Neutron – Density - SonicQuick-Look lithology

Porosity Combinations Cross Plots

Cálculo de Porosidad y Predicción de litología

Reconocimiento de patrones de curvas (Quick-look) Gráficos binarios (cross-plots) de dos clases medidas de porosidad –

Determinación de Porosidad y Litología1. Neutrón – Densidad: (ΦN vs. ΦD o ρb )

2. Neutrón – Delta Sónico: (ΦN vs. ∆t μ/sec)

3. Factor fotoeléctrico Pe – Densidad: ( Barns/e vs. ρb )

4. Delta Sónico – Densidad: (∆t μ/sec vs. ρb )

Gráficos ternarios, de tres medidas de porosidad – Determinación de Litología Determinación de propiedades de la matriz por medios gráficos - Litología Técnicas de computación interactiva – Porosidad, Litología y Fluidos

Reconocimiento de Patrones de Curvas (Quick-look)

Combinación de curvas en un mismo registro Efecto del Gas en el Densidad, Neutrón y Sónico - Porosidad Efectiva en

Zona de Gas Litología – Efecto de Muscovita en el Gr y Densidad Respuesta de Algunas Litologías a las 3 Herramientas de Porosidad, D-N-S Respuesta variable del Neutrón-Densidad en areniscas con gas Efecto del Agua, Aceite, Gas y Arcilla en el GR-Re-D-N

Gas EffectΦD > ΦN

Gas Cross –Over(Red)

Gas in pores reduces

Density

Gas in pores has lower

Hydrogen than water /oil

High Resistivity

Invasion, movable oil

SP supression due to

hydrocarbon

Clean GR

Good hole in front reservoir

Identificación de GasCombinación: Neutrón – Densidad –Sónico y Temperatura

Porosidad Densidad – Neutrón – Acustica en Zona con Gas ΦDN gas = ((ΦD ^2 + ΦN

^2 ) / 2) ^0.5

LitologíaEfecto de minerales

radioactivos Arenisca limpia, porosa, y buena productora de hidrocarburos

Contiene muscovita – densidad > 3, grm /cc – en la parte inferior lo cual:

• Aumenta la densidad en la zona media /inferior de al arena

• Incrementa el valor del GR por el alto contenido de K

Manifestaciones positivas de los registros son:

• La porosidad neutrónica es consistentemente alta en toda la arena

• El caliper muestra un reboque o torta uniforme en frente de la arena lo cual indica permeabilidad.

Dresser Atlas , 1982

Respuesta de cada mineral /litología pura a las herramientas de porosidad

Litología ΦN and ΦD Pe

Caliza Curvas del Densidad y Neutrón se sobreponen (ΦN = ΦD )

~ 5

Dolomita Separación Neutrón-Densidad (ΦN > ΦD ) de 12 a 20 unidades de Φ

~ 3

Anhydrita (ΦN > ΦD )ΦN ~ 0ΦD Negativa

~ 5

LutitaShale

Fuerte separación con Neutrón ΦN alto, y ΦN > ΦD

Arenisca Φd > Φn En matriz arenisca Φd > Φn

< 2

Sal ΦN < 0.Porosidad Densidad (ΦD ) muy alta

4.7

Arenisca con GAS

La separación Φd > Φn se incrementa fuertemente por efecto de gas

Dolomita con GAS

El gas disminuye la fuerte separación original (ΦN > ΦD ) de la dolomita

Modificado de Asquit, G. et al, 2004

Estimativo de Litología Combinación: Neutrón – Densidad – GR

Respuesta del Neutrón – Densidad en zonas con

Gas

La respuesta de la porosidad en la combinación Neutrón-Densidad muestra como el efecto de gas (Gas Cross Over) depende de

la profundidad de la invasión

La porosidad

La densidad del hidrocarburo

El contenido de arcilla

Asquit, G. et al, 1982

Efecto de Agua, Aceite, Gas y Arcilla en Areniscas

Porosidades registradas en matriz arenisca

Las zonas limpias, con agua, muestran poca o ninguna separación de las ΦD y ΦN, tienen resistividades muy bajas, y el GR y SP muestras permeabilidad y poca radioactividad

Arcillosidad en areniscas con agua y aceite muestras separación de las ΦD y ΦN, siendo ΦN > ΦD. En areniscas con gas, la separación se invierte con el típico gas cross-over

Las zonas de gas muestras el típico Cruce del Gas. La intensdiad de la separacion ΦD > ΦN se modifica por:• Arcillosidad tiende a disminuir

la separación• Baja presión, cerca a la

superficie tiende a aumentar la separación

Gr / SP Res ΦD y ΦN

Curvas con matriz arenisca

Soluciones Gráficas Usando dos Registros de Porosidad

1. Porosidad Neutrón vs Densidad (ΦN o ρD)

2. Porosidad Neutrón vs Tiempo de Tránsito (ΦN o ∆t)

3. Efecto Fotoeléctrico vs Densidad (Pe vs ρD)

4. Tiempo de Tránsito vs Densidad (∆t vs ρb)

Modelamiento de dos Minerales detectados con dos herramientas

Diferentes Gráficos de dos registros para determinar litología y porosidadImplica la solución de las siguientes ecuaciones

1. ∆t = Φ ∆tf + V1 ∆tm1 + V2 ∆tm2

2. ΦN = Φ (ΦN)f + V1 (ΦN)m1 + V2 (Φ N)m2

3. ρb = Φ ρf + V1 ρm1 + V2ρm2

4. 1.0= Φ + V1 + V2

Donde Φ = Porosidad Vk , K = 1,2, = fracción volumétrica de la matriz

XK , K = 1,2, = Respuesta del registro X al mineral puro con porosidad 0%

Ecuaciones 1 a 3 son la división de la respuesta total medida por cada registro, en las respuestas de cada componente de la formación – matriz y porosidadPara cada gráfico se usan dos de las ecuaciones 1-3 en adicion a la ecuación 4 para obtener una solución La respuesta de cada par de herramientas debe estar corregida por arcillosidad, hidrocarburos, porosidad secundaria y rugosidad del hueco perforado

Solución Gráfica de las Ecuaciones

Φ= 0

Linea

Mat

riz -fl

uido

Φ

= 1.0

Dresser Atlas, 1982

Gráfico Porosidad Neutrón vs Densidad (ΦN o ρD)

En eje X ingresar Φn, en unidades de porosidad, corregida por efectos ambientales

En eje Y , ingresar densidad, ρb , o Φd

La intercepción de las proyecciones de Φn y Φd determina:

• Litología que puede ser de un solo mineral o de combinaciones litológicas

• Porosidad, que se determina de las porosidades de las líneas de litologías adyacentes. Unir líneas de porosidades iguales e interpolar

Ante dos posibles litologías, las porosidades permanecen relativamente invariables

La combinación Densidad Neutrón es la más usada, pero huecos irregulares y muy grandes invalidan los resultados

Líneas M

atriz-Fluido indica

ndo Porosidad

Gráfico Porosidad Neutrón vs Tiempo

de Tránsito (ΦN o ∆t)

Ante dos posibles litologías, las porosidades

permanecen relativamente invariables

El sónico es menos sensible a huecos

irregulares que el densidad

Las curvas rojas usan la ecuación

Φs = 5/8 * (∆tlog – ∆tma)/ ∆tlog

Las lineas azules usan la ecuación

Φs = (∆tlog – ∆tma) / (∆tlog – ∆tma)

Posible desventaja: tanto el neutrón como el sónico

son muy sensibles al shale. Pequeños errores en el

cálculo de Vsh producen porosidades erradas

Como el sónico no lee Φ secundaria, los estimativos

de este gráfico pueden ser pesimistas

Gráfico Efecto Fotoeléctrico vs Densidad (Pe vs ρD)

Las dos medidas Pe y ρD provienen del registro de densidad espectral

La porosidad de la intersección se estima de la distancia relativa a líneas que conectan valores de la misma porosidad en las líneas de litología

La litología mixta es inversamente proporcional a la distancia del punto a líneas de litología más cercanas

La selección de la alternativa litologica – ej. arenisca dolomítica vs. Arenisca calcárea – tiene mucho influencia en la determinación de la porosidad

En huecos irregulares o donde se usó lodo muy pesado, los datos pueden ser inválidos

El Pe no estuvo disponible hasta después de 1987

Gráfico Tiempo de Tránsito vs Densidad (∆t vs ρb)

La selección de un alternativa de los posibles pares litológicos influye fuertemente sobre el estimativo de porosidad

Las líneas de litología están muy cerca una a la otra lo cual crea incertidumbre en los estimativos de litología y porosidad

Muy apropiada para la identificación de reservorios radiactivos, más que para predicción de litología

Las rocas almacenadoras caen cerca a las líneas de litología mientras que las arcillas o shales se localizan en el cuadrante inferior derecho

Esto permite separar reservorios radioactivos de shales

Es la solución gráfica menos usada

El hueco de perforación no deber ser rugoso

Soluciones Gráficas Usando Tres Registros de Porosidad

Mezclas de Tres Minerales

1. Gráfico Ternario M-N2. Gráfico Ternario de la ρma y ∆tma de la Matriz

3. Gráfico Ternario ρma y Uma (Factor Fotoeléctrico volumétrico de la Matriz)

Gráficos con 3 Registros Este método se puede usar cuando se

tiene información de 3 registros que detectan porosidad y miden características diferentes de las rocas

El método calcula la pendiente de cada linea que une los puntos de matriz y fluido, en las gráfica binarias

• Densidad – Tiempo de Transito• Densidad – Porosidad Neutrón

Pendiente de Densidad vs. ∆t = M Pendiente Densidad vs. ΦN = N Con M y N se forma una gráfica que

permite soluciones triples – triángulos de tres litologías / minerales

Esto permite predicciones de mezclas de litologías complejas

Los datos originales, ρb, ΦN , y ∆t deben estar corregidos por arcillosidad, hydrocarburos, y porosidad secundaria 2.0 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 3.0

0

20

40

60

80

100

120

140

160

( ρma , ∆tma)

(ρ fl , ∆t fl )

Bulk Density gr/cc

Tran

sit T

ime

μsec

/ft

M = 0.01 * (∆t fl - ∆ t ma) / (ρma - ρ fl)

M = 0.01 * (∆t fl - ∆ t log) / (ρlog - ρ fl)

Pendiente "M"

* 1

00

Litología a partir del Gráfico M-N

Es la técnica más antigua de interpretación Los circulos llenos y abiertos corresponden a

diferentes aguas, salada o fresca Las agrupaciones numeradas corresponden a

diferentes intervalos de porosidadSe necesitan tres registros de porosidad: Sónico,

Densidad y NeutrónM = 0.01 * (∆t fl - ∆t) /(ρb-ρfl )

M = 0.003* (∆t fl - ∆t) /(ρb-ρfl ) métrico

N = (Φnfl - Φn) /(ρb-ρfl )Φnfl = 1.0, porosidad neutrónica de fluido

Φn = Porosidad neutrónica (caliza)

ρfl = Densidad del fluido

ρb = Densidad total

∆t fl = tiempo del transito del fluido, 189 o 185 μsec=ft

∆t fl = tiempo del transito de

Esta gráfica se puede escalar en triángulos de 3 minerales / litologias. Los puntos que caigan dentro de cada triángulo tiene una mezcla de los 3 minerales

Cálculo de la Matriz Aparente, ρmaa , a partir de

ΦN y ρb

ρma = (ρb – ΦND * ρf) / (1- ΦND)

ρma = densidad de la matriz

ΦND = Porosidad del gráfico ND

ρfl = Densidad del fluido

ρb = Densidad total

Calcula la densidad aparente de la matriz

Localice el punto de intercepción de la porosidad neutrón (matriz caliza) , en el eje X, y la densidad en el eje Y

La densidad aparente de la matriz se lee de acuerdo a las líneas cercanas

Los valores de ρma se usan para determinar gráficamente la litología, a partir de las características de la matriz, en mezclas ternarias de minerales

Cálculo del Tiempo de Tránsito de la Matriz

∆tmaa del ΦN y ∆t

∆tma = (∆t * ΦNS * ∆t f) / (1 – ΦNS)

∆tma = Tiempo de tránsito de la matriz

ΦNs = Porosidad del gráfico NS

∆t f = Tiempo de tránsito del fluido

∆t = Tiempo de tránsito del registro

Determina el tiempo de transito aparente de la matriz

Los valores de ∆tma se usan para determinar litología a partir de las características de la matriz en otro gráfico

Localice el punto de intercepción de la porosidad neutrón (matriz caliza) y el tiempo de tránsito

El tiempo de tránsito aparente de la matriz se lee de acuerdo a las líneas cercanas

Los valores de ∆tma se usan para determinar gráficamente la litología, a partir de las características de la matriz, en mezclas ternarias de minerales

Identificación de la Litología a partir de Densidad y

Tiempo de Transito de la Matriz

De las gráfica anteriores se grafica:

ρma = (ρb – ΦND * ρf ) / (1 - ΦND)

∆tma = (∆t * ΦNS * ∆t f) / (1- ΦNS)

Plotee los valores ρma y ∆tma en el gráfico La proporción relativa de cada mineral es inversamente proporcional a la distancia de cada vértice de los triángulos litológicosLos puntos en los lados sólo tienen proporciones de los dos minerales de los extremos del lado

Cálculo de Uma – Factor Foloeléctrico Volumétrico de la

Matriz Uma , Factor fotoeléctrico volumétrico aparente de la matriz (apparent matrix capture cross section) se calcula de la gráfica o de la siguiente ecuación (Western Atlas, 1995)

Uma= { (Pe * ρ b) – (Φ ND * Ufl ) / (1 – Φ ND) }

Ufl = Factor Fotoeléctrico Volumétrico del fluid 0.398 barns / cc, para agua fresca 1.36 barns / cc para agua salada

Φ ND = porosidad del gráfico neutrón-densidad

Pe = efecto foto elétrico [barns / electrón]

Localizar Φ ND en el eje y , el efecto fotoeléctrico Pe en el eje X, y encuentre su intercepsión en la gráficaPe : Se parte de valor de ρ b en la escala inferior, se une con el valor de Pe en la escala intermedia, y se continua la linea hasta interceptar el Uma, en las Xs de la gráfica. De alli se va verticalmente hasta encontrar el valor de Φ ND

Western Atlas, 1995

Identificación de la Litología a partir de Densidad y el Factor Folotoeléctrico Volumétrico

de la Matriz

En este gráfico se usa el valor de Uma calculado de la gráfica / ecuación anterior. Uma se localiza en el eje X de la gráfica adjunta. En el eje Y se coloca la densidad aparente – ρma – de la matriz hallado anteriormente

La intercepción en la gráfica es la mezcla mineral – binaria o ternaria – de la matriz.

Las proporciones de los minerales en la mezcla son inversamente proporcionales a la distancia del punto a los minerales de los vértices.