INTEGRANTES:

DENNIS R. CUQUI TARANIAPO ALVARO D. CRUZ LIMACHI ALVARO W. NAVARRO CHOQUE

CARRERA: ING. EN GAS Y PETROEO

FACULTAD: CIENCIA Y TECNOLOGIA

2014-04-15

INDICE

1. INTRODUCCIÓN 2. ESTIMACION DE LA POROSIDAD 3. MEDICIONES DE LA POROSIDAD DE LOS REGISTRO DE POZOS 4. Tipos de registros de porosidad 5. PERFIL DE DENSIDA 6. PERFIL SONICO 7. VALORES DE TIEMPO DE TRANSITO 8. POROSIDAD REGISTRO SONICO 9. Porosidad del sónico 10. REGISTRO DE NEUTRON 11. PERFILES NEUTRONICOS 12. CALCULO DE POROSIDAD 13. RESPUESTAS DE LOS REGISTROS DE POROSIDAD 14. ESTIMACION DE LA SATURACION DE AGUA E HIDROCARBURO 15. RESEÑA HISTORICA 16. OTRA FORMA DE CALCULAR SATURACION DE AGUA 17. REPASO 18. APLICACIÓN 19. CONCLUSIONES 20. BIBLIOGRAFIAS

1. INTRODUCCIÓN

La porosidad y la permeabilidad, siendo las rocas sedimentarias las que presentan el mejor desarrollo de ellas además de las mayores acumulaciones de agua e hidrocarburos.

2. ESTIMACION DE LA POROSIDAD

La porosidad se define como el volumen fraccional de los espacios porosos de una roca. El método para estimar la porosidad está basado en la relación entre el factor de formación F y la porosidad Ф descubierto por Archie (1942). F es una función de la textura de la roca y se define como:

F=Rf/Rw

Donde Rf yRw son las resistividades de la formación saturada y del fluido en los poros.

3. MEDICIONES DE LA POROSIDAD DE LOS REGISTRO DE POZOS

RADIACTIVIDAD INCREMENTO (Derecha) RG

RESISTIVIDAD INCREMENTO (Derecha) RESISTIVIDAD

POROSIDAD INCREMENTO (Izq) porosidad

4. Tipos de registros de porosidad

a) Tipos de registros principales

o Densidad de formacióno Sónico () acústicao Neutrón compensado

Estos registros no miden directamente la porosidad.

Para calcular la porosidad exactamente se debe conocer:

Litología de La formación Tipos de fluidos en la porción logeada del reservorios

5. PERFIL DE DENSIDAD

En rocas de baja densidad la porosidad es alta.

Cuando la densidad se incrementa la porosidad disminuye.

6. PERFIL SONICO

Mide la velocidad de sonido en la formación.

El tiempo está en función de la litología y la porosidad

En formaciones más densas el tiempo de transito es menor

Un incremento en el tiempo de transito indica un incremento de la porosidad

7. VALORES DE TIEMPO DE TRANSITO (∆t , viscosidad seg/pies)

Arenisca 55.5, Caliza 47.5, Dolomita 43.5, Anhidrita 50.0, Lutita 90.0

8.POROSIDAD REGISTRO SONICO

Ф sonico=∆t perfil- ∆t matrix / ∆t fluido-∆t matrix

9. Porosidad del sónico

Puede ser estimada a partir de la ecuación de tiempo – Promedio de willie.

Фs=∆t - ∆t ma /∆tf - ∆t ma

Factores que afectan al registro sónico:

Formaciones no consolidadas Formaciones naturalmente fracturadas Hidrocarburos especialmente gas

10. REGISTRO DE NEUTRON

Radiación inducida a la formación por bombardeo. Mide el contenido de H de las formaciones.

El alto rate conteo de neutrones indica baja porosidad El bajo rete conteo de neutrones indica alta porosidad

11. PERFILES NEUTRONICOS

Registran la cantidad de H presentes en las formaciones reflejando la porosidad y el contenido de fluidos en ellas.

Los neutrones son producidos por fuentes químicas.

Altas API en los detectores cércanos y lejanos indican baja porosidad (baja concentración de hidrogeno en la formación) ; inversamente bajas cuencas indican alta porosidad.

12. CALCULO DE POROSIDAD

Es necesario realizar una normalización del registro neutrónico, la cual se denomina índice de neutrón (IN).

EL IN se obtiene generando una escala lineal del registro neutrónico (en API o cuentas por segundo) entre la lectura mínima y máxima de la siguiente forma:

IN= Neutron (log) – Neutron (min) / Neutron (max) – Neutron (min)

Para obtener valores cuantitativos de porosidad se debe construir una correlación usando IN=0 para la máxima porosidad de arcillas e IN=1para la mínima porosidad en arenas limpias y apretadas según los

registros de pozos vecinos o según los valores conocidos del yacimiento. La práctica demuestra que estos valores están en el rango de 3% para areniscas duras y 26% para arcillas.

La correlación se la realiza en un ploteo semilogaritmico de la porosidad VS IN.

Los porcentajes de la porosidad asignados al índice de neutrones máximo y mínimo pueden ser variados hasta encontrar a la mejor correlación con la información de la porosidad existente.

Luego se obtiene una relación atraves de regresión exponencial la cual se usa para calcular la porosidad a partir sw IN. Esta relación es la siguiente.

Ф=(PHI max)e¿¿

El valor de (PHI máx.) es el máximo valor de porosidad para los intervalos arcillosos en los pozos vecinos al que se encuentra la evaluación.

13. RESPUESTAS DE LOS REGISTROS DE POROSIDAD

Los tres registros de porosidad:

- Responden diferentemente a diferentes composiciones de matriz.- Responden diferentemente a la presencia de gas o petróleo ligero.

La combinación de los registros puede:

- deducir la composición de la matriz- indicar el tipo de hidrocarburo en los poros

Referente a un registro de porosidad basado en el efecto de la formación sobre los neutrones rápidos emitidos por una fuente. El hidrógeno produce, sin dudas, el mayor efecto en cuanto al frenado y la captura de neutrones. Dado que el hidrógeno se encuentra principalmente en los fluidos intersticiales, el registro de porosidad-neutrón responde principalmente a la porosidad. No obstante, la matriz y el tipo de fluido también producen un efecto. El registro se calibra para obtener la lectura correcta de la porosidad, asumiendo que los poros se encuentran rellenos con agua dulce y para una matriz dada (caliza, arenisca o dolomía). Se presenta en unidades de porosidad (vol/vol o u.p.) para la matriz elegida. Los registros más antiguos se presentaban en conteos por segundo o unidades API. La profundidad de investigación es de varias pulgadas, de modo que el registro proporciona lecturas principalmente en la zona lavada. El registro de porosidad-neutrón es muy afectado por la presencia de arcilla y gas. El hidrógeno se encuentra presente en las arcillas y en los minerales hidratados y además en los fluidos intersticiales. El gas posee una baja densidad de hidrógeno, de modo que las zonas de gas exhiben una porosidad aparente muy baja. La medición se basa en la detección de neutrones termales o bien epitérmicoes. Los neutrones termales tienen aproximadamente la misma energía que la materia adyacente, en general inferior a 0,4 eV, en tanto que los neutrones epitérmicoes poseen una energía más alta, oscilante entre 0,4 y 10 eV. Dado que se trata de una medición estadística, la precisión es mayor con velocidades de conteo altas, que en este caso se da con un nivel bajo de porosidad. Los registros de porosidad-neutrón fueron introducidos a comienzos de la década de 1940. Las primeras herramientas se denominaron herramientas de neutrón-rayos gamma ya que el detector medía los rayos gamma emitidos en el

momento de la captura. Las herramientas de neutrón-neutrón, que utilizan un detector de neutrones termales, hicieron su aparición en la década de 1950.

Este tipo de perfil responde a la densidad de electrones del material en la formación. La porosidad se obtiene a partir de los valores de densidad de formaciones limpias y saturadas de líquidos. Para poder determinar la porosidad utilizando un perfil de densidad es necesario conocer la densidad de la matriz y la densidad del fluido que satura la formación. Esta densidad está relacionada con la porosidad de acuerdo a la siguiente relación:

El perfil sónico mide el tiempo de transito tlog (en microsegundos) que tarda una onda acústica compresional en viajar a través de un pie de la formación, por un camino paralelo a la pared del pozo.

La velocidad del sonido en formaciones sedimentarias depende principalmente del material que constituye la matriz de la roca (arenisca, lutita, etc.) y de la distribución de la porosidad.

Una de las ecuaciones utilizadas para determinar la relación entre la porosidad y el tiempo de tránsito, es la ecuación de tiempo promedio de Wyllie. Luego de numerosos experimentos para formaciones limpias y consolidadas con pequeños poros distribuidos de manera uniforme, Wyllie propuso la siguiente ecuación:

Ec. 1.20

Esta ecuación también puede ser escrita de la siguiente forma:

Ec. 1.21

Donde:tlog = tiempo de transito de la onda leído del registro (µs/pie).tma = tiempo de transito de la onda en la matriz de la roca (µs/pie).tf = tiempo de transito de la onda en el espacio poroso.

14.Saturación de agua e hidrocarburo

El agua natural de los poros es generalmente buena conductora (baja R) porque presenta sales disueltas.

Los hidrocarburos en cambio tienen baja conductividad (alta R). los hidrocarburos desplazan el agua de los poros. Archie describe un método para estimar la proporción de gua presente basandoce en mediciones de laboratorio de la R de los testigos (cores) de las areniscas que contienen proporciones variables de hidrocarburos y agua de salinidad fija. Si Rf y Rh son las resistividades de: matriz + agua y matriz + agua + hidrocarburos entonces:

S=¿

La presencia de agua de formación (agua connata en la formación) sostenida por presión del capilar en los poros de una roca inhibe la transmisión de hidrocarburos.

Planteado de otro modo, el agua de la formación ocupa espacio tanto en los poros como en los pasajes que unen los poros. En consecuencia, puede bloquear o, puede reducir la capacidad de otros fluidos de moverse a través de la roca.La permeabilidad relativa es la proporción entre la permeabilidad eficaz de un fluido en saturación parcial, y la permeabilidad a 100% de saturación (permeabilidad absoluta). Cuando la permeabilidad relativa del agua de una formación es cero, entonces la formación producirá agua libre de hidrocarburos (i.e. la permeabilidad relativa a los hidrocarburos es 100%). Cuando se incrementa la permeabilidad relativa en agua, la formación producirá cantidades crecientes de agua respecto a los hidrocarburos. La saturación de agua es el porcentaje del volumen poral en una roca que está ocupado por agua de la formación.La saturación de agua es medida en valores porcentuales, y se simboliza como

Sw.La relación es: el espacio poral total en la roca agua de saturación (Sw) = agua de la formación que ocupa los porosLa saturación de agua representa un importante concepto de interpretación de perfiles pues se puede determinar la saturación en hidrocarburo de un depósito sustrayendo la saturación de agua del valor uno (donde 1.0 = 100% saturación de agua).Saturación de agua irreducible (o Sw irr.): es el término que describe la saturación de agua, en la que toda el agua está entrampada entre granos en una roca, o se sostiene en los capilares a través de la presión capilar. La saturación de agua irreducible, corresponde al agua que no se moverá, y la permeabilidad relativa para el agua es igual a cero.Resistividad es la propiedad de la roca que primero se estudió en la ciencia del perfilaje. La resistencia es la propiedad inherente de todos los materiales de resistir el flujo de una corriente eléctrica (sin tener en cuenta su forma y tamaño). Materiales diferentes tienen diferente capacidad de resistir el flujo de electricidad.Resistividad es la medida de la resistencia; la recíproca de la resistividad es la conductividad. En la interpretación de los perfiles, los hidrocarburos, la roca, y el agua dulce actúan como aislantes y son, por consiguiente, no conductivos (resistivos al flujo eléctrico). El agua salada, sin embargo, es un conductor y tiene una resistividad baja.La unidad de medida usada para un conductor es un cubo de la formación de un metro longitud en cada lado. Las unidades medidas son ohm-metro2/metro, y se llama ohmmetro.La resistividad se puede expresar como:

Donde: R = la resistividad (en ohms-metro)r = la resistencia (ohms)A = superficie del material, de área perpendicular al flujo eléctrico que es medido (metros2)L = longitud de material medida (metros)La resistividad es una medida básica de la saturación de fluido de un reservorio, y es una función de la porosidad, el tipo de fluido (i.e. hidrocarburos, agua dulce o salada), y del tipo de roca. Dado que la roca y los hidrocarburos actúan como aislantes, pero el agua salada es conductiva, es que se pueden usar las mediciones de la resistividad hechas por las herramientas de perfilaje para descubrir hidrocarburos y para estimar la porosidad de un reservorio. Durante la perforación de un pozo existen movimientos fluidos en las

formaciones porosas y permeables que rodean al pozo, por tal motivo a menudo las medidas de resistividad registradas a diferentes profundidades en una formación tienen valores diferentes. La resistividad es medida por perfiles eléctricos.

15.RESEÑA HISTORICAConrad Schlumberger en l912 realizó los primeros experimentos que llevaron, en el futuro, al desarrollo de los actuales perfiles petrofísicos. El primer perfil eléctrico se ejecutó el 5 de septiembre de 1927 por H. G. Muñeca en Alsace-Lorraine, Francia. En l941, G. E. Archie de Shell Oil Company presentó un trabajo al AIME en Dallas, Texas, con los conceptos base para usar en la interpretación cuantitativa moderna de los perfiles de pozo (Archie, 1942).Los experimentos de Archie mostraron que la resistividad de una formación llena de agua (Ro), y la resistividad del agua (Rw) pueden relacionarse por medio de un factor(F) de resistividad de la formación:

Ro = F× RwDonde el factor (F) de resistividad de la formación es igual a la resistividad de la formación l00% saturada en agua (Ro) dividido por la resistividad del agua de la formación (Rw).Los experimentos de Archie también revelaron que ese factor de formación podría relacionarse a la porosidad por la fórmula siguiente:F = 1.0 / φmDonde m es un exponente de la cementación, cuyo valor varía con el tamaño de grano, la distribución del tamaño de grano, y la complejidad de los caminos entre los poros (tortuosidad). A mayor valor de tortuosidad el valor de m es mayor.La saturación de agua (Sw) es determinada de la resistividad de la formación llena de agua (Ro) y de la resistividad de la formación (Rt) por la relación siguiente:

Sw = (Ro / Rt)1/nDonde n es el exponente de saturación cuyo el valor varía de l.8 a 2.5, pero normalmente es 2. Combinando las fórmulas:

Ro = F x Rw y Sw = (Ro / Rt)1/n

la fórmula de saturación de agua puede reescribirse de la siguiente forma:

Sw = ((F x Rw) / Rt)1/nÉsta fórmula es normalmente llamada la ecuación de Archie para la saturación de agua (Sw). Y, de ella se derivan todos los métodos actuales de interpretación que involucran curvas de resistividad.

16.OTRA FORMA DE CALCULAR Saturación de Agua:Sw n (#) = F x (Rw /Rt) saturación de agua de la zona no invadidaSxon = F x (Rmf / Rxo) la saturación de agua de la zona lavada# el exponente de saturación puede variar de 1.8 a 2.5, aunque usualmente es igual a 2.0

Sw = ((Rxo / Rt) / (Rmf / Rw))0.625

Saturación de agua por el método de Proporción

17.Repaso1. Las cuatro propiedades fundamentales de la roca usadas en la mayoría de los perfiles petrofísicos son: (1) la porosidad; (2) la permeabilidad; (3) la saturación de agua; y (4) la resistividad.2. La ecuación de Archie para saturación de agua es:

1. Sw = ((F x Rw / Rt)]1/nDonde:Sw = saturación de agua de zona del no invadidaF = factor de la formaciónRw = resistividad del agua de formaciónRt = resistividad de la formación (zona no invadida)3. Donde una formación porosa y permeable es penetrada por el trépano, el barro perforación invade la formación como un filtrado de barro (Rmf).4. La invasión de la formación porosa y permeable por filtrado de barro crea zonas invadidas (Rxo, y Ri) y una zona no invadida (Rt). Las lecturas de resistividad que realizan las herramientas de perfilaje poco profundo, medio, y profundo, proporcionan información sobre las zonas invadidas y no invadida y sobre la profundidad de invasión.5. Deben conocerse la litología de una formación porque: (1) los perfiles de porosidad requieren un valor de matriz (arenisca, caliza, o dolomita) para determinar la porosidad; (2) el factor de la formación varía con la litología; (3) la variación del factor de formación produce cambios en los valores estimados de saturación de agua.6. Los cuatro fluidos que afectan las mediciones del perfilaje son: (l) el barro de perforación, Rm; (2) el filtrado de barro, Rmf, (3) el agua de formación, Rw; y (4) los hidrocarburos.7. Las resistividades del barro perforación (Rm), del revoque (Rmc), del filtrado de barro (Rmf) y del agua de formación (Rw) varían con los cambios en la temperatura. Por consiguiente, debe determinarse la temperatura de la formación (Tf), y todas las resistividades deben corregirse a con la Tf.

18.APLICACION

Utilización de la sección transversal de captura de neutrones termales promedio, o parámetro sigma, para calcular la saturación de agua. El valor de sigma aumenta al aumentar el contenido de cloro [Cl] presente en la formación, por ejemplo en aguas de formación de alta salinidad. El parámetro sigma resulta útil para el cálculo de la saturación de agua, Sw porque ofrece un contraste en las lecturas, entre el hidrocarburo y el agua de formación típica (extremo superior). Mientras la ecuación de Archie se obtuvo empíricamente y utiliza exponentes que deben ser estimados, la ecuación de respuesta del parámetro sigma es simple y

lineal (extremo inferior). El parámetro sigma volumétrico, Σvolumétrico, se mide, y el parámetro sigma para el agua, Σagua, puede ser calculado a partir de la concentración de Cl en el agua de formación. El parámetro sigma para el hidrocarburo, ΣHC, normalmente se estima o se toma de los datos del análisis de petróleo. El parámetro sigma para los granos sólidos, Σgrano, puede determinarse si se conocen las diversas fracciones de minerales. La porosidad, Φ, se calcula a partir de los datos de los registros. La utilización de los datos de espectroscopía de captura obtenidos de los registros provee información sobre la fracción de minerales.

Conclusiones

La selección de intervalos para obtener producción de agua o energéticos, dependerá del mejor conocimiento que se tenga de la litología, porosidad, permeabilidad y el contenido de fluidos de las rocas atravesadas.

La presencia de las propiedades petrofísicas dependen de las condiciones de origen o formación de las rocas, así como de los procesos posteriores a los que pudieron haber sido sometidos. El conocimiento de estos datos se logra a través de estudios petrográficos y sedimentológicos.

El conocimiento de las propiedades petrofísicas se logra a través de dos medios:Por estudios de laboratorio en muestras de rocas.Por información recuperada con los registros geofísicos de pozos.

BIBLIOGRAFIAS