de sonda: 120 y 158 in. - Presién: 20 y 25 kpsi. - Temperatura: 350° y 500° F. R: Detector de - Didmetro de pozo minimo:4 °/z y 3 % in. f. Espaciamiento - Profundidad de investigacién: cercana a Largo

10 in, en roca de alta porosidad. - Resolucién vertical: 2 ft, sin embargo

con un nuevo método de procesamiento prtector de es de | ft. Cone mento - Velocidad de registro: 1800 ft/hr.

Condiciones de Operacién: La herramienta CNT puede correrse en

agujeros revestidos o abiertos Henos de fluido, pero no se puede usar en agujeros con gas. La CNT-G puede correrse en Fuente de pozos vacios, llenos de aire, pero la CNT Neutrones termal no, debido a la saturaciédn por

mayores velocidades de conteo. La

herramienta va excentrada. a

La herramienta CNT puede correrse combinada con otros registros de porosidad como FDC y LDT junto con GR, también con NGT, TDT y registros sénicos.


El registro de la CNT también esta sujeto a las fluctuaciones estadisticas de las reacciones nucleares, por lo que la velocidad de registro debe ser tal que permita disminuir o eliminar el efecto de las fluctuaciones estadisticas, y a la vez permita una buena definicién de los limites de las capas.

La composicién del lodo afecta la velocidad de conteo de los detectores. Al aumentar la salinidad del lodo disminuyen la cantidad de neutrones termales debido a que el Cloro es un

elemento con una gran capacidad de absorcién de neutrones. Las mediciones registradas

tendran bajas velocidades de conteo que se traducird en un aparente indice de hidrégeno més

alto. Cuando se le agregan aditivos pesados al lodo, como barita, NaCl, etc., el indice de

hidrégeno de la columna de lodo disminuye y, por lo tanto, su poder para desacelerar neutrones.


64


Entonces se incrementa el nivel de neutrones termales cerca del detector, registrandose un aparente indice de hidrégeno mas bajo. Este efecto es muy pequefio y se corrige por medio de una grafica.

Un aumento en el] didmetro de pozo, y/o la tuberia, producira que las propiedades de

captura y de desaceleracién de neutrones aumenten dentro del pozo, haciéndose més débil la sefial que proviene de la formacién a medida que se incrementa el didmetro del pozo. Esta

correccidn puede hacerse por medio de una grafica y, si la CNT se corre junto con una herramienta de densidad, la correccién se aplica autométicamente con las mediciones del

calibrador.

La posicién de la herramienta dentro del pozo afecta la intensidad de la sefial de la formacién, siendo mds fuerte cuando la herramienta esté excentrada contra las paredes del

pozo o de la tuberia por medio de excentralizadores mecanicos. En pozos ligeramente desviados, la herramienta tenderd a correr a lo largo del lado bajo del pozo.

Un efecto parecido lo produce el standoff, o alejamiento, de la herramienta que puede ser producido por la rugosidad de las paredes del pozo, que resulta en un aumento del indice de hidrégeno aparente. Si se sabe a que distancia esta la herramienta de la pared del pozo, se puede utilizar una grafica para corregir el standoff.

El enjarre de lodo en las paredes del pozo, con abundantes 4tomos de hidrégeno, tienden a reducir el ritmo de conteo de los detectores, aumentando el indice aparente de hidrégeno. Para corregir este efecto se utilizan grdficas, ya sea que se tengan o no datos de un calibrador.

La profundidad de invasién del filtrado del lodo varia de acuerdo con las caracteristicas de la formacién y del lodo y con el procedimiento de perforacién, por lo que las mediciones de la herramienta serdn hechas en su mayor parte en la zona de flujo.

El] volumen de la formacién que contribuye a las mediciones dependera de la configuracién de la herramienta, la técnica de medicién y de las caracteristicas propias de la formacién. Si la porosidad es alta, y por lo tanto el indice de hidrégeno, generalmente la medicién sera somera.

La salinidad en el pozo y en los fluidos de la formacién causan efectos distintos. En el pozo

la salinidad ocasiona que se obtengan valores mds bajos de porosidad debido a que el hidrégeno es desplazado por el NaCl.

Por otra parte, en la formacién la salinidad del agua producird valores mds altos de porosidad debido a la absorcién de neutrones térmicos por el Cloro. Sin embargo la

salinidad de la zona invadida y la del pozo son casi iguales, por lo que la correccién que se aplica por medio una grafica es muy poca.


65


El efecto de la litologia en la medicién del indice aparente de hidrégeno se debe a las propiedades absorbentes y desaceleradoras de los elementos presentes en la formacidn. Fuertes efectos litolégicos son comtnmente vistos en minerales arcillosos y tobas volcdnicas

o en minerales con contenido de hidrégeno, como el yeso, la carnalita, etc. El efecto de la

matriz en el registro es mayor, sobre todo en dolomitas, y es corregido por medio de una

grafica.

Un aumento en la temperatura producird una disminucién en el indice de hidrégeno de los fluidos de la formacién y del pozo, por lo que un circuito electrénico de estabilizacién asegura que la respuesta del detector permanezca aceptable en altas temperaturas.

Un aumento en la presién incrementaré el indice de hidrégeno de los fluidos, particularmente en el gas, Cuando la profundidad se incrementa se producird un efecto combinado de temperatura y presién, resultando en un aumento neto del indice de hidrdgeno. Se utiliza una grafica para corregir los efectos de la presién y la temperatura.

El efecto del gas en las zonas cercanas al pozo dentro del radio de investigacién producira lecturas erréneas muy bajas de porosidad en e] registro, debido a que el gas usualmente tiene una concentracién de hidrégeno mas baja, que varia con la temperatura y presién.

Cuando hay presencia de gas, la nube de neutrones es significativamente mds grande, y un niimero mayor de ellos alcanzan el detector lejano, resultando en una proporcién mas baja de la esperada y una indicacién de porosidad muy baja.

Sin embargo el efecto del gas no sdlo es debido a su baja densidad de hidrégeno. Se han hecho calculos reemplazando la porcién de gas en los poros con matriz de roca, para aumentar la porosidad, y nuevos célculos han demostrado que cuando esta matriz de roca

adicional es excavada y nuevamente reemplazada con gas, la caracteristica de moderacién de

neutrones de la formacién serd mds pequefia. Esta diferencia calculada en las lecturas de neutrones ha sido llamada “efecto de excavacién”.

Si este efecto es ignorado se obtendran valores muy altos de saturacién de gas en la zona invadida y valores demasiado bajos de porosidad, y en pozos entubados, por la ausencia de fluidos que penetren la formacién y empujen el gas lejos del pozo, el efecto de excavacién sera exagerado. Para corregir este efecto se utiliza una grdfica para tres porosidades y litologias distintas.

Las correcciones para todos estos efectos son ahora mas precisas debido a que se usa una base de datos, consistente de 467 mediciones de laboratorio mas 245 datos generados

mediante modelos matematicos.


66


SONDA ACELERADOR DE LA POROSIDAD (APS).

IPL APS Especificaciones: :

- Didmetro de sonda: 3 */s in. ? HNGS Fieciinica de - Longitud de sonda: 155.4 in. 'g; Neutrones

- Presién maxima: 20 kpsi.

- Temperatura maxima: 350°F

- Didmetro de pozo minimo: 6 in. Eine

- Profundidad de investigacién: 7 in. | Cereano - Resolucién vertical: 14 in.

- Velocidad de registro: 1800 ft/hr. APS Aneglo

Epitermal

Condiciones de Operacién: La APS se corre en pozo abierto, en Amegio

cualquier tipo de lodo, excepto aire, y va H Tennal

excentrada. (| IPLC La APS se corre combinada con la HNGS Sesto) y la LDS para formar la IPL (Herramienta if Esitreal de Porosidad y Litologia Integrada), que \ iE Lejano

se puede correr combinada con la | LDS

herramienta de Imagenes del Arreglo de i

Induccién (AIT) o Iméagenes_ de

Resistividad Azimutal (ARD, y

también ha sido corrida con la herramienta de im4genes Sénico Dipolar de Cizallamiento (DSI), herramientas de Densidad (LDT-D) y herramientas de Neutrén Compasado (CNT-G).


El disefio y la deteccién del neutrén epitermal en la sonda APS han reducido y simplificado considerablemente los efectos ambientales en al respuesta de la herramienta.

La litologia afecta la respuesta a la porosidad de dos maneras: la densidad de grano, que varia con la litologia para una porosidad dada, afecta la extensidn de la nube de neutrones, y

la concentracion de ciertos elementos en al formacidn, tales como C, O, Mg, Al, Si, Ca, etc.,

afecta la moderacién del neutrén a través de las interacciones eldsticas e inelasticas.

El tiempo de decaimiento es influenciado significativamente por las variaciones en la

moderacion del neutrén debido a las interacciones eldsticas con los 4tomos de hidrégeno. La

porosidad medida por el arreglo cercano no es afectada por la densidad de grano, pero si es

afectada por las variaciones en la moderacidén del neutrén a través de las interacciones

eldsticas e ineldsticas con la formacién, y esto es debido a que la respuesta de estos

detectores ha sido optimizada para condiciones de formacidén tipicas de yacimientos de

hidrocarburos ya sean areniscas, calizas o dolomitas, con una cantidad variable de arcillas y

alguna fraccién de minerales pesados.


67

Aplicaciones Geoldgicas de tos Registros Nucleares de Pozos

Un tipo particular de formacion que no entra en este sistema es la Halita (una sal de NaCl), que frecuentemente se encuentra en capas de mineral 100% puro con una densidad de 2.165 g/c*. La porosidad aparente obtenida para este tipo de formacién modelada en una escala de caliza dar un valor de 21 +2 p.u. La raz6n para esta alta porosidad aparente en la halita es

la muy baja densidad atémica y la gran longitud para desacelerar neutrones (43.5 cm), que excede el espaciamiento entre la fuente y el arreglo de detectores.

EI! peso del lodo también afecta las mediciones de la APS, debido a que cuando éste se incrementa, usando aditivos como la barita, decrece el volumen de agua en el lodo y, por lo tanto, también decrece el indice de Hidrégeno del lodo, lo que ocasionard que més neutrones viajen a través del fluido del pozo, resultando en un incremento en las velocidades

de conteo de los detectores.

Sin embargo los detectores se comportan ligeramente diferente dependiendo del blindaje que tengan. E] efecto total del peso del lodo se reduce al utilizar la proporcion de las velocidades de conteo de los detectores para computar la porosidad aparente. En el detector cercano, debido a que esta centrado y sdlo parcialmente blindado, su velocidad de conteo se incrementa al incrementarse el peso del lodo, lo que producird una ganancia neta positiva.

E! efecto del did4metro del pozo esté determinado por el volumen de fluido que se aloja entre la herramienta y las paredes del pozo, por lo que, para calcular la correcci6n de este efecto, se utiliza el didmetro de la barrena en lugar del calibre para caracterizar la curvatura del pozo frente a la herramienta.

Las lecturas de porosidad se incrementaran con un didmetro de pozo mas grande, pero al incrementarse el peso del lodo, disminuye el efecto del didmetro del pozo debido a que los lodos pesados contienen menos hidrégeno, por lo que este efecto es interdependiente con el

peso del lodo.

La salinidad de la formacién también afecta las mediciones de porosidad, debido a que el NaCl desplaza al hidrégeno en la formacidn, reduciendo el indice de hidrégeno de la formacién. La correccidn de este efecto trabaja de la misma manera que la correccién por peso del lodo, ésta es simplemente una correccién del indice de hidrégeno, conociendo la

salinidad de la formacion, la temperatura y la presidn.

La presién y la temperatura causan cambios de densidad en el fluido de la formacidn,

ocasionando a su vez cambios en el indice de hidrégeno de este fluido y una reduccién del

contenido de hidrégeno por unidad de volumen.

Cuando la temperatura se incrementa, disminuye la densidad del hidrdgeno en el pozo y en la formacién, incrementdndose la velocidad de conteo del neutrén epitermal. La correccién para temperatura y presién se simplifica a una simple correcci6n para cl indice de hidrogeno

de! pozo.


68


El standoff de la herramienta afecta severamente las mediciones de porosidad debido a que

los detectores estén blindados y no reciben sefial de la formacién que esta detrds de la herramienta, si la herramienta se separa de las paredes det pozo. La combinacién de las mediciones de la porosidad de] tiempo de decaimiento y la porosidad del arreglo cercano

permiten computar y compensar la magnitud del standoff. La porosidad derivada de esta medicién, Hamada “porosidad de Standoff’, es muy sensitiva al standoff de la herramienta, siendo igual a la porosidad del arreglo cercano si la herramienta no tiene standoff.

El enjarre en las paredes del pozo es un efecto combinado de la reduccién del didmetro del

pozo y el standoff de la herramienta, por lo que la presencia de enjarre es considerada como

un standoff de la herramienta, y el algoritmo para la correccién del standoff es también efectivo para la presencia de enjarre.

HERRAMIENTA DE DECAIMIENTO DE NEUTRONES TERMICOS (TDT).

Especificaciones: - Didmetro de sonda: 1 !"/4¢ in. sd


- Presion: 17 kpsi.

- Temperatura: 350° F.

- Didmetro de pozo minimo: 13/15 in.

- Profundidad de investigacién: somera,

de 10 a 20 in.

- Resoluci6n vertical: aprox. 2 in. Detector de - Velocidad de registro: 1800 ft/hr Lajano

maximo, se recomienda a 900 ft/hr para

incrementar la precision estadistica. Detector de

Condiciones de Operacién: Centellno La herramienta TDT es corrida en pozo Comaze entubado, aunque, con mediciones menos

confiables, puede correrse en pozo Fuente de

abierto. Se corre en cualquier tipo de Nectrones

lodo. La TDT va excentrada.

La herramienta TDT se corre en combinacion con un registro GR.


Las variaciones estadisticas también afectan a la herramienta TDT. La desviacidén estandar

disminuird si aumenta el ritmo de conteo y la constante de tiempo, por io que las fluctuaciones estadisticas estén mds bien relacionadas con el ritmo de conteo que con el tiempo de decaimiento.


69


Para determinar si hay variaciones estadisticas se pueden repetir las corridas del registro, de tres a cinco, a la misma velocidad para evitar las contribuciones adicionales por la activacion del oxigeno, que se registrarian si las mediciones estadisticas se hicieran con la sonda estacionada, y de esta manera reducir las variaciones estadisticas. Esto también se logra al disminuir la velocidad de registro.

El efecto de difusién se debe a que los neutrones termales tienden a moverse a regiones donde la densidad de neutrones es menor, por lo que la concentracién de neutrones termales variard con el tiempo en el pozo y en la formacién, debido a que el sigma del pozo difiere del sigma de la formacién. La poblacién de neutrones en el pozo usualmente es baja (excepto cuando el sigma de la formacién es muy grande) ocasionando un flujo neto de neutrones desde la formacién al pozo. Esto produciré que el decaimiento de los neutrones termales parezca mas rapido en la formacién, por la introduccién de conteos falsos no relacionados con el sigma de la formacién, y el sigma medido seré mds grande. Un fluido de alta salinidad, de 50,000 ppm de NaCl o més, es ideal en el pozo para un registro TDT ya que por su gran seccién transversal de captura los neutrones termales del pozo son capturados répidamente, evitando asi que la sefial del poOZo continte por un largo tiempo e introduzca conteos en las ventanas que miden los conteos que provienen de la formacién, como sucede en los fluidos de pozo con sigmas mas bajos. Pero no siempre se pueden obtener fluidos éptimos para el pozo cuando se registra, por lo que hay cartas de correccién para los efectos combinados de difusién y condiciones de pozo que corrigen el sigma medido al sigma intrinseco para una variedad de configuraciones de pozo.

El fluido del pozo, como ya se mencioné anteriormente, afecta la medicién del tiempo de decaimiento. Una alta salinidad producir4 una sejial residual del pozo insignificante para la mclinacién del decaimiento, ya que en estos fluidos los eventos de captura del pozo sélo predominan justo después del estallido y disminuyen répidamente antes de que opere el mecanismo de deteccidn, por lo que esencialmente sélo son detectados los eventos de captura de la formacién. En fluidos de agua dulce o aceite los tiempos de decaimiento son mds largos por lo que contribuyen significativamente con conteos cuando empieza la medicién del decaimiento de la formacién, y el sigma medido variard del de la formacién de acuerdo a las propiedades de captura relativas del pozo y de la formacién. Siel sigma del pozo es mas grande que el de la formacién, el sigma medido sera mds grande; si el sigma del pozo es menor al de la formacién, como en lutitas y formaciones con agua salada, el sigma medido ser4é mds pequefio. En formaciones con hidrocarburos las mediciones no son afectadas. En un pozo con gas casi no hay eventos de captura que contribuyan en los conteos debido a que el gas, aunque tiene una seccién transversal de captura pequefia, tiene un bajo indice de hidrégeno, por lo que més neutrones pasan ininterrumpidamente a través del gas hasta la formacién. Sin embargo, en todos estos casos estén presentes los efectos de difusion.


71


La TDT es sensible a la invasién debido a su profundidad de investigacién somera de 10 a

20 pulgadas. La invasién se producira cuando el intervalo de interés esta en comunicacién

con los fluidos del pozo a través de perforaciones, canales, agujeros en la tuberia de

revestimiento o en pozos abiertos.

En pozo abierto la mayoria de las mediciones son hechas en la zona invadida, donde el

filtrado de lodo a reemplazado al agua de formacién y a algunos hidrocarburos. En pozos entubados, si el registro es tomado mientras el pozo esta produciendo ya habré transcurrido

suficiente tiempo para que la invasién original del lodo de perforacién haya desaparecido, aunque es posible que queden residuos del filtrado de lodo. Si el pozo es cerrado las zonas permeables pueden ser profundamente invadidas y, en el pozo, la fase pesada del lodo (agua,

por lo general) se separa y se asienta en la parte mas baja del pozo.

También puede que el pozo sea llenado con agua para mejorar el ambiente de registro, pero esta agua podria invadir la formacién, ocasionando que se registre la zona invadida. Por estas razones, cuando se registre un pozo nuevo es importante esperar algiin tiempo para

permitir que desaparezca la invasidn del filtrado del lodo y la invasién del filtrado del cemento, siendo prdctico esperar un periodo de alrededor de un mes en algunos pozos,

aunque esto varia de un 4rea a otra.

La porosidad y 1a salinidad del agua de formacién son factores que afectan a la

herramienta TDT de diferentes maneras, segtin el drea estudiada, si son menores a 15 % y

50,000 ppm, respectivamente. Se pueden obtener mejores datos en bajas porosidades si el

agua de formacién tiene alta salinidad, y viceversa. El error llega a ser relativamente mas

grande en los limites entre las zonas de agua e hidrocarburos, y puede ser reducido con

miiltiples corridas o con corridas mas lentas.

Se ha estimado que el espesor de las capas deberia ser como minimo de tres 0 cuatro pies

para que las mediciones del tiempo de decaimiento sean correctas. La resolucién vertical

estd limitada por el espaciamiento fuente detector y por el algoritmo usado para pulir los datos, y puede ser mejorada ajustando la constante de tiempo y la velocidad de registro.

El didmetro del pozo también puede afectar las mediciones, disminuyendo

significativamente la sefial desde la formacién en pozos con didmetros mds grandes. El espesor del cemento detrds de la tuberia de revestimiento también produce un efecto

similar al incrementar la distancia entre la formacion y la herramienta.

Las arcillas tienen una alta seccién transversal de captura debido a su contenido de

minerales de hierro, trazas de boro y gran cantidad de agua, por Jo que la medicién del sigma

sera sensible a las arcillas, siendo necesario hacer correcciones cuando se trata de determinar

la saturacién de agua en formaciones arcillosas. La medicién del sigma también es sensible a

la halita (NaCI).

El efecto de la temperatura y 1a Presién es visto principalmente en el gas. La diferencia de

presién entre la formacidén y el lodo afectard el didmetro de invasién, siendo mayor en

registros corridos en pozo abierto, o pozos entubados donde una columna estatica de fluido

de produccién llena el pozo.


72


HERRAMIENTA DE SATURACION EN YACIMIENTOS (RST).

Especificaciones: il . RST de 111/16 polg. RST de 2 1/2 pale. - Didmetro de sonda: 1 ''/¢ in. para la 3 ' RST-A y 2 4 in. para la RST-B. Ni |

- Longitud de sonda: 435 in. RST-A y 388 in. RST-B. |

- Presion maxima: 15 kpsi | Teeretfa, | - Temperatura maxima: 300°F Teta eo) | - Didmetro de pozo minimo: 1 3716 in. i RST-A y 2°; in. RST-B. i :

- Didmetro de tuberia minimo: 2 3/, API corwhe de

RST-A y 3 % API RST-B. Adeisicion - Profundidad de investigacién: 9 a 18 in. - Resolucién vertical: de 1 a 2 ft.

- Velocidad de registro: depende del tipo

de formacién y de si el pozo fluye o no, sonda

maxima 250 ft/hr para RST-A en pozo i cerrado, 160 ft/hr para RST-B en pozo \§ l cerrado y 110 ft/hr en pozo fluyendo.

pe

Condiciones de operacién: Aeelerador La RST se corre en pozo entubado, a

través de tuberia de produccidn e incluso 5 i i t

i Canucto del |

i t 9

la RST-B puede ser corrida en pozos que fluyen, eliminando la necesidad de cerrar el pozo y

extraer la tuberia, evitando la reinvasién de intervalos perforados y permitiendo observar el pozo bajo condiciones de operacién.

Debido a su configuracién, la RST-B debe ser corrida excentrada, orientando el detector lejano cerca de la formacién, y para la RST-A, las aplicaciones actuales requieren que la

herramienta vaya excentrada, pero en algunas aplicaciones futuras requerirén que la

herramienta vaya centrada.

La herramienta RST se puede combinar con la mayoria de los sensores de registros de

produccién junto con una herramienta de rayos gama.


Las velocidades de conteo medidas por la RST pueden ser afectadas sustancialmente por las

condiciones del pozo y en algun grado, por las condiciones de la formacién. Es por eso que

para convertir las proporciones de Carbono/Oxigeno, obtenidas de las velocidades de

conteo, en saturaciones se utiliza una extensa base de datos disefiada para medir la respuesta de la RST en una variedad de condiciones de pozo, obtenida en las Instalaciones de


73

Aplicaciones Geoldgicas de los Registras Nucleares de Pozos

Calibracion de Efectos Ambientales de Schlumberger en Houston, Texas. obteniéndose cuatro mediciones C/O para cada combinacion de litologia, tuberia y cemento, cubriendo

las cuatro combinaciones de aceite y agua en el pozo y en la formacién como se vera més adelante.

También se obtuvieron mas de 1000 mediciones de “sigma” utilizando diferentes

combinaciones de salinidad en el pozo y en la formacién.

Los datos medidos por la RST en el pozo son comparados con los datos obtenidos de

laboratorio en la base de datos junto con otras importantes caracteristicas, que incluyen

porosidad, litologia, densidad del aceite. fraccién de aceite en el pozo, didmetro del pozo,

peso de la tuberia y didmetro de la tuberia. Una vez que se ha hecho el mejor ajuste entre las dos series de datos, a los datos correspondientes de C/O de la base de datos se le aplica un proceso de inversion para obtener el volumen de aceite contenido en los fluidos de la formacién, y a este volumen de

aceite se le aplica un proceso especial, llamado “procesamiento Alfa”. Finalmente, el volumen de aceite obtenido, junto con informacién de porosidad, es utilizado para obtener

la saturacion del aceite.

También, para convertir el espectro del tiempo de decaimiento en “sigma” de formacién,

porosidad y/o salinidad de pozo, es necesario hacerle algunas correcciones para la radiacién de fondo (background), la pérdida de conteos y los efectos ambientales, tales como

diametro de pozo, diametro de ta tuberia, peso de la tuberia, litologta, etc.

Comparando los datos obtenidos del detector cercano y la regién de decaimiento del

estallido corto (que permiten determinar las caracteristicas del pozo) y los datos obtenidos

del detector lejano y la regién de decaimiento del estallido largo (que permiten determinar

las caracteristicas de la formacion) con parémetros ambientales y otros parametros externos conocidos se puede hacer un mejor ajuste con los datos de laboratorio de la base de datos.

pero debido a que la correspondencia no es exacta, se utiliza una serie de algoritmos

pesados para interpolar entre puntos. El resultado interpolado de la base de datos es

invertido para obtener los datos corregidos.

El] tiempo de registro también es, en parte, una desventaja para la RST, ya que se tienen que hacer varias pasadas y es una compleja funcién de la porosidad de la formacién, litologia,

fluidos en la formacion, didmetro del pozo y los fluidos en el pozo.

También, en una formacién de alta porosidad y con agua muy salada, la informacion obtenida con la RST no es la deseada como la obtenida con la TDT en menos tiempo, ya

que la TDT se corre al800 ft/hr en una sola pasada y la RST se corre a 100 ft/hr en 5

pasadas, lo que significa que 200 pies seran registrados en 7 minutos con la TDT y en 10 horas con la RST, aunque la RST tiene una calidad de respuesta similar a la TDT y en un

registro de pocas horas en el modo inelastico de la RST sobre una zona de interés se podra

obtener la confirmacién de los resultados del “sigma” e informacién extra que no se puede

obtener sdlo con el “sigma”, y con un nivel de precisién similar en la respuesta de las saturaciones.


74


CAPITULO VI

APLICACIONES GEOLOGICAS DE LOS REGISTROS NUCLEARES

VIL.1 REGISTRO DE RAYOS GAMMA NATURALES

El registro de rayos gamma naturales (GR), es el registro basico utilizado para correlaciones y control de litologia, especialmente para diferenciar entre formaciones arcillosas y formaciones limpias, sin arcilla. Debido a esto, el registro GR es util para definir los limites de las capas, tomando en cuenta la longitud del detector, la velocidad de registro y la constante de tiempo. Si la velocidad con que se toma el registro es muy baja, la zona de transicién que se registra en el contacto de capas de diferente radioactividad se debera principalmente a la longitud del detector y se extenderd igual distancia arriba y abajo del contacto. En condiciones reales de registro, donde la velocidad es mayor, los contactos registrados apareceran mas arriba en profundidad que los contactos reales debido a que la constante de tiempo produce un retraso en la sefial. Para determinar con mayor exactitud el

limite entre las capas es necesario correlacionar la curva GR con otros registros.

Al detectar el limite entre las capas, el registro GR de un pozo se puede utilizar para

correlaciones con registros de rayos gamma de otros pozos en una 4rea geoldgica,

determinando la relacién que guardan las capas en estos pozos y asi detectar discordancias y otras estructuras geolégicas.

El registro GR también puede ser utilizado para determinar el volumen de lutita o arcilla, debido a que la curva GR es proporcional a la concentracién de material radioactivo en la

formacién, y este material tiende a acumularse en las lutitas y otros sedimentos finos. Sin embargo, sélo en algunas areas se pueden utilizar directamente los valores de radioactividad del registro para calcular el volumen de lutitas, ya que generalmente la curva de rayos gamma presenta valores aparentes debido a los efectos ambientales y para obtener los valores reales de radioactividad es necesario aplicar correcciones, utilizando las curvas de

separacién (Fig. VI.1), para los efectos de: didmetro del pozo, didmetro de la sonda,

densidad el lodo, espesor de la tuberia, espesor del cemento detrds de la tuberia y

excentricidad de la sonda.

También es importante considerar que en pozos en produccion el registro de rayos gamma puede variar con el tiempo, como resultado de la precipitaci6n de las sales radioactivas que provienen de los fluidos de la formacién (especialmente agua) y que fluyen hacia zonas con presiones mds bajas, dependiendo de la temperatura, flujo y equilibrio quimico; por lo que

para la evaluacién del volumen de arcillas se deben utilizar los registros tomados inicialmente en pozo abierto.

Capitulo 6. Aplicaciones Geoldégicas de los Registros Nucteares

75


a) 8 2 ad

(dag 45) Sonda Centrada i} ° Bei 4e,,0 2 + ee a3 Bala 4 293 2 He Rog

5 i228 re 2 ala Bos £1}

oe om on .

i oa eal, o- Ne 1 a “8 .. 8 18 (Papi)

: 2 (yg 45) x : ats Sonda Exoentnoa

Zr 38 Dibrnetvo de fa Sonda

(Pulgadas)

b) Espesor del Cermemto Espasor del Adame

0) 0 a] @.

fs s a i a

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ty . 1 1

Rog

if Eee 5 ed Eo sue Boe wis * (Pulgadas) os em)

Espesor Radial de Lodo 12 Gy - dg)

Fig, VI.1 Curvas de separacién para corregir la curva GR en a) Pozo abierto y b) Pozo entubado (Schlumberger).

Una vez hechas las correcciones y utilizando el registro GR apropiado, primero se puede

observar que los intervalos que tienen lecturas bajas de radioactividad, asociados a intervalos limpios, tienden a tener valores similares, y lo mismo sucede con los intervalos con lecturas altas, asociados a las lutitas, que también tienen lecturas similares, por lo que se puede trazar una linea que una los valores bajos de radioactividad, llamada linea base de arenas limpias y otra linea que una los valores altos de radioactividad, llamada lfnea base de lutitas (Ejemplo 1); entonces se podrd observar que los valores del registro variaran dentro de un corredor entre los valores promedio de las arenas y las lutitas, considerando la linea base arenas como formaciones libres de lutitas y la linea base de lutitas como formaciones con 100% de lutitas.

Con esto como base, se puede calcular el volumen de lutitas en un cierto intervalo

considerando que el tipo de lutita y su contenido de material radioactivo son constantes y por lo tanto, se puede utilizar el valor medio de radioactividad registrada en este intervalo

para evaluar el contenido de lutita con la ecuacién:

Ven = GR-GR,g / GR, GRa

Donde: Va : Fraccién de lutita

GR : Valor medio de radioactividad frente al intervalo GR,: Valor de radioactividad de la linea base de arenas limpias

GRg: Valor de radioactividad de la linea base de lutitas

Capitulo 6, Aplicaciones Geoldgicas de los Registros Nucleares

76


Por ejemplo, utilizando el registro del ejemplo 1 (Fig. V1.2) y suponiendo que los valores de radioactividad son correctos o fueron corregidos, se puede

trazar la linea base de arenas limpias en

GRa = 30 unidades API, por que la mayoria de los valores de baja

radioactividad tienen — ese valor aproximadamente, y la linea base de lutitas

puede ser trazada en GRsh = 81 unidades

API por que la mayoria de los valores de alta radioactividad coinciden en ese valor. Estos valores pueden ser utilizados para calcular el volumen de lutitas en un punto dado con la formula vista en el parrafo anterior. Asi, en nuestro ejemplo, en el punto A se observa un valor promedio de radioactividad de 38 API en la seccién, y

se obtendra un volumen de lutitas de:

Vana = GRa - GRa / GR, - GRes Vana = 38-30 / 81-30 = 8/51 Vana = 0. 1 6

En el punto B el valor promedio de

radioactividad en la seccién es de 52 API, por lo que se obtendré un volumen de lutitas de:

Vas = GRg - GRa / GRa - GRa Vag = 52-30 / 81-30 = 22/51

Vas = 0.43

0 Unidades API 100

Rayos Gamma

Fig V1.2 Ejemplo 1, registro GR.

Sin embargo este método puede conducir a errores en la interpretacién debido a que el nivel de radioactividad varia, segtin el tipo de arcilla presente, por lo que se deben de tomar intervalos de radioactividad similar, aunque los cambios en la radioactividad pueden

confundirse facilmente por la presencia de minerales radioactivos no arcillosos, como es el caso de algunas evaporitas, calizas originadas por algas que contienen potasio o sedimentos residuales que pueden contener torio, ademas, los minerales que contienen uranio se pueden

encontrar en cualquier tipo de sedimento.

También, el registro GR es util para la interpretacién de otros registros, como se verd en

ejemplos mas adelante.

Capitulo 6. Aplicaciones Geoldgicas de los Registros Nucleares

77


VI.2 REGISTRO DE ESPECTROSCOPIA DE RAYOS GAMMA NATURALES

Las mediciones proporcionadas por el registro de espectroscopia de rayos gamma naturales

(NGS) también pueden ser utilizadas, solas o en combinacién lineal, para calcular el

volumen de lutita o arcilla, siendo mejores indicadores de lutitas que el registro GR. Sin embargo, debido a que el Uranio es soluble y puede asociarse con otros minerales radioactivos que no se encuentran en las lutitas (en materiales orgdnicos por ejemplo) no es un indicador confiable de lutitas, por lo que no se utiliza en el calculo del volumen de Iutitas, y se elimina de la respuesta de rayos gamma total, obteniéndose la curva CGR. Asi, el porcentaje de lutitas puede ser estimado para cada valor de Th, K y CGR mediante las ecuaciones:

(Vath = Th-Thyin / Thee Thain 6 (Vandk = K-Kyin / Ka-Krin

6 (Vsnocr = CGR-CGRiin / CGRey-CGRain Donde:

(Vann, (Van)k, (Vanccr, : Volumen de lutita

Th, K, CGR : Valor de radioactividad en el registro Thins Kmins CGRrmin : Valor de radioactividad de arenas limpias

Tha, Kn, CGRa : Valor de radioactividad de las lutitas

Los registros obtenidos con estos

indicadores se comparan (Fig. VI.3), y los

valores mds bajos son considerados como representativos para obtener la curva Va final.

También hay que considerar que cuando hay micas o feldespatos presentes, estos generalmente no se correlacionan con el volumen de lutitas, por lo que el indicador (Va)m sera el mds confiable como

indicador de lutitas. Lo mismo sucede en series carbonatadas, donde la mayor parte de la radioactividad registrada no se relaciona a las lutitas sino al uranio, por lo

que se obtendraé una mejor determinacién del volumen de lutitas de la curva CGR libre de uranio, aunque si el contenido de torio es muy bajo, el porcentaje de potasio obtenido se relacionara a un carbonato de origen algdceo y no a la __Iutita,

obteniéndose una mejor aproximacién del

contenido de lutita utilizando el indicador

(Va)n- Fig. V1.3 Ejempto 2, registro NGS (Schlumberger).

Capitulo 6. Aplicaciones Geolégicas de los Registros Nucleares

78


Las proporciones entre Th, U y K en la formacién también se pueden utilizar para evaluar mineralogia, reconocer rocas, determinar ambientes deposicionales o estimar el potencial de

un yacimiento por su contenido en material orgénico. Todo esto se explicara a continuaci6n.

Relacién Th/K.

La proporcién entre Th y K en una lutita dependera de su composicién mineraldgica, es decir, dependerd del tipo de arcilla que contenga la lutita. La razén para esto es que el Thy el K, alojados entre las capas de la estructura laminar de arcillas y micas, varian es sus proporciones debido a que el potasio es mas facilmente disuelto por lo fluidos de infiltracién, mientras que el torio, por ser mas resistente e insoluble, permanece en su lugar. Asi, durante los procesos de intemperizacién, los minerales que contienen torio son generalmente mas estables que los que contienen potasio, por lo que la proporcién Th/K sera mas alta mientras

mis fuerte sea la intemperizacién.

VORLOITaIE V1 FG

HIVS ON SISAL

VISE

Haciendo un anflisis mds detallado del nivel de concentracién del torio y del potasio, en

casos favorables es posible identificar minerales arcillosos y otros minerales radioactivos, como se muestra en la Figura VI.4, donde cada linea que parte desde el origen corresponde a una proporcién Th/K constante, y la proporcién Th/K que identifica a cada

mineral variara dentro de estas lineas.

Arcitlas Laminares Mezcladas

o - $

0 1 2 3. 4 KO)

Fig. V1.4 Clasificacién de minerales radioactivos en funcién de su concentracién de Th y K. (Schlumberger).

La identificacién de estos minerales nos permitird a la vez reconocer de manera mas exacta

el Ambiente de Depésito, por ejemplo:

La Glauconita es de origen marino, formada en condiciones levemente reductoras, facilitada

por la presencia de materia orgdnica, en una plataforma arrecifal.

Capitulc 6. Aplicaciones Geoldgicas de los Registros Nucleares

79


Los Feldespatos son indicadores del grado de evolucién de la roca que la contiene, por que

siendo inestables se encontrardn relativamente cerca de su roca fuente.

El Uranio indica baja energia y condiciones de depésito reductoras. En yacimientos

carbonatados la diagénesis afecta fuertemente la concentracién y distribucién del Uranio,

siendo facilmente movido durante la lixiviacién y disolucién.

La Caolinita caracteriza un ambiente dcido y de agua dulce, en el cual el Ca, Mg y Fe son

retirados efectivamente. También el Caolin puede alterarse en Bauxita, que se forma en un

ambiente continental bien desarrollado, htimedo y calido, con buen drenaje. Sin embargo,

este cambio es reversible.

La Montmorillonita caracteriza a un ambiente lacustre, alcalino 0 sddico, en el cual estén

presentes el Ca, Mg y Fe ferroso. Bajo compactacién, la Montmorillonita se transforma en

Illita, pasando a través de una fase intermedia de una mezcla de capas de illita-

montmorillonita, lo que produciré una disminucién en la proporcién Th/K con la

profundidad. En lutitas compactadas esta tendencia ser a la inversa. :

La Illita y los minerales arcillosos cloriticos son productos de la transformacién de la

montmorillonita o probablemente de la caolinita en un ambiente marino, requriendo la Illita

un ambiente alcalino y la presencia de Ca, Mg, Fe ferroso y K. Las condiciones en que se

forman los Minerales Arcillosos Cloriticos son menos claras.

Las Sales de Potasio, formadas en un ambiente evaporitico, se distinguen por tener una muy

baja proporcién Th/K, debido a su muy alto contenido de potasio y casi nulo contenido de

torio por ser insoluble. También se puede diferenciar entre las sales de potasio, a través de

su contenido de potasio, si esta forma una capa suficientemente gruesa en comparacién con

la resoluci6n vertical de la NGT. Si esto no se presenta, para identificar la sal de potasio con

precision es necesario combinar el registro NGL con otros registros.

Sin embargo, la identificacién de todos estos minerales a través de la grafica Th vs. K, sdlo

es posible si no mds de dos minerales radioactivos estén presentes. Pero es muy frecuente

que en los sedimentos se presente un mezcla de varios minerales radioactivos (tales como

feldespatos, micas y arcillas 0 dos o tres tipos de arcillas) y en tal caso la relacién TH/K sera

insuficiente para determinar el tipo de mineral radioactivo, por lo que se tendra que recurrir

a los datos obtenidos con otras herramientas combinados con los de la NGT.

Relacién Th/U.

La distribucién de Th y U en rocas sedimentarias (Fig. VI.5) esta determinado en gran parte

por la intemperizacién, en donde el uranio es oxidado y lixiviado y el torio permanece cn

minerales pesados o es absorbido en arcillas y sedimentos hidrolizados, y por la distribucién

en los sedimentos de los minerales pesados que contienen una alta concentracién de torio y

uranio. Esta distribucién de Th y U puede ser usada para determinar facies geoquimicas

en rocas sedimentarias.


80


Bauxitas

Dridadas & Let Hedroizades

Fig. VI.5 Distribucién del Torio y del Uranio en los sediments.

En la figura VI.5 se puede observar que los minerales y rocas que se forman en un ambiente con baja proporcién TH/U, de menos de 2, son el producto de materiales con contenido de

uranio que ha sido fijado al ser removido de otros sedimentos por agua de mar o por otras aguas subterréneas. Estos pueden ser lutitas negras marinas, depésitos de fosfato, calizas, pedernal, anhidritas, etc.

En un ambiente con alta proporcién Th/U, arriba de 7, los minerales y rocas que se forman

son producto de materiales que han sido completamente intemperizados, oxidados y lixiviados, como las lutitas continentales, bauxitas etc.

Cuando el ambiente tiene una proporcién Th/U entre 2 y 7, el material sdlo ha sido

parcialmente intemperizado y lixiviado de uranio o es una mezcla de materiales de los dos ambientes anteriores, formandose lutitas verdes, grises, grauvacas, etc.

También, las rocas igneas primarias en este intervalo, con una proporcién Th/U de 3 a 4 y un contenido de torio de 10 a 15 ppm, son fraccionadas al intemperizarse completamente en tres direcciones: para agua de mar con una muy baja proporcién Th/U (0.0002), para arcillas hidrolizados y oxidadas con una alta proporcién Th/U y un alto contenido de torio, y para minerales pesados con altas proporciones Th/U y altos contenidos de torio.

Hay otras numerosas aplicaciones de la proporcidn Th/U, en especial en la localizacién de

discordancias bajo las cuales hay huellas de fdsiles muy intemperizados, en distinguir entre lutitas marinas y continentales, en posiblemente reconocer zonas porosas, zonas

dolomitizadas y zonas residuales en calizas, y en la caracterizacién de secciones

sedimentarias para correlacién.


81


Relacién U/K.

Varios autores (Beers y Goodman, 1944; Russell, 1945; Spackman y al., 1966; Hassan y al.,

1977; Supernaw y al., 1978) han observado una fuerte correlacidn entre el uranio y el material orgdnico, y esta es mejorada al usar la proporcién U/K, eliminando la influencia de las arcillas que pueden absorber uranio en sus capas cargadas negativamente.

Asi, la proporcién U/K puede ser usada para estimar el contenido de carbén organico de la roca fuente de sedimentos arcillosos y, conociendo el contenido de carbén organico,

determinar el potencial de hidrocarburos. Sin embargo, debido al hecho de que el uranio puede ser relacionado a fosfatos y a que la habilidad para fijar o precipitar uranio depende del tipo u origen del material orgdnico (himico, sapropélico 0 zooplanténico) la cantidad de uranio variar4, dependiendo del material orgdnico. Por consiguiente, e] factor de conversién entre uranio, carb6n orgdnico y produccién de petréleo debe ser establecida para cada roca

fuente mediante una calibracién con datos de nucleos.

Otras Aplicaciones.

Como ya se mencion6, el registro NGL puede ser utilizado para correlacionar formaciones en diferentes pozos. Es frecuente que los picos en las curvas de torio sean usados en estas correlaciones porque, como corresponden generalmente a cenizas volednicas o niveles bentoniticos, se puede considerar que se depositaron exactamente al mismo tiempo sobre

una amplia zona.

Durante los procesos de migracién, cuando aguas hidrotermales o subterraneas circulan en

condiciones reductoras a través de fracturas, se pueden depositar sales de uranio, como la

Uraninita, permitiendo la deteccidn de las fracturas como picos de uranio.

Sin embargo, la presencia de estas fracturas debe ser confirmada por otros métodos debido a

que cl uranio también puede ser asociado con estilolitas, que se forman durante la compactacién cuando impurezas insolubles, como minerales arcillosos, materia organica, éxidos de hierro, etc., son concentrados en capas muy delgadas y también pueden

identificarse por picos radioactivos.

Ademéas es frecuente que el uranio sea asociado a fosfatos que también se encuentran en

rocas carbonatadas.

Con el registro NGL también es posible detectar discordancias cuando se observan cambios abruptos en las concentraciones promedio de torio y potasio en un intervalo del registro. Estos cambios se deben a la variacién de los minerales radioactivos en la formacién

que indicardn diferentes condiciones geoldgicas de depésito, es decir, una discordancia.

El ejemplo 3 (Fig. VI.6) presenta un registro de una zona con dos formaciones de arenas y arcillas de diferentes edades en las que es muy dificil distinguir, por métodos convencionales,


82


entre la parte superior de la formacién del Cretdcico y la base de la formacién del Oligo-

Mioceno.

Los registros de resistividad presentan caracteristicas muy parecidas entre estas dos formaciones, por lo que es muy dificil establecer sus limites con ellos. También en el registro de rayos gama convencional (con linea continua) no hay grandes diferencias por arriba y por

debajo de la discordancia, como lo muestran las flechas. Sdlo en el registro NGL es evidente

donde esta el cambio de formacién.

overannagus

3

3 E 5

Fig. VI.6 Ejempto 3, registro NGS combinado con registros de resistividad (Schlumberger).


83


Se puede observar que la radioactividad natural por debajo de la discordancia se debe fundamentalmente a la presencia de torio, mientras que por encima de la discordancia

disminuye la cantidad de torio y aumenta la cantidad de potasio. Con base en lo anterior, se puede deducir que por debajo de la discordancia debieron existir condiciones que favorecieran una meteorizacién intensa, degradando los silicatos en Caolinita, e incluso en minerales residuales como la Bauxita, que al tener una alta concentracién de aluminio, favorecieron la fijacién del torio. El potasio liberado en la

degradacién de los minerales fue disuelto y transportado por el agua de formacién. También, para que se puedan producir estas reacciones quimicas, es necesario que el ambiente

suministre suficiente cantidad de H* para transformar los feldespatos, micas, illitas y

montmorillonitas en caolinita. En la formacién superior existieron condiciones diferentes. Al suponer que los sedimentos en esta formacién son producto de la erosién de los del Cretacico, las condiciones del medio ambiente, pH y Eh, debieron ser tales que favorecieran la reconstitucién a partir de la caolinita de minerales arcillosos micdceos, como las laminas mixtas de illita-montmorillonita,

y para ello debié ser necesario que las aguas transportaran a otros sitios suficientes sales

disueltas de potasio y sodio.

VL3 REGISTRO COMBINADO DE LITO-DENSIDAD, NEUTRON COMPENSADO Y ESPECTROSCOPIA DE RAYOS GAMMA NATURALES

Como hemos visto, el registro NGS provee informacion de los minerales radioactivos en las

formaciones que es independiente de la porosidad y contenido de fluidos. Si esta

informacién se combina con los datos obtenidos por otros registros como Pp y On del registro LDT y CNL, y mas precisamente con datos independientes de la porosidad como

P., Uma (seccion transversal de absorcién de la matriz en volumen), (Pma), (densidad aparente

de la matriz obtenida con la grafica @y-pp), M y N (que son valores obtenidos con registros

de porosidad y que dependen de la litologia), se podrdé hacer una mejor determinaci6n de la

litologia cuando estén presentes minerales radioactivos en la formacién.

Por ejemplo, las ORTOCUARCITAS son areniscas puras con un alto contenido de cuarzo y una alta madurez textural y quimica, con un tamajio de grano de mediano a grueso muy bien clasificado, y al no contener arcillas presentan una muy baja radioactividad. También, su

densidad (Pma)a seré de aproximadamente 2.65, que es la densidad del cuarzo, y sus valores

de P. y Una seran de 1.81 y 4.79 respectivamente, que también corresponden al cuarzo.

Sin embargo, es frecuente que areniscas puras contengan minerales pesados, como circén, alanita, monacita y esfena, que al tener en su composicién torio y uranio produciran alguna radioactividad. Este caso es facil de reconocer con el registro NGL debido a que la radioactividad ser4 producida mayormente por el torio y el uranio, y el potasio presentara un nivel muy bajo, por lo que la proporcién Th/K ser4 muy alta y, al mismo tiempo, en el

registro de densidad p» y (Pmaja aumentarén debido a que los minerales pesados son més

densos.

Capitulo 6. Aplicaciones Geoldgicas de los Registros Nucteares

84


Las ARCOSAS son areniscas integradas en su mayor parte por cuarzo y feldespato, por lo general de grano grueso y anguloso y moderadamente bien clasificado. Estas areniscas

presentaran alguna radioactividad debido al alto contenido de potasio en los feldespatos, por

lo que la proporcién Th/K seré muy baja, de menos de 1 X 10%, al tener poco torio y

proporcionalmente més potasio. Su densidad (pma)a serd mds baja, de 2.52 a 2.53, y los valores de P, y Uma seran mas pequefios, de 2.86 y 7.4 respectivamente.

Las GRAUVACAS son areniscas formadas principalmente de cuarzo y feldespato, con fragmentos de roca y una matriz de grano fino de mica blanca o sericita, clorita y cuarzo.

Tanto los feldespatos como las micas contiene potasio, aunque el contenido de potasio en las micas es mds bajo. Debido a esto, la radioactividad que presente la arenisca dependerd del porcentaje de micas y feldespatos que contenga. Si contiene mas micas que feldespatos,

la proporcién Th/K seré de cerca de 2.5 X 10%, debido a que los minerales pesados

asociados a las micas darén un més alto contenido de torio. La densidad (Pma)a sera probablemente de 2.82 a 3.1, que es la densidad de la mica, y los valores de P. y Uma seran

mayores que para una arenisca pura.

Las CALIZAS son rocas de ongen quimico o bioquimico constituidas principalmente por carbonato de calcio y pequefias cantidades de otros elementos, como el Mg, Si, P, Al, Fe, S, dependiendo de las impurezas que contengan. En una caliza pura los niveles de Th y K son

cercanos a cero y, si al mismo tiempo, el U también es cercano a cero, se puede inferir que el ambiente en que se precipité esta caliza es oxidante. Si el nivel de U es variable, la caliza

pudo haberse depositado en un ambiente reductor restringido, favorable para la conservacién de material orgdnico y su probable transformacidn en hidrocarburos. Si se observan picos de U, es decir, concentraciones de uranio en capas muy delgadas, y la caliza es compacta, con baja porosidad, indicard probablemente estilolitas o capas de fosfato. Si Th y K estdn presentes junto con U indicardn calizas arcillosas o a MARGAS. Si el K esta presente, con o sin U, la caliza serd probablemente de origen algdceo o contendrd

glauconita. E] valor de P. y p, en una caliza seran de 5.08 y 2.71 respectivamente.

Por otro lado, la determinacién de la porosidad de las formaciones es mds precisa con la combinacién LDT-CNL-NGL. Esto se debe a que los registros de Densidad y de Neutrones responden de manera diferente a la litologia y a los fluidos de la formacién, y, junto con las mediciones de Th, U, y K del NGL, es posible identificar el tipo de roca y fluidos que hay en

la formacién.

Asi, al conocer la litologia, y en consecuencia los pardmetros de la matriz de la formacién, se

podran obtener los valores correctos de la porosidad basdndose en estos registros, una vez que hayan sido corregidos para los efectos ambientales, y también se podrdn diferenciar zonas con gas o hidrocarburos ligeros cuando haya una diferencia apreciable en las

porosidades neutrén y densidad.


85


La Figura VI.7 muestra en forma idealizada la respuesta de los registros de Litodensidad, Neutrén Compensado y Rayos Gamma en diferentes litologias. Para calcular la porosidad en formaciones limpias de Arena, Caliza 0 Dolomia que contengan agua, se puede hacer un

promedio de los valores de las porosidades neutron y densidad.

ARENISCA

q \

CALZA Op “

\ “2a DOLOMIA “6pu.

c----4

ANHIDRITA -1a-7 pu.

SAL 2.082 pu. 2 Bpu. “15 pu.

Arba de 45 p.u —

LUTITA

a F

Fig. V1.7 Respuesta idealizada de los regisuros GR-LDT-CNL en diferentes litologias (Schlumberger),

Arrba de 5 pu. —_—

También hay que tomar en cuenta que los registros de densidad y de neutrones responden a la porosidad total, es decir, la suma de la porosidad primaria y la porosidad secundaria (fracturas, cavidades, fisuras).

Existen grdficas cruzadas (Crossplot) que muestran como los registros de Densidad y de Neutrones responden a la litologia y a la porosidad, como la de la Figura V1.8 que muestra una grafica en la que las porosidades densidad y neutrén se dibujan en escalas lineales, junto

con la densidad.

Las lineas o curvas en la grafica corresponde a litologias puras, saturadas de agua, como areniscas, Calizas y dolomias, graduadas en unidades de porosidad. El grado de separacién entre estas lineas indicard la resolucién de estas herramientas en estos tres tipos de litologias. También se pueden identificar diferentes evaporitas, como sal y anhidrita.

Capitulo 6. Aplicaciones Geoldégicas de las Registros Nucleares

86


Las porosidades en esta grafica se presentan como si la matriz tuviera las mismas

propiedades de la caliza saturada de agua, por lo que la linea de la caliza se presenta como

una linea recta, donde las porosidades densidad y neutr6n son iguales.

Cuando la matriz de la formacién esta compuesta de dos litologias diferentes, ya sea arenisca

y caliza, caliza y dolomia o arenisca y dolomia, los puntos graficados con los datos de estos registros caerdn dentro de las lineas de estas dos litologfas, encontrando el valor aproximado

de la porosidad al promediar los puntos.

Pozos con Liquido ( p, =1.000 giem3;C¢=0 ppm)

oa

20

a4

3 2

22 ~ : <

5 nw

5

E % g E 3 as S 5 & j 8 & 2s 3 é ;

oa

26 z 3 g

27 a 7 eo

24

23

Ann yored

0 10 2 wD a

Paras Indice de Porosidad Neutrin (P.u.) @orosidad aparente en caliza)

aon

Fig. V1.8 Grafica para la determinacién de litologia y porosidad con los registros de Litodensidad y Neutron Compensado (Schlumberger).

El ejemplo 4 (Fig. V1.9) muestra un registro combinado de LDT-CNL-NGT, junto con un registro sénico y registros de resistividad, ademds de una medicién del didmetro del pozo (CAL).

Lo primero que se puede deducir, al observar las curvas de Torio y Potasio, es su baja

contribucién en todo el registro, revelando que la zona presenta poca arcillosidad. Sin

embargo, la curva SGR, que mide la radiacién total (Th+K+U), tiene valores muy altos

debido ai alto contenido de Uranio; esto probablemente se deba a la presencia de materia

orgdnica, que en un ambiente favorable podria transformarse en hidrocarburos. También se puede observar que la curva del Factor Fotoeléctrico Pe esta midiendo valores muy altos, esto se debe al contenido de Barita en el lodo de perforacién.


87


a __ Terie per) SAL Ipug os (pu) CGR apn

Fig. VL9 Ejemplo 4, registro combinado LDT-CNL-NGS (Schlumberger).

Capitulo 6. Aplicaciones Geoldégicas de los Registros Nucleares

RHO-B igen?

ORUTAT Le

vy ni

et Aplicaciones Geoldgicas de los Registros Nucleares de Pozos

Desde los 2920 m hasta los 3002 m se puede observar una tendencia general de las curvas de porosidad y densidad a permanecer juntas, aunque en algunas profundidades se separan,

variando la porosidad de 3 a 15 p.u. y la densidad de 2.4 a 2.7 gt/cm’, esto bien puede interpretarse como un intervalo constituido por una Caliza, parcialmente dolomitizada, y al observar algunos derrumbes en el pozo en la curva CAL, podria deducirse que tiene

porosidad secundaria debido a las fracturas.

A la profundidad de 3002 a 3007 m se observa un cambio en las curvas de porosidad y densidad y en las de resistividad. La separacién entre las curvas de porosidad y densidad aumenta, aumentando también la densidad y disminuyendo la porosidad. Las curvas de resistividad también aumentan, mostrando un cuerpo muy resistivo. Todo lo anterior nos indica que a esta profundidad se encuentra un cuerpo de Anhidrita. Mas abajo, desde la profundidad de 3007 m hasta el fondo, la tendencia de las curvas de porosidad y densidad vuelve a ser la misma, permanecen juntas y presentan los mismos valores, por lo que puede deducirse que este intervalo también esta constituido por una

Caliza parcialmente dolomitizada con porosidad secundaria, debido a que también pueden

observarse derrumbes en la curva CAL producidos por las fracturas. Para identificar con mayor precisidn los minerales que constituyen estas formaciones se pueden utilizar Diagramas de Interrelacién empleando los datos del registro. Los resultados

se muestran en la Fig. V¥.10.

5 = g é

Fig. VI.10 Diagramas de Interrelacién (Crossplot), (Schlumberger)


89


Al examinar estos diagramas se observa que la mayoria de los valores caen en la linea de caliza, unos pocos en dolomita, otros en anhidrita y algunos en arenisca, lo que indica que

los minerales presentes en la formacién son Calcita, Dolomita, Cuarzo (o mds precisamente

Pedernal) y Anhidrita. El diagrama M-N también muestra el efecto de la porosidad

secundaria y el bajo contenido de arcillas.

Una vez que se han determinado los minerales presentes en la formacion, se puede efectuar un procesamiento de interpretacién (por ejemplo GLOBAL o ELAN de Schlumberger, o CORIBAND y SARABAND del IMP) utilizando los datos del registro, previamente editados y corregidos a fin de eliminar ruidos y discrepancias en la profundidad, junto con la

informacién de niicleos de las zonas de interés y el apoyo de diagramas o grdficas. Los

resultados se muestran a continuacién:

En el registro de la Fig. VL.11 se pueden identificar dos yacimientos, constituidos

principalmente por una Caliza parcialmente dolomitizada, con cierto

porcentaje de pedernal y un_ bajo

contenido de arcilla, separados por una

capa de Anhidrita, que probablemente este actuando como roca sello. En el carril 1 se

observa la curva de Incoherencia que

permite asegurar el contro] de calidad del

procesamiento, siendo _ considerados confiables los resultados cuando esta curva no sobrepasa el valor de uno.

En el yacimiento de la parte superior se puede observar que la saturacién de agua sé mantiene mds 0 menos constante, alrededor del 20%, observandose la misma tendencia en el anilisis de fluidos con un porcentaje bajo de agua, y el

porcentaje de hidrocarburos, tanto mévil

como residual, es mayor, mostrando una

buena porosidad efectiva con el porcentaje del hidrocarburo movil. También en el extremo izquierdo del carril | se presenta la porosidad secundaria a través de las marcas presentes, y la curva DCAL (calibre diferencial) indica la presencia de enjarre mostrando que la zona tiene buena

permeabilidad. Fig. VI.11 Procesamiento GLOBAL (Schlumberger).


90


En el yacimiento de la parte inferior se observa un aumento gradual en la saturacion de agua

a partir de 3020 m hacia abajo, lo que indica la presencia de una zona de transicidn Agua-

Aceite, reduciéndose también gradualmente el aceite mévil hasta casi desaparecer a partir de

3140 m hacia abajo.

Todo esto se confirms al analizar las pruebas de formacién, obteniéndose una produccién de

aceite y gas sin agua en el intervalo de 2931 ma 2960 m, y en el intervalo de 3068 a 3086 m

se obtuvo una produccién de agua, con una salinidad de 50,000 ppm, y gas sin presidn.

VI.4 REGISTRO DE POROSIDAD Y LITOLOGIA INTEGRADA

El registro de porosidad y litologia integrada (IPL) tiene las mismas aplicaciones que el

registro combinado LDT-NGS-CNL, con algunas ventajas.

La Sonda APS con una mayor resolucién vertical y con detectores enfocados hacia la

formacién permite identificar con mayor exactitud, junto con la LDS, capas delgadas en

formaciones heterogéneas. También, la seccién transversal de captura de la formacién (2)

de la APS puede ser utilizada como un indicador de arcillas y, junto con las mediciones de

torio y potasio de la HNGS, permite evaluar el volumen de arcillas.

Ademas, el © de la formacién, junto con la medicién de rayos gamma, puede ser util como

un indicador de gas, ya que en zonas con gas la medicién del © provendré de la zona de

invasién, no muy profunda, en donde el gas ha desplazado a los fluidos de los poros,

ocasionando que la medicién del Z disminuya y, por su mayor resolucién vertical es utilizada

para estimar el espesor de la zona productora en formaciones de capas delgadas.

El ejemplo 5 (Fig. VI.12) se obtuvo de un pozo que atraviesa una formacidn de areniscas y

lutitas. Las muestras obtenidas de cortes en la parte superior del pozo, de los 240 pies hacia

arriba, indican que es una arenisca con una cantidad variable de arcillas, y en la parte inferior

los andlisis de los cortes describen una capa de lutitas.

Al comparar las mediciones de porosidad de la CNL con la porosidad de la APS se pueden

observar algunas diferencias.

En el intervalo de 150 a 160 pies la separacién en el intervalo de 150 a 160 pies la

separacién entre la curva de porosidad CNL y la curva de Densidad indican que es una lutita

(ver Fig.VI.4) mientras que la separacién entre la curva de porosidad APS y la curva de

Densidad indican una arenisca, tal y como lo muestran los cortes obtenidos a esta

profundidad.

En el intervalo de 200 a 240 pies la porosidad APS claramente define a una arenisca (que

varia debido al efecto del gas), y que corresponde con las muestras obtenidas, mientras que

la porosidad CNL podria ser interpretada como una caliza si no se tuvieran los datos de Pe

(caliza=5.084, arenisca=1.806), como sucede en pozos con lodo a base de barita.

En el intervalo de 250 a 275 pies la separacién entre las curvas de porosidad y la densidad

indican una lutita, observandose que la separacién entre la curva de densidad y la porosidad

APS es menos de la mitad que con la curva de porosidad CNL. Los cortes obtenidos a esta

profundidad indicaron que la lutita tiene un incremento gradual, de la parte inferior a la


91


superior, en el contenido de glauconita, lo que ocasiona que las mediciones de densidad y de Pe se vayan incrementando ligeramente conforme aumenta el contenido de glauconita.

También se observa que la porosidad APS indica que el indice de hidrégeno de la lutita

permanece constante, lo que no podria observarse con la porosidad CNL, que se incrementa continuamente sobre el mismo intervalo.

15240 Ft

79.000 35.000 PU} 18.500

tepeasascersecsrenrGltbeererrerencerne| Po TNPH oe 16:060 45,000 (Puy 15.000

AHOB_ v 1.9500 igica) 2.9500 a PRR ORHO we a 70 000] 2500 (area) 2500

Fig. VI.12 Ejemplo 5, comparacién de los registros APS y CNL (Schlumberger).

En arenas arcillosas la deteccidn de gas es mas dificil con el registro CNL debido a que el

contenido de arcilla en la formacién afecta la medicién de la porosidad CNL, mientras que la

porosidad APS proveniente del arreglo cercano (que es la proporcidn obtenida con el

detector epitermal cercano y los detectores del arreglo epitermal) no es afectada por el

contenido de arcilla ni por la densidad de grano de la formacién, ya que esta medicién sélo

responde al indice de hidrégeno de la formacién, permitiendo evaluar més facilmente las zonas con gas.


92


El registro del ejemplo 6 (Fig. VI.13) proviene de un pozo que atraviesa una formacién de capas delgadas de arenisca arcillosa y lutitas, con contenido de agua y multiples

laminaciones carbonatadas.

“ te lle Q No a] Ty & r> { i|

Yl tLe

Cpa TT { a | |

24 [iM Ie ) [Producing gas at th ile

7 11.6 MMcfD with ha { ‘ 12 bbl waterMMect ||| {

“ Pol |e ‘, 1 i:

“S 7 x900 at

( i ltd / i f il

t : : : * ! 4 -

b ———— APS (APSC) iF : P, + | —— CNL (TNPH : 4

IK t Ir 4

she 16! 0.2 AIT(AQ90) 20 {in} (ohm-m}

0 —_Utree GR 150 02 DIL(IDPH) 20 {GAPI (ohm-m) CS

-30 «= SP_ 20 41.65 Bulk Density 2.65) (mv) (g/cm?)

10 =f 40 60 Neutron Porosities 0

(c.u} (p.u.)

Fig. 6.13 Ejemplo 6, respuesta de los registros IPL y AIT en una formacién con gas(Schlumberger).

Los primeros registros que se tomaron fueron el registro de induccién DIL y los registros

LDT-CNL. La porosidad CNL (curva azul), afectada por las variaciones de la densidad de

grano de la formacién, se hace insensible a la presencia de gas en la formacién.

Posteriormente se hizo una nueva evaluacién con el registro de resistividad AIT y el IPL. La medicién del = de la formacién de la APS define mas claramente las capas de arena arcillosa que las curvas de Potencial Espontaneo SP y la curva de rayos gamma GR.

A una profundidad de 893 pies puede observarse que la curva de densidad y la curva de

porosidad APS se cruzan, definiendo una delgada capa de 2 pies. Esta capa también es

detectada por la curva AIT como un ligero incremento en la resistividad. Esta zona de interés fue analizada con un muestreador de formaciones y se encontrd que el intervalo

contenia gas. El pozo ahora produce 1.6 millones pies*/dia de gas.


93


El registro APS también permite hacer una evaluacién del contenido de gas en una formacién sin necesidad de ver otros registros. Esto es posible debido a que las mediciones de porosidad del arreglo cercano (proporcién del detector epitermal cercano y el arreglo

epitermal) no es afectado por el efecto de excavacién (mencionado anteriormente), que es

equivalente al efecto de la densidad de grano pero en sentido opuesto, y por otro lado la

medicién de porosidad del arreglo cercano-lejano (proporcién del detector epitermal

cercano y el detector epitermal lejano) si es afectada por el efecto de excavacién.

La disminucién de la densidad de grano, ocasionada por el efecto de excavacién, disminuye

la medicién de porosidad del arreglo cercano-lejano atin mds que la que puede ser atribuida

directamente a la disminucién del indice de hidrégeno, mientras que la porosidad del arreglo

cercano, que no es afectada por los cambios en la densidad de grano de la formacién, medir4

el verdadero indice de hidrégeno de la formacién.

El ejemplo 7 (Fig. VI.14) nos muestra esta técnica en un registro tomado de una arenisca

limpia, sin arcilla, con gas.

Gaiper OAL) Density (RRM

*

Uo. GRIACGAL Oe

Ty SKGRI 12 ta t

AIT

awe

On

er

eye

ars

;

aaa ae

OR

Aen

paren A

Fig. V1.14, Ejemplo 7, respuesta del registro APS en una formacién con gas (Schlumberger).

Capitulo 6. Aplicaciones Geoldgicas de tos Registros Nucleares

94


La curva azul son las mediciones de porosidad del arreglo cercano y el drea sombreada en

azul es el resultado de la medicién més baja de porosidad de arreglo cercano-lejano debida al

efecto de excavacién por la presencia de gas.

El 4rea sombreada en rojo es la separacion convencional entre la curva de porosidad y la

curva de densidad para zonas con gas (ver Fig. VI.7), y confirma los intervalos con gas

vistos con las porosidades de la APS.

La presencia de arcillas ocasionaria un aumento en la densidad de grano de la formacién, lo

que eliminaria el efecto de excavacién de las mediciones de porosidad del arreglo cercano-

lejano, por lo que la utilizacién de las porosidades de la APS para detectar gas sélo es

posible en formaciones limpias, sin arcilla.

VI.5 REGISTRO DE TIEMPO DE DECAIMIENTO TERMAL

La herramienta de tiempo de decaimineto termal (TDT) ha sido especialmente disefiada para

evaluar las formaciones en pozos entubados, debido a que el registro TDT proporciona un

medio de andlisis mas confiable cuando hay un marcado contraste entre los valores de 2 del

pozo y el E de la formacién, es decir, cuando hay una mayor salinidad en el pozo que en la

formacién, esto no se puede lograr en pozos abiertos, ademas de que en pozos abiertos la

invasion del filtrado del lodo afectaré la medicién de £ debido a la poca profundidad de

investigacién de la TDT.

La porosidad del registro TDT (TPHI), que es similar a la porosidad CNL, puede servir

como un indicador de la presencia de gas cuando disminuyen sus lecturas.

También mediante las curvas de los conteos de los detectores cercano y lejano (TSCN y

‘TSCF) se pueden identificar zonas con gas al observar la separacién entre las dos curvas.

La escala de estas curvas en el registro ha sido especialmente fijada para que se empalmen

en zonas acufferas o arcillosas, y en zonas con gas se separen, con mas conteos en el

detector lejano (TSCF) que en el cercano (TSCN) (Fig. VI.15). También en zonas con

aceite hay una separaci6n entre las curvas TSCF y TSCN, parecida a la que hay en zonas

con gas pero de menor amplitud. Sin embargo, estas curvas también pueden ser afectadas

por cambios en al porosidad y en la litologia. Porosidades bajas y formaciones carbonatadas

(con una seccién de captura baja), provocan coteos y una separacién entre las curvas

similares a los que se encuentran en zonas con gas.

Para resolver esto se utiliza la curva de conteos ineldsticos del detector lejano (INFD), que

al medir los rayos gamma provenientes de las colisiones inelasticas de los neutrones de alta

energia con los atomos de hidrégeno, esta en funcién directa con el indice de hidrégeno, por

lo que no es afectada por la porosidad y es independiente de la litologia. La curva INFD

aumenta sus lecturas a medida que disminuye el indice de hidrégeno, es decir, en presencia

de gas como lo muestra la Fig. VI.15.


95


PRESENGACE GAS

yoo scr 00 SOMA 0/200 AFD 1900 |f000 TECH

6 MMA 0/200 INFO 1300 {0000 TECH 0

;

i Fig. VI.15 Comportamiento de las curvas de! registro TDT ante el gas (AIPM).

También hay variaciones en la curva de £ para diferentes tipos de fluido; en zonas de agua

salada los valores de 2 son altos, en zonas con gas son bajos y en zonas con aceite los

valores son intermedios a los dos anteriores.

Ademas, con el registro TDT se puede determinar la saturacién de agua en diferentes

intervalos de una formacidn, y al conocer la saturacién de agua se puede inferir la presencia gas o aceite en la formacidn.

Para calcular la saturacién de agua con los datos del registro TDT se utiliza un diagrama de interrelacion de porosidad contra sigma (Fig. VI.16). Los valores de porosidad utilizados en esta graéfica pueden ser los del registro TDT, pero son preferidos los del registro CNL o sdnico. Para que los cdlculos de saturacién sean mds exactos se necesita que la formacién tenga una saturacién de agua de alrededor de 30,000 ppm o mas, una porosidad de mas del 10%, y que su litologia y tipo de hidrocarburo que contenga sean conocidos para obtener los

datos de sigma de la matriz de la formacién (Zma), que se relaciona con la cantidad relativa de arenisca, caliza y dolomia en la formacién obtenida mediante la interpretacién de

registros o del conocimiento local, y sigma del hidrocarburo (Z,). Una buena aproximacién

de Z, es 21 c.u. para la mayoria de las condiciones de campo (obtenido mediante cartas).

Adicionalmente se puede obtener el sigma del gas (2,) mediante cartas, y aunque el valor de

x, varia mucho, dependiendo de la composicién del gas, presién y temperatura, una buena aproximacién puede obtenerse mediante:

Xz = Lmetano X (0.23 + 1.42)

donde ¥, (peso especifico del gas) puede ser tomada igual a t, que es el peso especifico del

aire. Generalmente 2, oscila alrededor de 5 c.u.


96


Los datos de Z y porosidad () de los registros pueden estar afectados por la presencia de

arcillas, por lo que es necesario corregirlos para eliminar la contribucién de las arcillas mediante las ecuaciones:

Leorr = Ltog — Wan(Zsn - Lma)

corr = 6 - Van X Osh

de donde el volumen de arcillas (Vy,)se calcula como se vio en el Ejemplo 1, tomando los

datos de rayos gamma (GR) de los registros en pozo abierto, que los datos de GR en pozo

entubado podrian estar contaminados con radiaciones provenientes de las sales radioactivas

depositadas sobre 0 cerca de la tuberia durante la produccién. Los valores de Lay y dn son

tomados en el intervalo mas arcilloso, en una capa de lutita, y el valor de 3 ya ha sido calculado 0 ya se conoce.

En casos favorables la curva de £ puede ser utilizada como un indicador de arcillas,

obteniéndose el volumen de arcillas mediante:

Vax = Log > Xmin / Ln - Zemin donde Xyin corresponde a arenas limpias con hidrocarburos y Ly es tomado en lutitas. Sin

embargo en formaciones con agua la cantidad de arcillas podria ser sobrestimada, excepto

en casos donde 2, = Ly,

Los datos de & y @ corregidos, obtenidos de varios niveles en un intervalo de litologia y

salinidad de agua constantes, pueden ser utilizados en la grafica de porosidad contra sigma de la Fig. VI.8 ,en donde los puntos que caen mas arriba pueden ser utilizados al unirlos con

el valor de Spa en 0% de porosidad para definir la linea de 100% de saturacidn de agua (Sw),

asumiendo que exista agua en el intervalo, con la que también puede obtenerse el valor de

Xw, Si NO se conoce, en su interseccién con Ia linea de 100% de porosidad (también de 2 x

Lso - Lma)- La linea de 0% de S,,0 lineade 100% de saturacién de aceite sera definida al unir

el punto de X,, con Zp, = 21 c.u. en 100% de porosidad. Las lineas de saturacién intermedia se pueden dibujar al hacer interpolaciones entre las lineas de Saturacién de agua y saturacién

de aceite. :

% r 100 Pum de Agua

[7 r-tu.9- 100%

“7 [ tx

z E zg 3 E 2 w E200 ”

F Punto de Aocite bgp Fe Xo" 100%

“00 b sop

E tooo

Fig. V1.16 Grafica de porosidad contra sigma (Schlumberger).


97


El £ del gas es menor que el Z del aceite, para una misma porosidad y saturacién de fluidos, por lo que los puntos correspondientes al gas caeran bajo la linea de saturacién de aceite. En la grdfica se ha dibujado la linea de saturacién de gas bajo la de saturacién de

aceite, por lo que la saturacién de agua en zona con gas sera mas baja que los valores

graficados.

Una vez que se ha obtenido el valor de X, , se puede obtener un valor mas preciso de Sy para cada punto graficado mediante las ecuaciones:

Sw = (Ziog - ma) - (Zp - Zima) 7 Ven(Zsh - ma) / (Ly 7 2»)

y en el caso de una formacién limpia, libre de arcilla:

Sw = (Ziog - Zma)- 02m - Zma) / Ow - Zn)

Los cambios de litologia pueden afectar los valores de S, en una grdfica de porosidad

contra sigma, por lo que es importante definir adecuadamente el £,,, de la formacién.

El ejemplo 8 (Fig. VI.17) es un registro tomado con la herramienta TDT-P en un pozo

productor. En el carril 1 se presenta la curva de rayos gamma (GR) y la curva del sigma del pozo (SIBH). En el carril 2 se presenta la curva de porosidad tomada con la TDT (TPHI). En el carril 3 se presentan las curvas de los conteos de los detectores cercano y lejano

(TSCN y TSCF) y la curva de los conteos ineldsticos del detector lejano (INFD). A través

de los carriles 2 y 3 se presenta la curva del sigma de la formacién (SIGM). Ademés, en el

carril de profundidad se indica el intervalo que fue disparado para produccién.

En la parte inferior del registro, a la profundidad de 8970 a 9040 pies las curvas de los conteos cercano y lejano y los conteos ineldsticos permanecen juntas, lo que nos indica que este intervalo contiene agua. Esto es confirmado con la medicién del sigma de la formacion, que varia de 22 a 25 c.u.

A la profundidad de 8920 a 8970 pies las curvas de los conteos cercano, lejano e inelasticos se separan un poco, y baja la medicién del sigma, esto indica que este intervalo contiene hidrocarburos.

En el intervalo de 8790 a 8920 pies de profundidad aumenta considerablemente la separacién de los conteos de los detectores lejano y cercano, y la medicidn de los conteos ineldsticos aumenta atin mas, lo que nos indica que este intervalo contiene gas, esto también es confirmado con una disminucién muy significativa de la porosidad y mediciones mas bajas del sigma de Ja formacién. Las mediciones del sigma del pozo bajan considerablemente, indicando que este es el intervalo productor. También, de las mediciones de la curva de rayos gamma y de las del sigma de la formacién se puede deducir que este intervalo es un gran cuerpo de arena.


98


En el intervalo de 8770 a 8790 pies de profundidad !as mediciones de la curva de rayos gamma y del sigma de la formacidn indican que hay un estrato de lutitas. Esto deberia ser confirmado con los registros tomados en agujero abierto.

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GRO TPH, INFO.

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Fig. VI.17 Ejemplo 8, respuesta det registro TDT en presencia de hidrocarburos (Schlumberger).

El ejemplo 9 (Fig. VI.18) es un registro tomado con la herramienta TDT-P, que presenta en el carril 1 la curva de rayos gamma (GR) y el sigma del pozo (SIBH). En el carril 2 se

presenta la porosidad tomada con la TDT (TPHI). En el carril 3 se presentan las curvas de los conteos de los detectores cercano y lejano (TSCN y TSCF) y la curva de los conteos ineldsticos del detector lejano (INFD). El sigma de la formacién (SIGM) se presenta en los

carriles 2 y 3.


99


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seu . SIGM Hoo eu a 50 cu 0

Fig. VI.18 Ejemplo 9, respuesta del registro TDT en diferentes litologias (Schlumberger).

A la profundidad de 4918 a 4950 pies las curvas de los conteos cercano y lejano e ineldsticos tienen muy poca separacién y se mantiene constante, la medicién del sigma de

la formaci6n varia entre 22 y 28 c.u. en la parte mas baja, la curva de rayos gamma indica baja radioactividad y la curva TPHI mide alta porosidad, sobre todo en la parte inferior. De lo anterior se deduce que este intervalo es una arenisca de alta porosidad saturada de agua.

En el intervalo de 49034 a 4918 pies la curva de los conteos del detector lejano mide mas que la curva de los conteos del detector cercano, lo que podria indicar que este intervalo contiene gas.


100


Sin embargo, la curva de los conteos ineldsticos del detector lejano permanece contante, lo que indica que este intervalo no contiene gas sino que es una caliza, con una porosidad del

15% segin lo indica la curva de porosidad. La curva del sigma mide 13 c.u., confirmando

la presencia de la caliza.

Las mediciones del intervalo de 4900 a 4903 pies indican que es un pequefio estrato de

arenisca, seguido de una capa de caliza en el intervalo de 4895 a 4900 pies, segtin lo indica la separacién entre las curvas de los conteos de los detectores lejano y cercano y los conteos

inelasticos.

Mas arriba las mediciones indican que hay un estrato de arenisca de alta porosidad con dos pequeiias intercalaciones de calizas a las profundidades de 4868 a 4872 pies y 4877 a 4884

pies. La litologia fue comprobada con los registros tomados en agujero abierto.

VI.5 REGISTRO DE SATURACION EN YACIMIENTOS

La herramienta de saturacién en yacimientos (RST) fue disefiada para tomar registros a

través de la tuberfa de produccién, puede ser corrida en pozos que fluyen sin detener la

produccisn, evitando pérdidas en produccién y tiempo, obteniendo buenas mediciones de Carbono/Oxigeno y del tiempo de decaimiento termal.

Las mediciones de C/O son utilizadas para determinarla la saturacién de petréleo en la formacién cuando el agua de formacién tiene una salinidad baja o desconocida, por lo que esta medicién es independiente de la salinidad del agua, siendo utilizado el tiempo de decaimiento termal cuando el agua de formacién es de alta salinidad.

Al combinar las dos mediciones se puede detectar y cuantificar el agua de inyeccién, cuando tiene una salinidad diferente al agua de formacién.

También, al tener dos detectores blindados y enfocados, la herramienta RST-B permite

determinar simultaneamente la saturacién de petrdéleo en el pozo y en la formacién.

Para obtener las saturaciones a partir de las mediciones de C/O se utilizan cartas como las

mostradas en la Figura VI.19. Estas cartas de interpretacién estén en funcidn de la porosidad, la litologia y los didmetros del pozo y de la tuberia, por lo que estos datos son necesarios para la interpretacién. Una familia de estas cartas seria requerida para una interpretacién apropiada de un pozo.

Las cartas de la Figura VI.19 son para una formacion de caliza con una porosidad de 43 p.u. en un pozo de 8 % pulgadas con una tuberia de 7 pulgadas.


101


Modelo COR para ls dos detectoresde Modelo COR para los dos detectores de la Herramienta RST de 11'1/,, pug. la Herramienta RST de 2 '/, pulg.

Prop

orci

én

CYO

para

el

Detector Le

fano

Prop

orci

én

C/O

para

el

Detector Le

jano

0 02 04 as 08 4 a 02 o4 os 08 1

Proporcién C/O para ef Detector Cercano Proporcién C¥O para el Detector Cercano

Fig. VI.19 Cartas para la Interpretacién de ta RST en una Formacién de Caliza de 43 p.u., Pozo de & % pulg. y Tuberia de 7 pulg. (Schlumberger).

En esta Figura se presentan las cartas para la RST-A y la RST-B, y se puede observar,

especialmente e la de la RST-B, que las mediciones del detector cercano responden a los fluidos del pozo, mientras que las mediciones del detector lejano responden tanto a los fluidos del pozo como a los fluidos de la formacién.

Cada esquina de los cuadrildteros representa una combinacién de agua y aceite en el pozo y en la formacién, como son: agua en el pozo-agua en la formacién (W-W), agua en el pozo-

aceite en la formacién (W-O), aceite en el pozo-agua en la formacién (O-W) y aceite en el

pozo-aceite en la formacién (O-O).

La fraccién de aceite en el pozo (yo) se incremente de 0 a | de izquierda a derecha a través

del cuadrildtero, y la saturacién de aceite en la formacién (S,) se incrementa de 0 a 1 de abajo hacia arriba a través del cuadrilatero.

Por ejemplo, para utilizar las cartas se grafican las mediciones de C/O de los detectores

cercano y lejano en Ja carta apropiada, asi si una herramienta RST-B mide en su detector cercano 0.2 de C/O y 0.3 de C/O en su detector lejano, nos podria indicar que hay una

fraccién de aceite en el pozo de alrededor de 0.25 y una saturacién de aceite en la formacién de alrededor de 0.60, todo esto si la formacién estudiada es una caliza con una

porosidad de 43% en un pozo de 8 % pulgadas con una tuberfa de 7 pulgadas.

Pero generalmente al graficar todas las mediciones de C/O se hace una estimacién cualitativa, considerando la mayor acumulacién de puntos y su pocién con respecto a los lados del cuadrildétero. Si los pardmetros fueron seleccionados correctamente y la herramienta trabaja apropiadamente, las mediciones deberjan caer en o dentro de los limites del cuadrilatero.


102


Las mediciones de las Contribuciones Relativas de los Elementos registrados por la RST, obtenidas a partir de los espectros ineldstico y de captura, pueden ser relacionados con

minerales y fluidos en la formacién.

Asi, el Carbono (C) puede ser relacionado con hidrocarburos, calizas (CaCo3) y/o dolomias

(CaMg(CO;),). El Hidrégeno (H) se puede relacionar con el agua de formacién (H2O), con hidrocarburos

y/o con arcillas. El Calcio (Ca) se relaciona con calizas, dolomias o anhidrita (CaSO,).

EI Silicio (Si) se relaciona con el cuarzo (SiO2) de areniscas, limolitas y arcillas.

EI Cloro (CI) se relaciona con sales de cloruro (NaCI).

EI azufre (S) se relaciona con minerales de azufre, anhidrita y/o pirita (FeS2).

El Hierro (Fe) se relaciona con la pirita y con arcillas. Varios elementos son indicativos de mds de un mineral o fluido.

La relacién C/O puede indicar formaciones con petrdleo si es alta, y si es baja puede indicar formaciones con agua o gas, siempre y cuando el contenido de gas sea bajo (menor al 10%). También en formaciones con diferentes tipos de litologia, un aumento en la relacién C/O podria indicar la presencia de calizas, ya que por su contenido de carbono causardén un efecto en la curva de C/O, mientras que otros tipos de roca, como una arenisca saturada de agua, que técnicamente no contiene carbono, causaré lecturas minimas de C/O.

Para la interpretacién de un registro RST se requiere una evaluacién petrofisica, por lo que son necesarios los datos de los registros originales que fueron tomados en agujero abierto.

En el ejemplo 10 (Fig. V1.20) se muestra un registro tomado con la herramienta RST-A en

el modo ineldstico de captura, en el cual se promedian las mediciones de varias corridas y

se combinan con los datos obtenidos de los registros que se tomaron en agujero abierto. El registro fue tomado con el pozo cerrado.

La formacién atravesada por el pozo esta constituida por un estrato bastante grande de caliza sin arcillas, limitada en su parte inferior por una secuencia de calizas y areniscas arcillosas, y en su parte superior por una arenisca arcillosa.

En el carril 1 se presentan las curvas de la proporcién C/O de los detectores cercano y

lejano. A una profundidad de entre 260 y 270 pies las curvas miden una proporcién de C/O muy cercana a cero ocasionada por la presencia de Ja arena arcillosa.

De 272 a 390 pies la proporcién C/O aumenta debido a la presencia del cuerpo carbonatado, variando entre 0.1 y 0.3. Las lecturas mds altas en el detector lejano que en el cercano se deben seguramente al contenido de hidrocarburos en la formacién.

Debajo de los 390 pies de profundidad la proporcié6n C/O vuelve a disminuir al entrar en la secuencia de calizas y areniscas arcillosas, observandose que a las profundidades de 390 a 397 pies, 401 a 406 pies y 411 a 423 pies la medicién de C/O es de cero o cercana a cero debido a la presencia de capas de calizas muy arcillosas y areniscas arcillosas, y a las


103


profundidades de 397 a 401, 406 a 411 y 423 a 428 pies la medicién de C/O es un poco mayor, variando de 0.05 a 0.15, debido a la presencia de calizas menos arcillosas.

Fig. VI.20 Ejemplo 10, registro tomado con la herramienta RST-A (Schlumberger).

En el carril 2 se presenta el andlisis de fluidos en la formacién obtenido de las mediciones de la RST, y se puede observar la mayor acumulacién de hidrocarburos en el cuerpo carbonatado, con algunos vestigios en las calizas y arenas arcillosas a una profundidad de

entre 397 y 406 pies. También puede observarse que la mayor produccién de hidrocarburos proviene del intervalo de 290 a 350 pies como lo sefiala la seccién en color azul, que es el aceite producido. La mayor saturacién de agua se encuentra en la secuencia de calizas y

areniscas arcillosas abajo del intervalo productor, mientras que en la parte superior la arenisca arcillosa, que muy probablemente este actuando como roca sello, contiene menos agua. Finalmente en el carril 3 se presenta el andlisis volumétrico de la formacién, observandose que la mayor porosidad se encuentra en el estrato de calizas limpias.


104


En el ejemplo 11 (Fig. VI.21) se presenta un registro tomado con la RST-B que promedia las corridas que se hicieron en el modo ineldstico de captura con el pozo cerrado y las corridas que se hicieron con el pozo fluyendo. El pozo atraviesa un yacimiento carbonatado que varia en porosidad, desde 5 hasta 30 p.u.

Near Carton’ Far Carbo’ Vurumatric Oxyyen Ratia Oxygen Rayo analy

r Borenole Os Sw = Shut-te, Shutin Holoun Shut-in Shura 5

Boranole O4 Su Flowarig Aleveing, Kote Flowing Flevang

26] 82 2.6} -20 120] 3!

LE

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Fig. VL2i Ejempto [1, registro tomado con la herramienta RST B (Schiumberger).

En el carril 1 y 2 se presentan las curvas de la proporcién C/O para los detectores cercano y lejano con el pozo cerrado y fluyendo. Se puede observar que hay una separacién entre las

mediciones de C/O para el pozo fluyendo y para el pozo cerrado a partir de la profundidad de 850 pies hacia arriba, en ambos detectores, indicando que a esa profundidad hay una interface agua-aceite en el pozo. E] aumento continuo en las mediciones C/O arriba de los

850 pies en ambos detectores también indica que en ese intervalo es producido el hidrocarburo. Abajo de los 850 pies de profundidad las mediciones de C/O para el pozo

cerrado y fluyendo se juntan y disminuyen, indicando que no hay produccién de hidrocarburos en este intervalo.


105


En el carril 3 se presentan las curvas de la fraccién de aceite en el pozo cerrado y fluyendo

que muestran la misma tendencia que las curvas de C/O, pero también nos muestran un

rapido aumento en la fraccién de aceite con el pozo fluyendo a la profundidad de 725 a 750

pies, lo que no indica que es en este intervalo donde se produce la mayor cantidad de

hidrocarburos.

En el carril 4 se presentan las curvas de saturacién de agua con el pozo cerrado y con el

pozo fluyendo. Podemos observar que ellas se separan a partir de los 750 pies hasta los 850

pies de profundidad, lo que indica que cuando el pozo fue cerrado el aceite en el pozo

reinvadio la formacién , bajando la saturacién de agua. Posteriormente, cuando el pozo

vuelve a fluir el agua de la formacion lava el aceite y la saturacién de agua aumenta, lo que

también puede ser visto con la disminucién de la fraccién de aceite en el pozo fluyendo

presentada en el carril 3.

Finalmente, en el carril 5 se presenta el andlisis volumétrico de la formacién obtenido de

los registros tomados en agujero abierto, observandose que la mayor acumulacién de

hidrocarburos se encuentra en la parte superior del yacimiento.


106


CAPITULO VII

CONCLUSIONES

y Los registros geofisicos de pozos tomados con las herramientas nucleares 0 radioactivas

son de gran utilidad para identificar diversas caracteristicas geolégicas en el subsuelo, ya

sea en pozos abiertos 0 en pozos entubados, entre los que se encuentran: tipos de

litologia, minerales y ambientes de depésito, estructuras geolégicas, propiedades fisicas

de las rocas (densidad, porosidad, permeabilidad), saturacién fluidos.

> Para una Interpretacién mas precisa y confiable de las formaciones que atraviesa el pozo

es necesario combinar la informacién de varios registros, especialmente en los registros

tomados en pozo entubado, que para su interpretacién requieren ta informaci6n de los

registros tomados en pozo abierto.

> Para hacer interpretaciones completas de litologia y saturacién de fluidos, se requiere

utilizar los datos obtenidos de registros tomados con otro tipo de herramientas, como

son las Eléctricas, las de Induccién, !as de Resonancia Magnéetica, las Sénicas, las de

Imagenes, etc., y también con datos obtenidos de nucleos y de los estudios geologicos

de la zona.

De esta manera la informacién de los registros geofisicos de pozos se convierten en un

complemento mas para auxiliar en los estudios geoldgicos de la zona.

Es necesario correr las herramientas dentro de las condiciones para las cuales fueron

disefiadas a fin de obtener registros confiables, que de otra manera tendrian lecturas

erréneas; ademés, de aplicar las correcciones para los diferentes efectos ambientales que

afectan a cada herramienta

v

Los ejemplos que se trataron en esta tesis son casos ideales para la interpretacion de los

registros radioactivos, pero pueden ser utilizados como auxiliares en la interpretacién de

otros registros.

W

% Son muchas las aplicaciones de los registros radioactivos, entre las que se tienen

principalmente: cdlculo el volumen de lutita o arcillas; definicién de limites de capas;

deteccién de discordancias y otras estructuras geoldgicas; identificacién de minerales;

reconocimiento de ambientes de depdsito; determinacién de litologia; determinacion de

porosidad; identificacién de zonas con agua, gas y aceite; determinacion de la saturaci6n

de agua e hidrocarburos. Ademas, se estan encontrando y desarrollando nuevas

aplicaciones para estos registros.

A continuacién se presenta una tabla en la que se resumen las condiciones bajo las que

pueden correrse cada una de las herramientas nucleares, mencionadas en esta tesis, y los

pardmetros que se pueden obtener. También se enumeran algunas de las ventajas y

desventajas que tienen unas herramientas sobre otras.

Capitulo 7. Conclusiones

107

Aplicaciones Geoldgicas

de los

Registros Nucteares

de Pozos

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pepisazod ej ap ugHeunualap (Comnag]ao10§ Jordy) 9 P ‘eR ey] Jod sepeyagye Bi A safmiautu ap “etojort] {pepisuop opunng [> wget 7] Uos og 9p SSUOIIpaU Se] (eonguteuro.ns]9

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‘sopeiouttn “eso[o}y| teuRuuayap | (¢ 9p sazqu “8 SOAR) YOOH VAVULNIOXE VA odaot ; amnutied Sar] A Sd¥ &] vos ony | (sa]ei0} ENUIES soKBI) YS ‘OLUMIGY OZOd} JG Od WAINDTWND SONH aq VGNOS

SBIN}OBY ‘seIOUepIOOS IP: salopIpaw se] uenuae OY “eww, *eyURG ‘onsodap ap sayuarquie {o1sejod) y | ugisejusutas e] A eLlegm Tr] os soysonduzos X opot | SYOINOS A SUNOWLNAN SATVUNLYN

‘soyeiouny ‘seoo3 JeUTUOIOp (oman) 1) “(ou01) YL VAVULNAOXE VA PP pepisuap vy moaye a" ‘avaIsnaa VINAIVD SOAVY 3d armed YUL o YOD vos seize | (1) op sazqy “8 sodBl) YOO ‘OdVaNLNA odo ‘AVCIAILSISTY 3d ap usuinjoa [ap sopeoipur sofeyy | (sajeior euUIWT soder) YOS | OZOd OOLUAIGV OZOd| AG OdLUFINoTWND| = SVANATAWWAHH Noo] = LON VMLaWOUL Dads

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SVIILSMYALOIVAVO SOULINYyUVd SUNOIDIGNOD | O01 4d Odi. | SVLNAINVYUGH | -OWANIAL V.LNGINVUNaH

Capitulo

7. Conclusiones

108

Aplicaciones Geoldgicas

de los

Registros Nucleares

de Pozos

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(pepisosod) OT qv seS ‘sejjiue (quaruensy SOUOTOIPSW SB] UBPDATe Td] 2] setws0y wed SONH davdlsouod

‘soping, ‘peptsoiod ‘erZozouty By] ap Yopurs) AOLS Jfopursg fo epaye oy BLUR OS O SOpEyRs sopo’] 2] A SCT 8] UOd aLt09 9g

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Capitulo 7.

Conclusiones

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