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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA
UNIDAD TICOMÁN
“LA TÉCNICA AL SERVICIO DE LA PATRIA”
“REGISTROS GEOFÍSICOS APLICADOS EN EL CAMPO AGUA FRIA DE LA
ZONA NORTE DE POZA RICA”
TESIS QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE
INGENIERO PETROLERO
PRESENTA:
DAVIVD SALAS SANTOS
DIRECTOR DE TESIS:
ING.ALBERTO ENRIQUE MORFIN FAURE
AGRADECIMIENTOS
Quiero agradecer a Dios por permitirme terminar esta etapa de mi vida y
acompañarme en todo momento. Mil gracias señor Jesús por darme esta
satisfacción.
A mis padres Sofía Santos Castillo y Gregorio M. Salas Cervantes, gracias por el
apoyo que siempre me han brindado, porque siempre han confiado y creído en mí,
por su comprensión y consejos en momentos difíciles y por los muchos momentos
felices que hemos pasado juntos. No puedo terminar de agradecerles todas las
cosas que han hecho por mí, realmente son los mejores padres que alguien
pudiera tener y le agradezco a Dios por haberlos escogido para mí. Los amo.
A la banda, gracias a todos por acompañarme en este tiempo y tolerarme en casi
todo momento, por su amistad, sus consejos, grandes pero muy grandes pláticas,
momentos emotivos y por muchos momentos que no volverán, los quiero. Gracias,
Hiram López, Lizeth Inda, Brenda Azuara, Otto Mellado, Uzziel Cruz, Didhier
Santiago, Zamir Mansour, Ana Laura Vite, Lalo Padilla, Jessica Alemán, Alex,
Giovanni Zavala, Fernando Guevara, Verónica Lancón, Abinadi, Kenneth Ramos y
a todos mis demás amigos, ya que he conocido muchas personas importantes y
valiosas a lo largo de estos años y no terminaría de mencionarlos a todos.
A mi asesor de tesis, Ingeniero Enrique Morfín Faure, gracias por su tiempo,
paciencia, dedicación, las pláticas, el apoyo, por ser más que mi asesor de tesis,
mi amigo.
Solo me queda agradecer a mi escuela, siempre estaré orgulloso y portaré con la
frente en alto su nombre “Instituto Politécnico Nacional, ESIA Ticomán, Unidad
Ciencias de la Tierra”
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RESUMEN
El desarrollo de esta tesis es el siguiente:
Capitulo 1.- Principios Físicos.
Conocimiento de las definiciones básicas porosidad, permeabilidad, saturación de
fluidos, resistividad, conductividad, onda acústica, onda electromagnética,
radioactividad, neutrón, protón, electrón.
Capitulo 2.- Configuración de las herramientas.
Descripción del funcionamiento y principio de medición de las herramientas AIT,
GR, BHC, LDT, CNT y NGT.
Capitulo 3.- Presentación de los registros.
Muestra la representación grafica de los registros y descripción de las curvas.
Capitulo 4.- Ejemplos de aplicación.
Explicación de los registros geofísicos obtenidos en el campo Agua Fría de la zona
norte de Poza Rica.
Capitulo 5.- Ventajas y desventajas.
Se muestran las ventajas y desventajas de las herramientas mencionadas en los
capítulos anteriores.
Capitulo 6.- Conclusiones y recomendaciones
Comentarios acerca del trabajo expuesto en esta tesis.
REGISTROS GEOFÍSICOS APLICADOS EN EL CAMPO AGUA FRÍA DE LA ZONA NORTE
DE POZA RICA
I
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ABSTRACT
This thesis is developed as follows:
Chapter 1.- Physical Principles.
Knowledge of the basic definitions porosity, permeability, fluid saturation,
resistivity, conductivity, acoustic wave, electromagnetic wave, radioactivity,
neutron, proton, electron.
Chapter 2.- Configuration of the tools
Description of the operation and measurement principle of the tools AIT, GR, BHC,
LDT, CNT and NGT.
Chapter 3.-. Presentation of the log
The graphical representation of log and description of the curves are shown here.
Chapter 4.- Application examples
Interpretation of geophysical logs obtained in the field Agua Fría in the north zone
of Poza Rica.
Chapter 5.- Advantages and disadvantages
The advantages and disadvantages of the tools mentioned in previous chapters
are shown.
Chapter 6.- Conclusions and recommendations
Comments about the work outlined in this thesis.
REGISTROS GEOFÍSICOS APLICADOS EN EL CAMPO AGUA FRÍA DE LA ZONA NORTE
DE POZA RICA
II
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OBJETIVO
La presente tesis integra los elementos necesarios para que los alumnos de
la carrera de ingeniería petrolera conozcan y definan los parámetros petrofísicos a
través de los registros geofísicos y el conocimiento de los registros de inducción
de imágenes (AIT), rayos gama (GR), litodensidad (LDT), neutrón compensado
(CNT), espectroscopia de rayos gama naturales (NGT) y sónico de porosidad
compensado (BHC) en el sistema petrolero mexicano.
Otro objetivo es a través de ejemplos de aplicación comprender la
importancia en la enseñanza de los elementos básicos requeridos por un ingeniero
petrolero, geólogo y geofísico para identificar la presencia de hidrocarburos en las
diferentes formaciones y de esta manera realizar un análisis satisfactorio de los
diferentes parámetros que se toman en consideración en un pozo petrolero.
INTRODUCCIÓN
En 1920 hicieron su aparición en la industria del petróleo los métodos
geofísicos de exploración, técnicas que pueden determinar las condiciones de las
capas profundas del subsuelo mediante la medición de las propiedades físicas de
las rocas, que se hacen desde la superficie, o bien dentro de los pozos que se
perforan. Estos métodos han demostrado ser sumamente valiosos para la
búsqueda de hidrocarburos. Sus resultados, interpretados adecuadamente con
buenos criterios geológicos, han dado lugar a casi 90 por ciento de las reservas
actuales del mundo.
Los resultados de los registros geofísicos definen las capas del subsuelo
que contienen hidrocarburos y de las cuales puede extraerse petróleo no obstante
el análisis de estos modernos métodos, no siempre conducen al hallazgo del
yacimiento, también pueden indicarnos presencias de agua.
El avance de la tecnología ha permitido hacer más fácil el análisis e
interpretación de los registros y desarrollar nuevas herramientas para la aplicación
del medio petrolero obteniendo ventajas en tiempo y mediciones más precisas lo
cual se hace cada día más rentable el uso de la toma de registros geofísicos.
La toma de información tiene una gran variedad de aplicaciones en agujero
entubado y descubierto, despliegue en tiempo real del procesamiento de
imágenes pozo-formación, colocación de empacadores, disparos, recuperación
de tuberías, cortadores químicos, verificar y evaluar la operación de estimulacióncementación.
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III
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REGISTROS GEOFÍSICOS APLICADOS EN EL CAMPO DE AGUA
FRÍA DE LA ZONA NORTE DE POZA RICA.
Índice
CAPITULO 1 Principios físicos
1
1-1
1-2
1-3
1-4
1-5
1-6
1-7
1-8
1-8-1
1-8-2
2
3
4
5
6
6
7
7
8
9
Porosidad
Permeabilidad
Saturación de fluidos
Resistividad y conductividad
Onda electromagnética
Protón, neutrón y electrón
Radioactividad
Series radioactivas
Serie del uranio-radio
Serie del torio
CAPITULO 2 Configuración de la herramienta: (AIT, GR, BHC, CNL, NGT) y
principio de medición
2-1
2-2
2-3
2-4
2-5
2-6
2-7
2-8
2-9
2-10
2-11
2-12
2-13
10
Configuración de la herramienta AIT
Configuración de la sonda AIT
Componentes del sistema AIT
Principio de medición
Configuración de la herramienta rayos gama
Principio de medición
Configuración del sistema sónico de porosidad compensado BHC
Principio de medición
Configuración del sistema de litodensidad LDT
Principio de medición
Configuración de la herramienta CNL
Principio de medición
Configuración de la herramienta de espectroscopia de rayos gama
naturales NGT
2-14 Principio de medición
11
12
12
14
17
17
18
18
21
21
22
22
CAPITULO 3 Presentación de los registros
27
3-1
3-1-1
3-2
3-2-1
3-3
28
29
30
31
32
Presentación del registro AIT+GR
Tabla de presentación
Presentación del registro BHC+GR
Tabla de presentación
Presentación del registro LDL+CNL+GR
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25
25
IV
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3-3-1 Tabla de presentación
3-4 Registro de espectroscopia de rayos gama naturales NGT
3-4-1 Tabla de presentación
33
34
35
CAPITULO 4 Ejemplos de aplicación
36
4-1
4-1-1
4-1-2
4-2
4-2-1
4-2-2
4-3
4-3-1
4-3-2
4-4
Presentación del registro AIT+GR
Tabla de presentación
Explicación
Presentación del registro BHC+GR
Tabla de presentación
Explicación
Presentación del registro LDL+CNL+GR
Tabla de presentación
Explicación
Registro de espectroscopia de rayos gama natura para determinar la
presencia del contenido de lutitas o sales de uranio
4-4-1 Tabla de presentación
4-4-2 Explicación
37
38
38
39
40
40
41
42
42
CAPITULO 5 Ventajas y Desventajas
45
CAPITULO 6 Conclusiones y recomendaciones
48
BIBLIOGRAFÍA
50
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43
44
44
V
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CAPITULO 1
Principios físicos.
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POROSIDAD.
Porosidad: Es el volumen de espacios vacíos en una roca (huecos) sobre el
volumen total de la misma.
Existen dos tipos de porosidad:
a) Porosidad efectiva: Es el espacio poroso comunicado entre el volumen total
de la roca.
b) Porosidad absoluta: Es la razón del espacio vacío total al volumen total de
la roca sin importar que los huecos estén conectados entre sí.
La porosidad es una de las propiedades más importantes de la roca ya que ahí
es a donde se almacenan los hidrocarburos de un yacimiento, por lo regular casi
todas las rocas almacenadoras tienen de un 5 a 30% de porosidad cualquier
porosidad menor a 5% es raramente comercial, y cualquier porosidad arriba de
35% es extremadamente rara.
La porosidad absoluta nos importa muy poco debido a que no importa si los
huecos están conectados entre sí o no solo mide la porosidad total; sin embargo la
porosidad efectiva mide solo los huecos conectados entre la roca y para nosotros
es la más importante ya que por ahí es donde los fluidos contenidos en la roca
saldrán hacia la superficie y serán aprovechados.
Existen varios tipos de arreglos como:
Cubico, hexagonal, rómbico
La porosidad también varía de acuerdo al medio poroso:
a) El tamaño del grano y de la forma.
b) Distribución del grano.
Por lo tanto:
1) Un arreglo cubico de granos esféricos tiene una porosidad de 44.76%
máxima.
2) Un arreglo romboidal de granos esféricos tiene una porosidad de 27%.
3) Un arreglo cubico de granos esféricos de dos diferentes tamaños tiene una
porosidad de 12.5%.
Sean medido algunos valores de porosidad y encontramos:
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1) Areniscas: del 10 al 40% dependiendo de la naturaleza del cementante y su
estado de consolidación.
2) Calizas y dolomías: del 5 al 25%.
3) Arcilla: del 20 al 45% dependiendo del origen y su profundidad.
PERMEABILIDAD.
Capacidad de la roca para dejar pasar un fluido a través de ella, cuando
este fluido satura total o parcialmente la roca.
Definición de Darcy.
Se dice que un medio poroso tiene una permeabilidad de un darcy cuando
un fluido en una sola fase que tiene un centipoise de viscosidad satura totalmente
al medio fluye atraves de el bajo condiciones de flujo viscoso a un gasto de
1cm3/seg, por un área de 1cm2 a través de una longitud de 1cm bajo una caída de
presión de una atmosfera.
Si un solo fluido satura totalmente un medio poroso y ese mismo fluido es el
que escurre la permeabilidad medida se conoce como permeabilidad absoluta.
Hay dos tipos de permeabilidad:
1.- permeabilidad efectiva.
2.- permeabilidad relativa
1.- permeabilidad efectiva (ki), i = w,o,g.
La permeabilidad a un fluido, ki, es la permeabilidad que presenta el medio
poroso a ese fluido cuando en el medio existe otro u otros fluidos adicionales al
considerado. De lo anterior se deduce que la permeabilidad efectiva es función del
fluido que se trata y de la saturación de dicho fluido.
2.- permeabilidad relativa (kri), i=w,o,g.
La permeabilidad relativa a un fluido kri, es la relación de la permeabilidad
efectiva un fluido entre la permeabilidad absoluta del medio poroso es decir:
Cualquier relación de permeabilidades relativas es igual a la relación de las
permeabilidades efectivas, es decir:
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SATURACIÓN DE FLUIDOS.
En un yacimiento normalmente está presente más de un fluido. Se acepta
que inicialmente los espacios porosos estuvieron llenos de agua de mar en su
totalidad. Los hidrocarburos más ligeros se movieron por gravedad hacia la parte
más alta de la estructura hasta alcanzar posiciones en equilibrio hidrostático y
dinámico, desplazando en su recorrido agua de los intersticios hasta una
saturación mínima llamada SATURACION DE AGUA CONGENITA, de aquí que
cuando un yacimiento es descubierto este puede contener aceite, agua y gas.
El termino saturación de fluidos es utilizado para indicar la presencia de los
fluidos en la formación. La saturación de fluidos se define como: la fracción o
porcentaje del espacio poroso ocupado por un fluido en particular a las
condiciones del yacimiento.
Matemáticamente se puede expresar la definición anterior como sigue:
=
Definición de las siguientes saturaciones:
Si un poro contiene únicamente aceite, gas y agua se puede demostrar que:
Tenemos:
Entonces:
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Todos los valores de saturación están relacionados a volúmenes porosos y no a
volúmenes de roca.
RESISTIVIDAD Y CONDUCTIVIDAD.
La resistividad es la habilidad de un material para impedir el flujo de la
corriente eléctrica a través del miso, su unidad es el ohm-m; la conductividad es el
reciproco de la resistividad y representa la habilidad de un material para permitir el
flujo de la corriente eléctrica a través de él.
Las resistividades en formaciones arenosas caen en el rango de 0.2 a 1,000
ohm-m.
En formaciones calcáreas, las resistividades pueden ser más altas, del
orden de 100 a 40,000 ohm-m.
Los factores que afectan la resistividad son:




La saturación de agua
Porosidad
Temperatura
La litología
Figura 1.- Muestra el comportamiento en función de los fluidos y la porosidad.
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ONDA ELECTROMAGNÉTICA.
Una onda electromagnética es la forma de propagación de la radiación
electromagnética a través del espacio, y sus aspectos teóricos están relacionados
con la solución en forma de onda que admiten las ecuaciones de Maxwell. A
diferencia de las ondas mecánicas, las ondas electromagnéticas no necesitan de
un medio material para propagarse; es decir, pueden desplazarse por el vacío.
Figura 2.- Representación de la onda electromagnética.
Las ondas electromagnéticas son transversales; las direcciones de los
campos eléctrico y magnético son perpendiculares a la de propagación.
PROTÓN, NEUTRÓN Y ELECTRÓN.
Los neutrones son eléctricamente neutros porque carecen de carga. Los
electrones poseen una carga negativa mientras que los protones la tienen positiva.
El átomo está constituido por un núcleo, en el se encuentran los protones y
los neutrones, y a su alrededor giran electrones. Un átomo normal es neutro, ya
que tiene el mismo número de protones o cargas positivas y de electrones o
cargas negativas. La masa del protón es casi dos mil veces mayor a la del
electrón, pero la magnitud de sus cargas es la misma
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Figura 3.- Se muestra gráficamente un neutrón, protón y electrón.
RADIOACTIVIDAD.
La radioactividad natural es el producto del decaimiento espontáneo de ciertos
isótopos inestables a otros isótopos más estables. La radiación natural es de tres
α, β y ‫ﻻ‬

Partículas α: emitidas por el núcleo, carga (+).

Partículas β: emitidas por el núcleo, carga (-) ó (+), mayor penetración que α.

Rayos gama: onda electromagnética como la luz emitida por el núcleo, longitudes
de onda, alto poder de penetración y pueden ser detectados en los agujeros de
pozo.
Las rocas sedimentarias contienen cantidades variables de 3 isótopos
inestables que producen cantidades apreciables de rayos gama con diferentes
energías de emisión de Uranio, Torio (PPM), Potasio (%).
SERIES RADIOACTIVAS.
Debido a que las rocas contienen cantidades variables de elementos
inestables tales como los pertenecientes a las series del uranio y del torio, además
del potasio, es que presentan cierto nivel de radioactividad natural. El elemento
radioactivo más natural en las rocas es el K40 el cual constituye el 0.0119% de
todo el potasio que se pueda encontrar en ellas.
El potasio 40 decae mediante la emisión de partículas β y captura de
electrones es:
19K
40
19K
40
20Ca
40
-1e
0
+
β
89%
+
ϒ
11%
El uranio 238 y el torio se desintegran transformándose en plomo 206 y
plomo 208 respectivamente.
Estas transformaciones tienen lugar mediante una serie de eventos
ilustrados en las figuras 4 y 5.
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Serie del Uranio-Radio.
Figura 4.- Muestra de la serie URANIO-RADIO
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Serie del torio.
Figura 5.- Muestra la serie del TORIO.
Debido a que el ambiente químico no prevalecía cuando se depositaron las
arenas y los carbonatos, no fue muy favorable para que se integraran a ellos los
elementos radioactivos es que ese tipo de rocas tienen muy poca o nula
radioactividad, mientras que en las lutitas la deposición de los mismos fue mayor.
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CAPITULO 2
Configuración de la herramienta: (AIT, GR, BHC, LDT, CNL, NGT) y
principio de medición.
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CONFIGURACIÓN DE LA HERRAMIENTA AIT.
Figura 6.- Configuración del sistema AIT
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CONFIGURACION DE LA SONDA AIT.
La sonda AIT contiene 8 bobinas receptoras mutuamente balanceadas, con
espaciamientos de varias pulgadas hasta pies, Un transmisor opera
simultáneamente a tres frecuencias, pero la medición se efectúa con dos de ellas
y seis de los ocho arreglos, de esta manera se miden sus componentes en fase
(R) obteniendo 28 señales a intervalos de 3 pulgadas de profundidad.
Figura 7.- Configuración de la sonda AIT
Cada arreglo receptor consta de una bobina receptora y una de enfoque,
ambas están conectadas entre sí, en serie y en oposición: Esto con el objeto de
reducir la señal del acoplamiento directo entre transmisor-receptor, la señal
remanente (error de sonda) se cancela en la medición maestra y se sustrae de
todas las mediciones.
COMPONENTES DEL SISTEMA AIT
Componente
FUNDA AIH-BA
Función
Característica
-Reduce el efecto del -Funda externa es de
Bimetabolismo
en
el fibra de vidrio.
potencial instantáneo.
-Evita que la corriente no
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CARTUCHO AIC-BA
SONDA AIS-BA
PISTÓN
COMPENSADOR
fluya de regreso a través
de la funda.
-Procesamiento y
Multiplexado de las
señales analógicas.
-Digitalización de los
datos y.
-Procesamiento de la
temperatura y potencial
Instantáneo.
-Interface para la
Telemetría.
-Distribución
de
la
alimentación de corriente
directa.
-Multiplexado y pre
amplificación de las
señales de los arreglos.
-Igualación de las señales
del transformador TX.
-Proporciona estabilidad
mecánica para el arreglo.
-Proporciona el cableado
que conecta sus
extremos.
-Proporciona el adecuado
aislamiento
(2000db)
entre TX y RX.
-Mantener balanceada la
presión de la sonda.
-Energizar la bobina TX.
- Enviar la corriente TX
para la igualación de las
señales.
SUBCONJUNTO DEL
TRANSMISOR AIX-BA
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-Cartucho con tarjetas de
filtros de paso, banda c/u
para dos arreglos de
canales.
-Cuatro tarjetas A/D c/u
para dos canales.
-Memorias
-Cuenta con medios para
efectuar las prueba de
sus Sistemas.
-Tiene dos tarjetas con
cuatro secciones de pre
amplificación.
-Cuenta con tarjetas para
los interruptores lógicos.
-Tiene
un
mandril
metálico, bobinas en
núcleos de cerámica y
una funda de cobre.
- Es una parte integral de
la sonda
(única al
conjunto de fábrica).
-Tiene de alimentación
TX interrumpible.
-Fuentes de alimentación
a través de filtros
-Cables de interconexión
ubicados a través de
tubos de blindaje.
- Transformador de
corriente.
-Consume poca potencia.
-Produce
simultáneamente
tres
frecuencias.
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PRINCIPIO DE MEDICIÓN
Las bobinas están devanadas sobre núcleos de cerámica, que permite a los
arreglos inductivos de poca penetración mantener la estabilidad necesaria, lo cual
resulta en mediciones inductivas más estables para un amplio rango de
condiciones ambientales.
La herramienta se basa en principios de inducción electromagnética. Un
campo, una corriente se genera cuando una trayectoria está sujeta a un campo
magnético. La magnitud de la corriente es proporcional a la conductividad de esta
trayectoria.
Figura 8.- Principio de medición de un sistema con dos sensores.
La señal del generador alimenta generando en la bobina transmisora un
campo magnético en el núcleo del transformador, este campo variable induce un
voltaje en la bobina receptora.
El sistema AIT-B como la mayoría de las herramientas inductivas está
hecho de un arreglo complejo de bobinas múltiples.
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Figura 9.- Trayectoria de la señal en un sistema inductivo.
Trayectoria de la señal.
Se considera una trayectoria cerrada, se genera una corriente, la que a su vez
genera un campo magnético, este proceso es equivalente a añadir una formación
alrededor de la herramienta. Si se elimina el núcleo conductivo del transformador,
este campo generado por la trayectoria cerrada es proporcional a la impedancia
de la espira adicional y detecta por el receptor, la amplitud del campo también
depende de la posición relativa de la espira adicional con respecto a las bobinas
transmisora- receptora.
1. El transmisor produce un campo magnético primario con los siguientes
efectos:
- Induce una corriente que fluye en la espira de formación sobre el eje
longitudinal de la herramienta. Esta corriente inducida esta desfasada 90
grados respecto a la corriente del transmisor.
-
Induce una corriente directamente en la bobina receptora de amplitud
grande y se conoce como señal de acoplamiento directo, como en casi
todas las herramientas inductivas, esta señal se cancela por el diseño
de arreglos balanceados.
2. La corriente que fluye a través de la espira de formación genera un
segundo campo magnético.
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Figura 10.- Desfasamiento entre las corrientes de transmisión (LT)
e inducción en la formación (IL).
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CONFIGURACIÓN DE LA HERRAMIENTA DE RAYOS GAMA.
Existen dos tipos de rayos gama, la tradicional que mide la radioactividad
natural de la formación, y la espectroscopia de rayos gama naturales. La
herramienta de espectroscopia de rayos gama naturales aprovecha que estos son
emitidos por tres elementos radioactivos (uranio, torio y potasio) con diferentes
energías, para distinguir cual de los elementos origina la radioactividad medida.
Esta herramienta tiene un sistema electrónico que permite analizar la
energía de los rayos gama emitidos por los elementos radioactivos que se
encuentran en la formación, discriminando el contenido de uranio, torio y potasio
en la formación. Los valores medidos de uranio y torio se presentan en ppm
(partes por millón) y el valor del potasio en porcentaje de peso (1% equivale a
10000 ppm).
PRINCIPIO DE MEDICIÓN.
Los rayos gama son ondas electromagnéticas de alta energía que se
emiten espontáneamente por algunos elementos radioactivos. El isotopo de
potasio radioactivo con un peso atómico 40, y los elementos radioactivos de las
series uranio y torio emiten casi toda la radiación gama en forma natural; el
número y energía de estos es característica de cada elemento, el potasio con 1.46
Mev, mientras que el uranio y el torio emiten con diferentes energías.
A través del medio los rayos gama tienen colisiones sucesivas con los
átomos de la formación y pierden energía en cada colisión, posteriormente cuando
este pierde suficiente energía un átomo de la formación los absorbe.
La tasa de absorción varia con la densidad de la formación, así
mismo si se tienen dos formaciones con la misma cantidad de material radioactivo
por unidad de volumen, pero con diferentes densidades esto indica diferentes
niveles de radioactividad; las formaciones menos densas aparecen más
radioactivas.
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CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA SONICO DE POROSIDAD
COMPENSADO (BHC)
El sistema consta de dos transmisores y 4 receptores que detectan las
ondas acústicas. Esta sonda mejora la medición en pozos con derrumbes y pozos
irregulares.
Figura 11.- Configuración del sistema BHC
PRINCIPIO DE MEDICIÓN.
Este sistema mide el tiempo de tránsito que requiere una onda acústica al
desplazarse a través del espaciamiento existente entre transmisor-receptor.
La herramienta mide las ondas compresionales, transversales, stoneley y
de lodo las compresionales se caracterizan por que las partículas vibran en una
dirección En las transversales las partículas vibran en dirección perpendicular a la
propagación; las cuales se denominan de cizallamiento y solo existen en
materiales elásticos; las compresionales se desplazan en dirección longitudinal.
La velocidad de propagación de una onda compresional es de 1.6 a 2.4
veces más rápida que la de cizallamiento (relación Vp/Vs). Los fluidos no pueden
transmitir ondas de cizallamiento, sin embargo las compresionales transmitidas
por el lodo pueden originar ondas de cizallamiento en la formación, posteriormente
originan ondas compresionales en el lodo; un receptor en la sonda detecta estas
últimas ondas al permitir visualizar el efecto de las ondas de cizallamiento en la
formación.
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La medición de estas ondas junto con las compresionales permite evaluar
las propiedades mecánicas de las rocas.
Otros tipos de odas acústicas son las Rayleigh y Stoneley. Las Rayleigh se
propagan en la interface lodo-formación, dado que es una energía de baja
frecuencia sufre poca atenuación en la sonda.
Pueden existir varios frentes de onda que viajan por diferentes caminos
desde el transmisor al receptor registrándose esta combinación de ondas de
acuerdo a los modos de propagación.
El sistema sónico de porosidad compensado mide la onda compresional
solamente y la herramienta sónico dipolar las de cizallamiento y compresional.
Cuando uno de los transmisores envía un impulso, se mide el tiempo
transcurrido entre la detección del primer arribo a los receptores correspondientes.
Cuando se disparan dos transmisores, el tiempo de tránsito medido es el
siguiente:
Las primeras llegadas de energía a los receptores corresponden a
trayectorias del sonido en la formación cercana a la pared del agujero.
Al enviar las señales acústicas se miden los tiempos de desplazamiento
correspondientes a los transmisores y receptores; una computadora es la que se
encarga de promediar dichos valores, para compensar los efectos de agujero e
integra los tiempos de tránsito para obtener el tiempo total.
Algunas veces la primera señal aunque sea lo suficientemente fuerte para
activar el receptor cercano al transmisor, puede ser muy débil en activar el
receptor lejano cuando se alcanza. Una llegada posterior de ondas sónicas, puede
activar el receptor lejano, entonces el tiempo medido en este ciclo es muy grande.
Cuando esto sucede, la curva sónica presenta desplazamiento grande y abrupto
hacia un valor más alto denominándose a este evento “salto de ciclo”.
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Figura 12.- Muestra un salto de ciclo.
La medición es sensible en zonas de gas, por la presencia de saltos de
ciclos y si coincide con una roca permeable se está enfrente de una zona de gas,
si es impermeable y presenta saltos de ciclo se trata de una roca compacta. La
velocidad de la onda acústica en el lodo de perforación es menor que en la
formación.
.
En la siguiente tabla se presentan los tiempos de transito de los materiales
más comunes en registro de pozos.
Material
Arenisca
Caliza
Dolomía
Anhidrita
Agua
Aceite
Aire o gas
Sal
Revestimiento (hierro)
Constante dieléctrica
relativa
4.7
7.5 – 9.2
6.8
6.4
56 – 80
2.2
1.0
∆t (μseg/pie)
55.5 – 51.0
47.6 – 43.5
43.5
50.0
187
238.1
666.1
66.7
57.0
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CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA DE LITODENSIDAD (LDT)
Sobre un patín se ubica la fuente de Cesio 137 que emite rayos gama con
nivel de energía de 661 Kev y su captura con dos detectores de centelleo. De la
figura se observa que el patín se apoya contra la pared debido al brazo de apoyo,
asimismo este contiene una placa de tungsteno el cual sirve para evitar el
desplazamiento de los gamas en forma directa a los detectores.
Figura 13.- Configuración de la herramienta LDT
PRINCIPIO DE MEDICIÓN.
El sistema mide simultáneamente la densidad electrónica (Pe) y el índice de
sección de captura fotoeléctrica promedio por electrón (Pe), también conocido
como factor fotoeléctrico de la formación. Esta densidad electrónica se convierte
en densidad aparente (RHOB), la cual es similar a la densidad de la formación. La
aplicación de este registro es proporcionar una medida litológica de la formación.
El factor fotoeléctrico se relaciona con la litología. Mientras que la medición
(RHOB) responde a la porosidad y de manera secundaria a la matriz de la roca y
los fluidos ubicados en la porosidad.
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CONFIGURACION DE LA HERRAMIENTA CNL
Figura 14.- Configuración de la herramienta CNL
Este sistema se compone por una fuente radioactiva (americio-berilio) que
genera neutrones de alta energía y dos detectores de centelleo que capturan
neutrones térmicos de acuerdo a la cantidad de hidrogeno existente en la
inmediación de dicho sistema, es decir la captura se refiere a partículas térmicas
de bajo nivel de energía; la relación de la medición entre los detectores, lo cual
corresponde al contenido de hidrogeno existente en la formación de medición.
La matriz considerada (arena, caliza, dolomía) contiene poco hidrogeno,
dado que este se encuentra ubicado en mayor proporción en los fluidos de la
formación.
PRINCIPIO DE MEDICIÓN.
Los neutrones son partículas eléctricamente neutras; cada una tiene una
masa similar a la del hidrogeno. Una fuente radioactiva ubicada en la sonda emite
constantemente neutrones de alta energía (rápidos). Estos neutrones chocan con
los núcleos de los materiales de la formación en lo que se considera a esto una
colisión elástica similar al efecto de "bolas de billar". Con cada colisión pierde
energía.
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Figura 15.- Efecto de la bola de billar.
La cantidad de energía perdida en cada colisión, depende de la masa
relativa del núcleo con el que choca el neutrón. La mayor pérdida de energía
ocurre cuando el neutrón golpea un núcleo con una masa prácticamente igual, es
decir un núcleo de Hidrógeno. Las colisiones con núcleos pesados no desaceleran
mucho al neutrón. Por lo tanto, la desaceleración de neutrones depende en gran
parte de la cantidad de Hidrógeno de la formación. Debido a las colisiones
sucesivas en pocos microsegundos los neutrones adquieren una disminución en
su velocidad de desplazamiento denominada térmica, la cual equivale a 0.025 eV
lo cual ocasiona que se difunden aleatoriamente, hasta que se capturan por los
detectores de centelleo.
El núcleo que hace la captura, emite unos rayos gama de captura de alta energía
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Figura 16.- Vida de un neutrón
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CONFIGURACIÓN DE LA HERRAMIENTA DE ESPECTROSCOPIA
DE RAYOS GAMA NATURALES (NGT).
Figura 17.- El sistema se compone de cable, cabeza, cartucho electrónico, sonda
con detectores de centelleo y un dispositivo de excentralización.
PRINCIPIO DE MEDICIÓN.
Esta herramienta detecta los Rayos Gama emitidos espontáneamente por
la formación, debido a los elementos químicos de la misma que sufren numerosos
choques con los electrones de la misma (efecto Compton) antes de llegar al
detector; además el espectro se analiza en forma electrónica a través de un
sistema de compuertas el cual procede a calcular el volumen correspondiente del
uranio, torio y potasio, tal como se indica en la figura siguiente:
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Figura 18.- Análisis de la medición de acuerdo con el sistema electrónico de
ventanas (W1 a W5)
El espectro se divide en 5 ventanas de energía (W 1---W 5) y los pulsos se
cuentan por segundo en cada una de esas ventanas, las cuales proporcionan las
concentraciones de uranio, torio y potasio, por ejemplo la ventana 3 que está
alrededor de 1,46 MeV está muy afectada por la concentración de Potasio en la
formación, mientras que la ventana 5 depende de la concentración de Torio.
Analizando las cuentas de cada ventana es posible obtener las concentraciones
de U, Th y K en la formación.
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CAPITULO 3
Presentación de los registros.
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PRESENTACIÓN DEL REGISTRO AIT+GR.
Figura 19.- Presentación del registro AIT+GR
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PRESENTACIÓN
Carril 1
Carril 2
Carril 3
Rayos Gama (API) Profundidad del
Resistividad
pozo (metros) y
(AT-10)
tensión del cable
Resistividad de 10 pulg (ohm-m)
(PSI)
(AT-20)
Resistividad de 20 pulg (ohm-m)
(AT-30)
Resistividad de 30 pulg (ohm-m)
(AT-60)
Resistividad de 60 pulg (ohm-m)
(AT-90)
Resistividad de 90 pulg (ohm-m)
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PRESENTACIÓN DEL REGISTRO BHC+GR.
Figura 20.- presentación del registro BHC+GR
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Carril 1
Rayos Gama (API)
BS- Diámetro de la
barrena (pulg)
HCAL- Diámetro
del pozo (pulg)
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PRESENTACIÓN
Carril2
Carril3 y 4
Profundidad del
PHIS – Porosidad sónica (UP)
pozo (metros)
Delta T- Tiempo de tránsito medido
Tensión del cable
(microsegundos/pie)
(PSI)
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PRESENTACIÓN DEL REGISTRO LDL+CNL+GR.
Figura 21.- Presentación del registro LDL+CNL+GR
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Carril 1
Rayos Gama (API)
BS-Bit-sizepulgadas
(diámetro de la
barrena)-pulgadas
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PRESENTACIÓN
Carril 2
Carril 3 y 4
Profundidad del
RHOZ-Densidad (g/cc)
pozo (metros)
NPHI-Porosidad neutrón (up)
Tensión del cable
(psi)
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REGISTRO DE ESPECTROSCOPIA DE RAYOS GAMA
NATURALES. (NGT)
Figura 22.- Presentación del registro NGT.
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Carril 1
GR1-Rayos gama
convencional (API)
GR2-Rayos gama
compensado (API)
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PRESENTACIÓN
Carril 2
Carril 3 y 4
Profundidad del
Volumen del torio (ppm)
pozo(mts)
Volumen del uranio (ppm)
Tensión del cable
Volumen de potasio (%)
(psi)
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CAPITULO 4
Ejemplos de aplicación.
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PRESENTACIÓN DEL REGISTRO AIT+GR
Figura 23.-Registro combinado de rayos gama con inducción de imágenes.
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PRESENTACIÓN
Carril 1
Carril 2
Carril 3
Rayos Gama (API) Profundidad del
Resistividad
pozo (metros) y
(AF-10)
tensión del cable
Resistividad de 10
(PSI)
pulg (ohm-m)
(AF-20)
Resistividad de 20
pulg (ohm-m)
(AF-30)
Resistividad de 30
pulg (ohm-m)
(AF-60)
Resistividad de 60
pulg (ohm-m)
(AF-90)
Resistividad de 90
pulg (ohm-m)
Carril 4
Conductividad
(AFC010)
Conductividad de
10 pulg (mm/m)
(AFC020)
Conductividad de
20 pulg (mm/m)
(AFC030)
Conductividad de
30 pulg (mm/m)
(AFC060)
Conductividad de
60 pulg (mm/m)
(AFC090)
Conductividad de
90 pulg (mm/m)
EXPLICACIÓN
En la figura 23 se tiene el registro combinado de rayos gama con inducción
para determinar la litología, saturación de fluidos y posible presencia de
hidrocarburos; rayos gama con tendencia a dar valores altos y de su correlación
con las cuervas de resistividad en el sistema inductivo, estas presentan una
tendencia al traslape de vida que tiene arenas arcillosas, en este caso las curvas
de conductividad tienden a traslaparse y a aumentar de valor. Este registro debe
correlacionarse con los radioactivos y sónicos para determinar con mayor
precisión la presencia de hidrocarburos, en este caso el rayos gama tiende a
disminuir la resistividad a aumentar y las de conductividad a bajar si la zona
analizada es de interés.
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PRESENTACIÓN DEL REGISTRO BHC+GR.
Figura 24.- Registro BHC+GR
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Carril 1
Rayos Gama (API)
BS- Diámetro de la
barrena (pulg)
HCAL- Diámetro
del pozo (pulg)
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PRESENTACIÓN
Carril2
Carril3 y 4
Profundidad del
PHIS – Porosidad sónica (UP)
pozo (metros)
Delta T- Tiempo de tránsito medido
Tensión del cable
(microsegundos/pie)
(PSI)
EXPLICACIÓN
En la figura 24, se tiene el registro combinado de sónico porosidad con
rayos gama para definir la litología y porosidad, asimismo so observa que el pozo
presenta rugosidad a lo largo del registro, lo cual afecta las mediciones de tiempo
de transito y por tal la porosidad; rayos gama con tendencia a aumentar y por tal el
tiempo y la porosidad de la formación; a la profundidad de 520 metros se observa
valores altos de tiempo de tránsito y porosidad; también se visualiza que la curva
de tiempo de transito se afecta por la rugosidad de la pared del pozo; se concluye
que la matriz de este pozo es arenas arcillosas y para tener posibilidad de
contener presencia de hidrocarburos el calibrador debe ser confiable, rayos gama
a disminuir y tiempo de transito-porosidad a bajar, en este caso no se observa
presencia de hidrocarburos.
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PRESENTACIÓN DEL REGISTRO LDL+CNL+GR.
Figura 25.- Registro LDL+CNL+GR
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Carril 1
Rayos Gama (API)
BS-Bit-sizepulgadas
(diámetro de la
barren)-pulgadas
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PRESENTACIÓN
Carril 2
Carril 3 y 4
Profundidad del
RHOZ-Densidad (g/cc)
pozo (metros)
NPHI-Porosidad neutrón (up)
Tensión del cable
(psi)
EXPLICACIÓN
En la figura 25, se tiene el registro combinado de litodensidad neutrón
compensado y rayos gama para determinar las condiciones del agujero,
porosidad, tipo de formación y presencia de hidrocarburos; el calibrador indica
condiciones favorables del agujero; rayos gama con valores bajos de a cuerdo al
contenido de arcilla de la formación; curvas de tensión del cable y velocidad del
desplazamiento de la herramienta de forma confiable; la densidad con valores
menores a 2.50 g/cc a lo largo de este registro; porosidad de neutrón con
tendencia a presentar valores mayores a 15 up; se observa la tendencia al cruce
entre los parámetros de DENSIDAD Y POROSIDAD DE NEUTRON A LO LARGO
DEL REGISTRO , lo cual indica posibilidad de contener hidrocarburos; la matriz es
de arena arcillosa de acuerdo a lo explicado con anterioridad. Se concluye que se
debe de correlacionar este registro con el de resistividad y el de tiempo de tránsito
para certificar la presencia de hidrocarburos; el control de calidad de este registro
combinado es aceptable.
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REGISTRO DE ESPECTROSCOPIA DE RAYOS GAMA NATURAL
PARA DETERMINAR LA PRESENCIA DEL CONTENIDO DE
LUTITAS O SALES DE URANIO.
Figura26.- Registro de espectroscopia de rayos gama naturales.
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Carril 1
SGR-Rayos gama
convencional (API)
CGR-Rayos gama
compensado (API)
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PRESENTACIÓN
Carril 2
Carril 3 y 4
Profundidad del
Volumen del torio (ppm)
pozo(mts)
Volumen del uranio (ppm)
Tensión del cable
Volumen de potasio (%)
(psi)
EXPLICACIÓN
En la figura 26 se presenta una sección del registro NGT tomado en un
pozo marino. En el intervalo limpio de la brecha (2877-3050) se observan bajas
concentraciones de torio y potasio, con un contenido elevado de uranio que causa
el alto nivel de radioactividad natural (curva CGR). Nótese en particular la
ausencia de contraste de radioactividad entre lutitas del paleoceno y la sección de
carbonatos de la brecha.
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Capitulo 5
Ventajas y desventajas
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VENTAJAS
HERRAMIENTAS
FUNCIÓN
GR
AIT
BHC
LDT
CNL
NGT
Opera en agujero descubierto






Opera en agujero entubado



Determina el volumen de
arcillosidad
Opera en cualquier tipo de
lodo
Mide densidad de formación















Determina porosidad




Determina diámetro del pozo

Opera en forma centralizada
Opera de forma ex
centralizada
Opera en cualquier tipo de
litología
Opera en pozos desviados

















Identifica litología






Estudio de ambientes
deposicionales
Identificación de fracturas









Análisis de litologías
complejas
Correlación entre pozos












Determina espesor de capas






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DESVENTAJAS
HERRAMIENTAS
FUNCIÓN
GR
AIT
BHC
LDT
CNL
NGT




Efecto de gas




Tipo de lodo





Densidad del lodo





Efecto de pirita




Temperatura es mayor de
350° F
Cavernas
Derrumbes
Rugosidad
Presión es mayor a 20000
psi

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Capitulo 6
Conclusiones y recomendaciones
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Se concluye que las herramientas GR, AIT, BHC, LDT, CNL y NGT operan
en agujero descubierto, así como determinan el volumen de arcilla; no les afecta el
tipo de lodo, ni la actividad en pozos desviados; una de las aplicaciones de mas
interés en los analistas es determinar el tipo de litología.
Como toda tecnología tiene limitantes por que se ven afectadas por
rugosidad, cavernas y lo más importante la temperatura de formación para la
electrónica de todos estos sistemas; así como la determinación de la porosidad,
contenido de radioactividad y cálculo del tipo de arcilla; el requisito de medir la
resistividad de la formación para el cálculo de la saturación de fluidos, así como el
efecto de la invasión de fluidos a la formación y la determinación de la resistividad
de agua de formación y la probabilidad de determinar el tipo de fluido.
Por otro lado la implementación de los registros geofísicos en el
asentamiento de tuberías y el cálculo de los parámetros petrofísicos de la
formación como son: presión de poro, efecto del máximo y mínimo esfuerzo en la
formación, presión de fracturamiento y determinación del efecto de presiones
anormales en la formación perforada; en igual forma estos registros sirven para la
correlación de eventos geológicos pozo a pozo y el espesor de la capa y
orientación de las mismas.
En igual forma estos registros tienen opción de operarse en agujero
descubierto-entubado, para determinar la calidad de la cementación.
En otras ocasiones es factible tener formaciones compactas y necesidad de
determinar la presencia de fracturas, su orientación y magnitud.
Como recomendación podemos decir que el estudio de principios físicos y
un correcto análisis de los registros, así como la aplicación de los software
correspondientes para determinar la calidad de los parámetros petrofísicos de
cada una de las formaciones atravesadas por el pozo.
Una aplicación mas es en pozos exploratorios, desarrollo, terminación y
producción de acuerdo a la etapa activa del pozo.
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Bibliografía.
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LOG INTERPRETATION
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1986
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Ing. Alberto Enrique Morfin Faure
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Tomo 4
Gómez Rivero Orlando
1975
50 ANIVERSARIO DE SCHLUMBERGER EN MÉXICO
Octubre 1993
SONIC LOGS
Schlumberger
2000
SONIC MEASUREMENT
Schlumberger
1998
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50