el proceso exploratorio

El Proceso Exploratorio

EL POZO EXPLORATORIO

Como su nombre lo indica su finalidad es la de sondear el subsuelo de manera directa a través de la perforación, en aquellas zonas en donde no se hayan perforado pozos anteriormente y sólo se cuenta con información de geología de superficie y/o información del subsuelo a través de sísmica, métodos magnéticos y gravimétricos. Dichas zonas pueden encontrarse o no cerca de zonas productoras, sirviendo muchas veces la información geológica de estas como punto de referencia.

El pozo exploratorio se hace en aquellas zonas que muestran las condiciones más interesantes desde el punto de vista de la existencia de roca-yacimiento y posibilidades de haber captado hidrocarburos, roca sello, sincronización con la edad de generación y migración de los hidrocarburos y preservación (prospectos). Este primer pozo es una obra civil de alto costo y riesgo y generalmente se diseña para tener el programa de perfilaje más completo posible; con el cual optimizan los futuros planes de perfilaje de los subsecuentes pozos.

También se utiliza en estos pozos perfilaje durante la perforación (Logging While Drilling = LWD) y mediciones durante la perforación (Meassuring While Drilling = MWD). Los primeros permiten correr registros durante la perforación y pueden ser de casi cualquier tipo (eléctrico, radioactivo y sónico); los segundos permiten tomar mediciones de parámetros como: torque, peso sobre la mecha, presión hidrostática del pozo, temperatura del pozo, entre otros.

El pozo exploratorio debe ser aprovechado al máximo, obteniéndose de él toda la información posible sobre la geología de las rocas atravesadas por el taladro, esto a través del uso de las muestras extraídas del pozo (ripios y núcleos) y de la interpretación del los perfiles utilizados.

Este pozo debe proporcionar también información sobre aspectos relacionados con la perforación, como son, rata de penetración, mechas utilizadas, propiedades del lodo, entre otros; ya que ellas marcaran la pauta en las previsiones que deberán ser tomadas en las futuras perforaciones en el área.

En general, para decidir la ubicación (localización) del pozo exploratorio se usan en forma combinada los métodos de geología de superficie, geofísica (sísmica, gravimetría y magnetismo), geoquímica y sensores remotos. La perforación de pozos exploratorios es la única manera de comprobar la presencia de acumulaciones comerciales de hidrocarburos.

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PROCESO EXPLORATORIO PREVIO PARA DECIDIR LA LOCALIZACIÓN DEL POZO EXPLORATORIO

1) Geología de Superficie: Estudio de las características geológicas de la superficie: Estratigrafía, Geología Estructural y Sedimentología. El resultado de un estudio geológico de superficie queda plasmado en cuatro componentes principales:

a) Informe b) Mapa Geológico de Superficiec) Secciones Estructurales (Cortes Geológicos)d) Columnas Estratigráficas

2) Métodos GeofísicosEstudio de las características físicas de las rocas del subsuelo para la determinación de posibles yacimientos de hidrocarburos. Entre estas tenemos al método gravimétrico, el método magnético y el método sísmico.

2.1) Método GravimétricoEstudio de las características gravimétricas de las rocas del subsuelo. También se conoce como método del gravímetro. Su principal función es detectar anomalías gravimétricas que sirven para detectar estructuras geológicas.

2.2) Método MagnéticoEstudio de las características magnéticas de las rocas del subsuelo. También se conoce como método del magnetómetro. Su principal función es detectar anomalías magnéticas (anomalías de Bouget) generar mapas magnéticos del basamento de una cuenca.

2.3) Método SísmicoEs el principal método geofísico. Se basa en el estudio de las ondas sonoras (ondas sísmicas) inducidas por cargas explosivas (anteriormente) o por camiones hidráulicos vibratorios (actualmente). El punto de donde se originan las ondas sísmicas se conoce como punto emisor (fuente). Estas ondas van a recorrer el subsuelo, una parte de ellas va a ser refractada y otras parte va a ser reflejada, siguiendo los mismos principios de la refracción y reflexión de luz. Las ondas reflejadas y refractadas vuelven a la superficie y son recogidas por unos aparatos receptores (geófonos). La principal función de la Sísmica es proporcionar información acerca de las características estructurales y estratigráficas del subsuelo, mediante la generación de secciones sísmicas (ver Importancia de la Sísmica).

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Ejemplo de Sección Sísmica 3D

4) Sensores RemotosLas imágenes obtenidas con sensores remotos (satélites, radares y cámaras aéreas) también son de mucha utilidad en la exploración de hidrocarburos.

Las imágenes de satélite se utilizan para cubrir vastas extensiones de la superficie, las cuales explorarlas por otros métodos resultarían de una enorme inversión de tiempo y dinero. Generalmente estas imágenes corresponden a una frecuencia determinada y se presentan en colores que corresponden a respuestas diferentes que dan los materiales rocosos de la superficie.

Las imágenes de radar proporcionan información muy valiosa sobre las características estructurales de la superficie, que permite identificar posibles entrampamientos de hidrocarburos. Estas imágenes se presentan en blanco y negro, pues es la mejor forma de realizar interpretaciones.

Las fotografías aéreas o aerofotografías se utilizan para realizar estudios de áreas más pequeñas. Las más utilizadas vienen en escalas de 1:2.000 hasta 1:25.000. la ciencia que se encarga del estudio de las fotografías aéreas es la Fotogeología o Aerofotointerpretación.

5) Métodos GeoquímicosLos métodos geoquímicos que se utilizan en la exploración de petróleo y gas están basados en la premisa de que los hidrocarburos gaseosos migran y producen anomalías en o cerca de la superficie, algunas de las cuales pueden correlacionarse con acumulaciones comerciales. Dichas emanaciones de hidrocarburos no visibles en la superficie pueden manifestarse en concentraciones que, aunque muy pequeñas, son susceptibles al análisis

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químico micrométrico para detectar gas (metano, etano, propano o butano) y residuos de hidrocarburos más pesados. Las técnicas directas requieren análisis de microcantidades de hidrocarburos que se encuentran en estado Iibre en los intersticios del suelo o que están adheridos a los granos finos o arcillas del suelo, o que se detectan en aguas marinas.

Análisis de Rocas Madres Generalmente se hacen en muestras provenientes de los pozos exploratorios o de campo. La calidad e identificación de una roca madre se define en términos de su contenido, tipo y grado de madurez de la materia orgánica.

Contenido de Materia Orgánica: Prueba de Carbono Orgánico Total (COT)Se realiza para determinar posibles rocas generadoras (rocas madres) de hidrocarburos. Se realizan especialmente en rocas depositadas en ambientes marinos (lutitas y calizas negras).

La medición del contenido de materia orgánica permite una definición cuantitativa del concepto de roca madre. La cantidad de materia (orgánica en rocas clásicas finas cuyo contenido de carbono orgánico sea mayor de 0,5% y en los carbonatos de 0,3% permite considerarlas como potenciales rocas madre para generar yacimientos comerciales de petróleo.

Tipo de materia orgánicaUna distinción de los diferentes tipos de macerales es esencial para la evaluación de una roca madre, ya que los diferentes tipos de materia orgánica tienen distintos potenciales para generar hidrocarburos.

El tipo y calidad del kerógeno (materia orgánica insoluble) se pueden diferenciar y evaluar a través del microscopio y por métodos fisicoquímicos; con los métodos ópticos se pueden determinar las mezclas de diferentes tipos de materia orgánica.

Es importante destacar que la mayoría de estos métodos sólo permiten reconocer una pequeña fracción del kerógeno, la cual no es necesariamente representativa.

Los métodos fisicoquímicos únicamente determinan el total de la materia orgánica, sin reconocer los diferentes tipos de materia orgánica.

En los últimos nueve anos se ha venido usando un método pirolítico para caracterizar y evaluar rocas madre, conocido como 'Rock-Eval", Espitalie et. al. (1977). El tipo de kerógeno se puede caracterizar por el índice de hidrógeno y el índice de oxígeno. Estos Indices son independientes del contenido de carbono orgánico y están relacionados con la composición elemental del kerógeno. Estos dos índices se pueden graficar en el diagrama de Van Krevelen, donde se pueden ver los tres tipos de materia orgánica conocidos como I, II, III y IV. Con este método también se obtiene una evaluación

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semicuantitativa del potencial energético de la roca madre y los hidrocarburos presentes, en la roca conocidos como s, representan una fracción del potencial genético original que ya ha sido transformado y la cantidad se representa el potencial genético que todavía no ha sido usado para generar hidrocarburos. Eso significa que s, Y S2 en kg. de hidrocarburos por tonelada de roca representa una evaluación del potencial genético.

Madurez de la materia orgánicaEl proceso térmico a que es sometida la roca madre durante la diagénesis, catagénesis y metagénesis cambia muchas de las propiedades físicas y químicas de la materia orgánica. Estas propiedades se pueden considerar como indicadores de madurez. Los métodos que con más frecuencia se usan en la determinación de madurez son reflectancia de vitrinita y T-max:

a) Reflectancia de Vitrinita: Se distinguen dos grupos de vitrinita: La Vitrinita-1 que es relativamente pobre en hidrógeno, se forma en ambiente de pantanos. En este grupo los macerales más comunes son telinita, telecolinita y corpocolinita. La Vitrinita-2 es relativamente rica en hidrógeno y se distingue de la Vitrinita-1 por su baja fluorescencia durante la radiación ultravioleta y por una reflectancia más baja. Es materia orgánica terrestre que ha sido redepositada en un ambiente acústico bajo condiciones anaerobias con actividad bacterial. Los datos confiables de reflectancia de vitrinita son de mucha importancia, debido a que éstos definen la ventana de madurez para la generación de hidrocarburos y es de advertir que la calidad de los análisis de reflectancia de vitrinita depende de la preparación de la muestra y la identificación de los macerales.

b) T-max: El T-max representa la temperatura alcanzada durante la máxima generación de hidrocarburos (S2) en el método pirolítico de "Rock-Eval".

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PROCESO POSTERIOR A LA LOCALIZACIÓN DEL POZO EXPLORATORIO

Luego que se ha decidido la localización del pozo exploratorio comienza el proceso de perforación del pozo. A medida que avanza la perforación se pueden realizar perfilaje y mediciones durante la perforación.

LWD = Logging While Drilling (perfilaje durante la perforación) MWD = Measuring While Drilling (mediciones durante la perforación)

Los primeros permiten correr registros durante la perforación y pueden ser de casi cualquier tipo (eléctrico, radioactivo y sónico); los segundos permiten tomar mediciones de parámetros como: torque, peso sobre la mecha, presión hidrostática del pozo, temperatura del pozo, entre otros.

Luego que se ha comenzado la perforación del pozo exploratorio, se procede al desarrollo de dos etapas sumamente importantes: la toma de muestras y el perfilaje de pozos.

TOMA Y ANÁLISIS DE MUESTRAS

Los diversos análisis (geológicos, geoquímicos y petrofísicos) se realizan en tres tipos de muestras, obtenidas durante la perforación de pozos exploratorios:

a) Núcleos (cores)b) Muestras de Paredc) Muestras de Canal (ripios)

Análisis Geológicos y Geoquímicos

a) NúcleosSon muestras de forma cilíndrica, con diámetro de 5 a 11,5 centímetros que se obtienen de las formaciones al perforarlas con barrenas especiales que cortan la roca en forma circunferencial dejando una porción cilíndrica interna, la cual queda retenida dentro del porta núcleos hasta que este es sacado del pozo. Cuando las rocas son consolidadas, la extracción de núcleos no presenta mayores problemas, salvo que la roca se encuentre muy fracturada, estos se conocen como núcleos convencionales. En rocas poco consolidadas, la extracción es menos efectiva y la recuperación de núcleos es generalmente baja. En este tipo de roca es práctica corriente usar mangas de goma o de plástico dentro del saca núcleos y extraer la muestra sellada dentro de la manga para evitar su disgregación, estos se conocen como núcleos no convencionales.

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Los núcleos convencionales se someten corrientemente a los siguientes procesos y análisis:

Corte Longitudinal: Consiste en cortar longitudinalmente el núcleo (a 2/3 del diámetro) usando una sierra de diamante de disco. Una parte se utiliza para realizar muestreo y la otra parte se utiliza para almacenarse y obtener fotografías de la superficie lisa. Con esta técnica es posible examinar con lupa o microscopio binocular la parte interior menos perturbada y observar los elementos litológicos tales como: estructuras sedimentarias, granulometría (macroscópica), ausencia o presencia de cristales minerales, fractura y dureza de las rocas, color de la roca fresca y meteorizada, contenido o ausencia de carbonato de calcio, entre otros. Las estructuras sedimentarias sirven para identificar el ambiente y los procesos involucrados en el depósito los sedimentos. Sólo se realizan en núcleos de rocas.

Secciones finas: Consisten en pequeñas porciones del núcleo, las cuales una vez fijadas en laminillas de vidrio mediante resina sintética o bálsamo del Canadá, son adelgazadas mediante frotamiento con abrasivos en discos giratorios hasta alcanzar un grosor de aproximadamente 0,03 mm. En esta condición la muestra se vuelve prácticamente transparente y al ser examinada en el microscopio petrográfico con luz polarizada, los minerales que componen la roca aparecen con colores característicos que facilitan su identificación. Sólo se realizan en núcleos de rocas.

Las secciones finas se realizan con el objetivo de clasificar la roca de la cual se extrae, a través de dos parámetros principales observables a través del microscopio: mineralogía y elementos texturales. La mineralogía es el contenido de minerales principales de la roca. Los elementos texturales son: granulometría, sorting, forma de los granos, porcentaje de granos y porcentaje de matriz.

Además de la mineralogía y los elementos texturales, puede realizarse un análisis de los efectos diagenéticos a los que ha estado sometida la roca. En ciertos casos, las secciones finas se emplean para determinar la porosidad intergranular, pues los espacios vacíos (poros) entre los granos son claramente identificables.

Cuando se trata de núcleos de rocas no consolidadas, es necesario, antes de aplicar las técnicas anteriormente descritas, impregnar el núcleo con alguna sustancia líquida que, al secarse y endurecerse, actúe a modo de material cementante para que mantenga en posición los granos que forman la roca. Para tal fin se usan generalmente resinas sintéticas.

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Disgregación: Frecuentemente es necesario disgregar la muestra ya sea para separar los microfósiles contenidos en ella o para analizar su granulometría (esto último en casos de rocas con poco o ningún cemento intergranular). Cuando se trata de roca consolidada es necesario usar algún tipo de trituradora mecánica procurando no romper los granos, sino, la granulometría que se obtenga no es la correcta. En rocas poco consolidadas, la disgregación puede hacerse fácilmente lavando la muestra sobre un tamiz suficientemente fino para que no deje pasar los granos.

Lavado en ácidos: Ciertos procedimientos, tales como el estudio de polen fósil, foraminíferos, radiolarios, diatomeas, etc., requieren de la disolución química para eliminar todo lo que no sea el material de interés. En estos casos se emplean ácidos fuertes, como el clorhídrico, fluorhídrico y nítrico. Si la muestra esta fuertemente impregnada de petróleo o asfalto es necesario el uso de solventes orgánicos.

b) Muestras de ParedSon muestras cilíndricas de aproximadamente 1,25 centímetros de diámetro por 3,8 a 5 centímetros de largo que se extraen de la pared del pozo durante las operaciones de toma de registro. Al Ilegar a la superficie las muestras son numeradas y guardadas en recipientes de vidrio para su transporte al laboratorio.

c) Muestras de CanalCon este nombre se conocen los fragmentos (ripios) de roca cortados por la barrena, los cuales son arrastrados hasta la superficie por la corriente de lodo de perforación a lo largo del espacio anular entre la pared del pozo y la tubería de perforación.

En la generalidad de los casos, estas muestras son el único medio que tiene el geólogo de operaciones para conocer que tipos de formaciones esta atravesando el pozo; sin embargo, el manejo e interpretación deben hacerse con sumo cuidado. En primer lugar, debe conocerse con bastante precisión, tanto el tiempo que tarda el lodo en circular desde el fondo del pozo hasta la superficie, lo que se ha llamado tiempo de retorno, como también la tasa de perforación, es decir, cuanto avanza la barrena por unidad de tiempo, con lo cual se puede establecer la profundidad real de la muestra. En segundo lugar, hay que tomar en cuenta la contaminación de la muestra por fragmentos desprendidos de la pared del pozo, a veces a distancia considerable por encima del fondo, lo cual produce una mezcla indeseable de muestras de formaciones diferentes que entorpecen la interpretación.

Las muestras de canal se utilizan principalmente para la determinación de dos elementos principales: Litologías y Presencia de Hidrocarburos. El muestreo de estos depende de la exactitud del estudio, pero por lo general se toman cada 10’ de avance en la perforación.

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Determinación de Litologías: Antes de se examinar las muestras de canal, estas se lavan y se secan para eliminar los restos de lodo de perforación o los rstos de hidrocarburos. Las litologías se determinan de la siguiente manera:

a) % de Arenab) % de Limolitasc) % de Lutitad) % de Carbonatos

Ejemplo: Lutita = 20%, Limolita = 10%, Arena = 70%.

Con la determinación de las litologías se puede inferir cual es el intervalo que se está perforando. Al producirse cambios en los porcentajes, se producen cambios formacionales.

Presencia de Hidrocarburos: Las muestras de canal se usan extensamente en la determinación del tipo de petróleo existente en la formación atravesada por el pozo exploratorio. Entre los análisis realizados a las muestras de canal tenemos:

Análisis de Fluorescencia: Una primera aproximación consiste en el examen de la muestra en una pequeña cámara provista, de iluminación con luz ultravioleta, la cual produce una fluorescencia tanto más intensa cuanto mayor sea la saturación de petróleo y cuyo color varía desde verde a amarillo y dorado, según aumente la gravedad del crudo.

Análisis de Tetracloruro de Carbono (Corte): Un procedimiento más exacto consiste en determinar el índice de refracción del hidrocarburo, y para ello se extrae el petróleo de la muestra con tetracloruro de carbono, se evapora éste y se toma una pequeña porción del residuo que luego se somete al refractómetro, aparato óptico en el cual se mide el índice en refracción. Mediante el uso de curvas elaboradas para cada muestra en particular, es posible relacionar el índice de refracción con la gravedad del petróleo en grados API con exactitud de hasta un decimal.

Análisis de Gas: En pozos exploratorios, la composición isotópica de carbono en el metano del gas de las muestras de canal permite identificar la presencia de metano autóctono, gas migrado, zona de generación y determinación de la madurez de la materia orgánica del gas generado.

Para este método las muestras de canal, tomadas cada 50 pies, son enlatadas con agua destilada y selladas. El gas que se acumula en la parte alta de la lata es entonces analizado para determinar su composición química e isotópica.

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Caracterización genética de gases naturales: Los gases naturales se pueden caracterizar genéticamente usando cuatro parámetros: concentración C2+, Variaciones de los isótopos estables de carbono e hidrógeno en metano y variaciones de los isótopos estables de carbono en etano.

Hasta hace poco, en la industria petrolera, solamente se realizaban análisis de C1- C7, pero estos análisis no son suficientes para determinar el origen de gases en cuencas sedimentarias. La primera aplicación del uso de isótopos estables de carbono e hidrógeno en Venezuela se realizo' en los campos Los Lanudos, El Socorro y San Ignacio, en el área de Mara - Maracaibo (Lew, 1985).

a) Gas biogénico: Se caracteriza por tener bajas concentraciones de C2+ (menos de 0,05%) y valores de isótopos estables de carbono(C13) a menos de 60%.

b) Gas termogénico (To, Tc) asociado con petróleo: El gas asociado es generado en la ventana de petróleo a una madurez de Ro entre 0,5 y 1,2%. En general, las concentraciones de los hidrocarburos pesados C2+ son mayores a 0,5%.

Los isótopos estables de carbono varían entre 40 y 6O%, mientras que los isótopos estables de hidrógeno pueden variar entre 120 y 300%.

El Area designada como Tc corresponde a los gases que están asociados con condensado. También se puede esperar encontrar en esta Area gases que son el resultado de una mezcla de gas seco con gas asociado.

c) Gas seco térmico (TT): Se genera a partir de una madurez Ro mayor a 1,2%. El final de la generación de petróleo se caracteriza por valores de C13 mayor a 40% y D1 alrededor de 150%. Como la concentración de C13

es fraccionada de manera diferente, cuando el metano es producido de materia orgánica húmica o marina, se puede diferenciar gas seco generado por rocas madre de origen marino (TT(m)) y aquel de origen húmico (TT(h)).

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Análisis Petrofísicos

Análisis Especiales realizados en Núcleos y Tapones

Presión Capilar Permeabilidad Relativa Propiedades Eléctricas Humectabilidad Sensibilidad a los Fluidos Velocidad Acústica Compresibilidad de la Roca Geomecánica

TaponesUn tapón es una muestra cilíndrica que se obtiene de un núcleo, de 38 a 45 mm de diámetro. El intervalo de muestreo de tapones no necesariamente debe hacerse a distancias fijas, sino que se decide tomar muestras de tapones en los intervalos de interés que poseen muestreo de núcleos.

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Muestreo de TaponesEl muestro de los tapones debe hacerse cuidadosamente, porque no puede tomarse en una dirección cualquiera, sino deben tomarse respecto a la dirección de estratificación:

Los tapones horizontales deben cortarse paralelos a la dirección de estratificación.

Los tapones verticales deben cortarse perpendiculares a la dirección de estratificación.

Si el muestreo de los tapones se realiza de forma incorrecta, entonces los ensayos de presión capilar no podrán realizarse de forma correcta, pues la dirección de inyección de fluido no será perpendicular al tapón.

Ensayo de Presión Capilar por Inyección de Mercurio (HPIM)El principal ensayo que se realiza es el de presión capilar por inyección de mercurio, realizado en tapones para determinar la calidad de la roca (petrofacies) mediante su radio de garganta de poros (R).

PERFILAJE DE POZOS

El perfilaje de pozos es una actividad muy importante dentro de la exploración y producción de hidrocarburos (petróleo y gas), la cual consiste en la toma y monitoreo de los perfiles o registros del pozo.

¿Qué es un Registro o Perfil de un Pozo?Un registro o perfil de pozo quiere decir “una grabación contra profundidad de alguna de las características de las formaciones rocosas atravesadas, hechas por aparatos de medición (herramientas) en el hoyo del pozo”.

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Importancia de los Perfiles de PozoA través de los perfiles de pozos medimos un número de parámetros físicos relacionados a las propiedades geológicas y petrofísicas de los estratos que han penetrado. Además, los registros nos dan información acerca de los fluidos presentes en los poros de las rocas (agua, petróleo o gas). Por lo tanto, los datos de los perfiles constituyen una descripción de la roca.

La interpretación de los perfiles puede ser dirigida a los mismos objetivos que llevan los análisis de núcleos convencionales. Obviamente, esto solo es posible si existe una relación definida entre lo que se mide en los registros y los parámetros de roca de interés para el Ingeniero Geólogo, el Petrofísico o el Ingeniero de Yacimientos.

La principal función del perfilaje de pozos es la interpretación geológica, evaluación petrofísica de formaciones ( Rw, Sw, Vsh, PHI, K ), correlaciones estratigráficas y la selección de los intervalos que se van a cañonear.

Principales Tipos de Perfiles o Registros de Pozos

1. Registros EléctricosProporcionan información acerca de las propiedades eléctricas de las rocas. Potencial Espontáneo (Spontaneity Potencial = SP) Resistividad (Resistivity)

Perfil Lateral (Laterolog) para lodos conductivos (agua salada). Perfil de Inducción (Induction Log) para lodos resistivos (agua fresco

o base aceite).

2. Registros RadiactivosProporcionan información acerca de las propiedades radiactivas de las rocas.

Rayos Gamma (Gamma Ray = GR) Registro de Espectrometría (NGS = GR Espectral)

3. Registros de Porosidad Proporcionan información acerca de la porosidad del yacimiento. Son los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas.

Registro Neutrónico (CNL) Registros de Densidad (FDC) Registros Sónicos (BHC)

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Ejemplo de un Registro de GR

CLASIFICACIÓN DE LOS POZOS EXPLORATORIOS

Dependiendo de los resultados, un pozo exploratorio (A) puede pasar a clasificarse como un pozo productor (B) o como un pozo seco (C).

Dependiendo de donde se perfore, un pozo exploratorio puede pasar a clasificarse como un pozo de desarrollo si es perforado dentro del área probada (A – 0), o puede pasar a ser un pozo de avanzada si es perforado fuera del área probada.

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FORMACIÓN ARCILLOSA (LUTITAS)

FORMACIÓN ARENOSA (ARENISCAS)

FORMACIÓN ARCILLOSA (LUTITAS)

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