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ÍNDICE pág.3.-METODOLOGÍA DE LOS SONDEOS ELÉCTRICOS VERTICALES (SEV)

INTRODUCCIÓN 3

¿QUE SON LOS REGISTROS GEOFISICOS?............................................................4

3.3.2.1 REGISTROS ELÉCTRICOS 5-9

3.3.2.2 REGISTROS SÓNICOS 10-23

3.3.2.3 REGISTROS RADIACTIVOS 24-30

BIBLIOGRAFÍA 31

CONCLUSIONES 32

INTRODUCCION:

3 Los registros geofísicos tienen como propósito darnos a conocer las variables o condiciones en la cual se encuentra el subsuelo como son: la profundidad del yacimiento, espesor, litología, porosidad, contenido de fluidos; esto nos sirve para ubicar el área productora.

Los registros más utilizados son eléctricos, sónicos y radioactivos.

Los registros eléctricos tienen como objetivo medir la resistividad de cada uno de los estratos, es decir, la resistividad que realiza un material o cuerpo (suelo o subsuelo) al paso de corriente eléctrica a lo largo de toda la formación. Los registros eléctricos son de utilidad porque permiten identificar el tipo de material en función de su resistividad característica para poder identificar entre petróleo y agua.

Los registros sónicos son muy útiles ya que se basan en una señal de sonido, con una frecuencia auditable para el oído, la fuerza que se transmite desde la fuente del sonido es una representación de un movimiento molecular del medio que se está estudiando. Esta señal de sonidos consiste en un transmisor que emite impulsos sónicos y un receptor que capta y registra los impulsos, este tipo de registros está en función del tiempo.

Y por último el registro de radiactividad nos permite determinar ciertas características como es la radiación natural que nos permite determinar la arcillosidad y contenido de minerales radiactivos de la roca.

Los tres tipos de registros son indispensables en la industria petrolera ya que nos permiten estudiar la zona que posiblemente haya presencia de petróleo en un yacimiento.

4¿QUE SON LOS REGISTROS GEOFISICOS?Un registro geofísico es la medición de parámetros en función de la porosidad y actualmente con la nueva tecnología se puede medir hasta en función del tiempo. Los parámetros conocidos para pozos son: resistivo (eléctrico), acústico (sónico) y nuclear (radiactiva).Para determinar algunas características de las formaciones del subsuelo es necesario llevar a cabo la toma de registros. Para esto se utiliza una unidad móvil (o estacionaria en pozos costa fuera) que contiene un sistema computarizado para la obtención y procesamiento de datos. También cuenta con el envío de potencia y señales de comando (instrucciones) a un equipo que se baja al fondo del pozo por medio de un cable electromecánico. El registro se obtiene al hacer pasar los sensores de la sonda enfrente de la formación, moviendo la herramienta lentamente con el cable.

REGISTROS EN AGUJERO ABIERTOREGISTROS EN AGUJERO ENTUBADO

Inducción Evaluación de la cementaciónDoble Laterolog Pruebas de formaciónNeutrón compensado Desgaste de tuberíaDensidad compensadaSónico digitalImágenes de pozo

El equipo de fondo consta básicamente de la sonda. Este es el elemento que contiene los sensores y el cartucho electrónico, el cual acondiciona la información de los sensores para enviar a la superficie, por medio del cable. Además, recibe e interpreta las órdenes de la computadora en superficie. Las ondas se clasifican en función de su fuente de medida en:Resistivas (Fuente: corriente eléctrica).Porosidad (Fuente: cápsulas radiactivas).Sónicas (Fuente: emisor de sonido).En la actualidad los diseños de las herramientas para la toma de registros geofísicos nos permiten obtener los parámetros básicos para realizar una evaluación a los yacimientos; ésta sección del departamento cuenta con personal especializado, unidades y equipo para realizar los registros geofísicos y operaciones de disparos. La interpretación de registros permite determinar parámetros de fundamental importancia para la estimación de reservas.

3.3.2.1 REGISTROS ELÉCTRICOS.

5Fundamento del métodoEs una técnica geofísica que mide la resistividad de cada uno de los estratos, es decir, la resistencia que realiza un material al paso de la corriente eléctrica a lo largo de toda la formación. Los registros eléctricos son de mucha utilidad porque permiten identificar el tipo de material en función de su resistividad característica. Para poder diferenciar el tipo de material en función de su resistividad característica. Las propiedades físicas de las rocas y minerales medidas en un logging eléctrico, en una superficie de trabajo, son la conductividad eléctrica y el potencial espontáneo. En la exploración petrolera muchos registros son realizados simultáneamente. Debido a que el objetivo primario del logging es evaluar el potencial productivo de la arenisca reservorio, las herramientas que realizan los registros pueden cambiar sus características debido al fluido de perforación que penetra en la formación como lodo filtrado.

Para realizar registros eléctricos podemos utilizar fuentes de corriente eléctrica que pueden ser espontánea o inducida por una fuente.

Registro de potencial espontáneoLa corriente espontánea se genera debido a que las formaciones contienen agua las cuales portan componentes salinos, y es el movimiento de los iones de estas sales los que generan una corriente eléctrica. La técnica que se utiliza calculando éstas corrientes se denomina Registro de Potencial Espontáneo (SP). En la técnica del SP, las corrientes se originan a partir de las corrientes naturales que se forman a partir del movimiento de los iones presentes en las sales de las aguas que se encuentran en los espacios vacíos de las rocas porosas, y que es detectada en la sonda especializada que se coloca dentro del pozo.Las formaciones sedimentarias son generalmente pocas conductores, tienen resistividades entre 1 a 106Ωm. Los minerales comunes en las rocas sedimentarias, tales como silicatos, óxidos y carbonatos, son prácticamente no conductores. Sin embargo, algunas rocas sedimentarias son porosas y contienen agua en la cual se encuentran varias sales disueltas donde existen cationes (Na+, Ca++,Mg++, etc.) y aniones (Cl-, SO4-, etc.), los cuales tienden a crear un campo eléctrico generando flujos de corriente en los sedimentos.

Registros de corriente inducidaTambién se puede inducir corriente a partir de electrodos, que se ubican tanto en la superficie como en el interior del pozo, y el número de electrodos depende de la herramienta específica que se utiliza. Estos son varios: Microlog (de poca penetración), Laterolog (de mayor penetración) y otros.

En el caso de las corrientes inducidas (Laterolog), se colocan electrodos tanto en la superficie como dentro del pozo, y se induce un potencial eléctrico entre ellos, generando así un campo eléctrico el cual penetrará en la formación, para luego

6ser detectados en el interior del pozo a través de cada uno de los estratos que componen la formación.

En ambos casos, la corriente será conducida con gran facilidad dentro de los estratos que sean más conductivos, y tendremos una baja respuesta en los estratos poco conductivos (alta resistividad). Esta variación de intensidad de la corriente es la que permite analizar el tipo de roca que forma cada uno de los estratos. Como en campos petroleros la formación está compuesta de rocas sedimentarias, es decir, rocas con alta resistividad, la conducción de la corriente eléctrica dependerá principalmente de los fluidos que se encuentran en las rocas, normalmente en rocas porosas como la arenisca.

Es de ésta manera que a partir de estos registros se puede determinar la litología de cada uno de los estratos de la formación.

Antes de adentrarnos en el estudio de las herramientas de registro eléctrico, es necesario conocer los efectos causados en las rocas colectoras por el fluido de perforación:Durante el proceso de perforación, en presencia de rocas colectoras, (permeables), se produce la invasión del filtrado de lodo dentro de estas, lo cual provoca la creación de 4 zonas de resistividad:

Costra de lodo: Formada por los componentes sólidos del lodo que se quedan “pegados” a la pared del pozo

Zona lavada: Es la zona inmediata al pozo, en ella todo el fluido móvil que se encontraba, ha sido desplazado por el filtrado del lodo

Zona invadida: Es una zona de transición, en ella encontramos una mezcla de filtrado de lodo con fluido de capa

Zona virgen: Es la más alejada del pozo, en ella sólo encontramos fluido de capa

Este fenómeno es muy importante tenerlo en cuenta al analizar las lecturas de resistividad obtenidas a partir de herramientas con diferentes profundidades de investigación, aparte de que constituye un elemento cualitativo para valorar la presencia de intervalos colectores.La resistividad verdadera de la formación (Rt) en un parámetro clave para determinar la saturación de hidrocarburos. La electricidad puede pasar a través de la formación, sólo debido al agua conductiva que contenga la misma. Por lo tanto,

7las rocas subterráneas tienen resistividades medibles y finitas debido al agua conductiva dentro de sus poros o al agua intersticial absorbida por una arcilla.La resistividad de una formación depende de:

Resistividad del agua de formación Cantidad de agua presente Geometría estructural de los poros Presencia de elementos conductores de la corriente

REGISTROS ELÉCTRICOS CONVENCIONALESSe envía corriente a la formación, por medio de electrodos de corriente y se mide la diferencia de potencial entre los electrodos de medición. A partir de los voltajes medidos, se determina la resistividad para cada dispositivo. Se conocen 2 arreglos básicos de electrodos: Normal y Lateral. De acuerdo al espaciamiento entre los electrodos de corriente (A y B) y los de medición (M y N), será la profundidad de investigación; en la herramienta normal, el punto de medición es el punto medio entre los electrodos A y M mientras que en la lateral, será el punto medio entre los electrodos M y N.El pozo y las formaciones adyacentes, pueden afectar de manera considerable las respuestas de los sistemas convencionales de registros.

REGISTROS ELÉCTRICOS DE CORRIENTE ENFOCADALos factores que afectan a los registros convencionales, se minimizan por medio de herramientas que utilizan corrientes de enfoque para controlar la trayectoria que sigue la corriente de medición. Electrodos especiales en las sondas emiten dichas corrientes.De este tipo de herramienta han existido varias variantes, de 3, 7 y 8 electrodos.En la actualidad el más utilizado es el Doble Laterolog. Su objetivo, como en las restantes herramientas de resistividad, es la medición de la resistividad verdadera de la formación; este dispositivo, consta de dos juegos de electrodos situados a ambos lados de la herramienta. Este arreglo proporciona un enfoque al flujo de la corriente que lo obliga a penetrar en la formación sin desviarse hacia arriba y hacia abajo en el caño del pozo, así como proporcionar dos valores de resistividad: uno profundo (correspondiente a la zona virgen) o sea resistividad real de la formación (RT) y otro somero (correspondiente a la zona invadida).

8REGISTROS DE MICRORRESISTIVIDADLos dispositivos de microrresistividad se utilizan para medir la resistividad de la zona lavada (Rxo) y para describir capas permeables por medio de la detección de la costra de lodo. Estas mediciones son importantes por varias razones: cuando la invasión varía de moderada a profunda, conocer Rxo, permite corregir la medición profunda de resistividad, de acuerdo a la resistividad real de la formación, así como la detección de forma cualitativa de la presencia de colectores.Para medir Rxo, la herramienta debe tener una profundidad de investigación muy baja, debido a que la zona lavada puede extenderse sólo unos cuantos cm, más allá de la pared del pozo. Para que el efecto del pozo no afecte la lectura, se utiliza una herramienta con un patín que lleva electrodos a intervalos cortos, que se presiona contra la formación y reduce el efecto de cortocircuito del lodo. Las corrientes que salen de los electrodos en el patín de la herramienta deben pasar por la costra para alcanzar la zona lavada. La costra afecta las lecturas de microrresistividad, su efecto depende de su resistividad (Rmc) y el espesor (hmc).En la actualidad se utilizan las herramientas de microrresistividad enfocada que trabajan según el mismo principio que el Laterolog.

REGISTROS DE INDUCCIÓNLa herramienta de registro de inducción, se desarrolló en principio para medir la resistividad de la formación en pozos perforados con lodos en base a aceite o perforados neumáticamente (con aire) o aquellos que la formación mayoritariamente presente resistividades bajas (<200 Ω-m). Los instrumentos de electrodos no funcionan en medios no conductivos. Con el tiempo se demostró que el registro de inducción tenía muchas ventajas sobre el registro convencional, cuando se utilizaba en pozos con lodos en base a aceite. Diseñados para una investigación profunda, los registros de inducción, pueden enfocarse con el propósito de minimizar la influencia del agujero, las formaciones adyacentes y la zona invadida.Tiene como desventajas que requiere de centralizadores para una mayor precisión y como se explicó anteriormente, no se obtienen buenos resultados en pozos perforados con lodos muy conductores o en formaciones donde las resistividades son mayores de 200 Ω-mLa herramienta de inducción básicamente, se compone de dos bobinas una transmisora y otra receptora. Se envía una corriente alterna de alta frecuencia y de intensidad constante a través de la bobina trasmisora, se crea un campo magnético alterno que induce corrientes hacia la formación alrededor del agujero; estas corrientes fluyen en anillos de forma circular que son coaxiales con la bobina de trasmisión y

9crean a su vez un campo magnético que induce un voltaje en la bobina receptora. Ya que la corriente alterna en la bobina de trasmisión es de amplitud y frecuencia constantes, el voltaje inducido en la bobina receptora es proporcional a las corrientes del anillo y por tanto a la conductividad de la formación.

POTENCIAL ESPONTÁNEOLa curva de Potencial espontáneo (SP), es al igual que el Gamma Natural un registro de fenómenos físicos naturales que ocurren naturalmente en las rocas in situ. La curva de SP registra el potencial eléctrico (voltaje) producido por la interacción del agua de formación, el fluido de perforación y ciertas rocas selectivas de iones (lutitas y arcillas).

Entre sus aplicaciones se encuentran las siguientes: Diferenciar rocas potencialmente productoras

(porosas y permeables) calizas, dolomitas y areniscas de arcillas y lutitas.

Definir los límites de las capas y permitir la correlación entre las mismas. Proporciona una indicación de la arcillosidad de las capas. Ayudar a la identificación de la litología. Permitir la determinación de la resistividad del agua de formación (Rw).

La curva SP es un registro de la diferencia entre los potenciales eléctricos de un electrodo móvil en el pozo y otro fijo en la superficie en función de la profundidad.Enfrente de lutitas y arcilla, la curva SP por lo general define una línea más o menos recta en el registro que se conoce como línea base de las arcillas.Frente a formaciones permeables, la curva presenta variaciones con respecto a la línea base de las arcillas; en capas gruesas, estas diferencias tienden a alcanzar una deflexión esencialmente constante, definiendo así la línea de arenas. La deflexión puede ser hacia la izquierda (negativa) o hacia la derecha (positiva), dependiendo de las salinidades relativas del agua de formación y el filtrado de lodo. Si la salinidad del agua de formación es mayor que la del filtrado, la deflexión será hacia la izquierda; si el contraste de resistividad es a la inversa, la deflexión será hacia la derecha.

103.3.2.2 REGISTROS SÓNICOS.PRINCIPIO BÁSICO:

Consiste en la propagación del sonido en un pozo es un fenómeno complejo que está regido por las propiedades mecánicas de ambientes acústicos diferentes. Estos incluyen la formación, la columna de fluido del pozo y la misma herramienta del registro. El sonido emitido del transmisor choca contra las paredes del agujero. Esto establece ondas de compresión y de cizallamiento dentro de la formación, ondas de superficie a lo largo de la pared del agujero y ondas dirigidas dentro de la columna de fluido.

En el caso de los registros de pozos, la pared y la rugosidad del agujero, las capas de la formación y las fracturas pueden representar discontinuidades acústicas significativas.

En el caso de registros de pozos, la pared y rugosidad del agujero, las capas de formación, las fracturas pueden presentar discontinuidades acústicas significativas. Por lo tanto, los fenómenos de refracción, reflexión y conversión de ondas dan lugar a la presencia de muchas ondas acústicas en el agujero cuando se está corriendo un registro sónico. Teniendo en cuenta estas consideraciones, no es sorprendente que muchas llegadas de energía acústica sean captadas por los receptores de una herramienta de registro sónico. Las llegadas de energía más comunes se muestran en las representaciones de la onda acústica.

11Fundamento del métodoEl equipo sónico utiliza una señal con una frecuencia audible para el oído humano. El sonido es una forma de energía radiante de naturaleza puramente mecánica. Es una fuerza que se transmite desde la fuente de sonido como un movimiento molecular del medio. Este movimiento es vibratorio debido a que las moléculas conservan una posición promedio. Cada molécula transfiere su energía (empuja) a la siguiente molécula antes de regresar a su posición original. Cuando una molécula transfiere su energía a otra, la distancia entre ellas es mínima, mientras que entre la primera y la anterior a ella, la distancia es mayor que la normal. Las áreas de distancia mínima entre moléculas se llaman “áreas de compresión” y las de mayor distancia se llaman “áreas de rarefacción”. Un impulso de sonido aparecerá como un área de compresión seguida por un área de rarefacción.

En el equipo sónico los impulsos son repetitivos y el sonido aparecerá como áreas alternadas de compresiones y rarefacciones llamadas ondas. Ésta es la forma en que la energía acústica se transmite en el medio. La figura 13 muestra las diferentes ondas y trayectorias.

PRINCIPIO BÁSICO DE MEDICION Y HERRAMIENTA BÁSICALa herramienta acústica genera impulsos acústicos en el pozo en base a dispositivos piezoeléctricos, y son estos los cuales expanden y contraen a medida que a través de ellos se aplica un voltaje variable. Convirtiendo una diferencia de potencial en impulsos acústicos.La manera más simple de usar la señal acústica, es medir el tiempo que se tarda la señal para que arríbela energía desde la ubicación donde está su emisor hasta un receptor dado, si se conoce el tiempo que tarda la onda, y la distancia, se puede determinar el tiempo de viaje por cada pie, esto es llamado intervalo de tiempo de transito o ∆t, y se mide en microsegundos por pie (µs/pie).

12Un dispositivo de registro muy simple podría consistir de solo un transmisor y un receptor, como lo fue el primer registro acústico, el transmisor repentinamente cambia de dimensión cuando es aplicada una corriente eléctrica, este cambio genera una onda compresional en el fluido del pozo. Para esta herramienta simple se asume que el transmisor se expande en todas direcciones simultáneamente, esta es una geometría monopolar y crea una onda compresional omnidireccional como se observa en la figura.

La onda compresional en las inmediaciones pozo-formación genera varios tipos de ondas acústicas que viajan a través de la formación y subsecuentemente causan una señal que puede ser detectada en el receptor, el receptor convierte la energía acústica neamente en señal eléctrica.

Como se observa en la siguiente figura se mide el tiempo que toma para el arribo de la primera parte de la onda. Como se puede observar existe un grupo de ondas tras el primer arribo, y este grupo contiene una combinación de varios tipos de ondas.

El grupo total de ondas puede ser analizado separando los tres tipos de ondas a mencionadas, esto se muestra en la siguiente figura.

13Donde al tener ondas diferentes, vamos a tener velocidades de transito diferentes, las ondas compresionales viajan más rápido por lo que son las primeras en arribar, las ondas de corte arriban posteriormente y por último las ondas Stoneley.

Ondas Stoneley: Un tipo de onda de interfase o de superficie, de gran amplitud, generada por una herramienta sónica en un pozo. Las ondas de Stoneley pueden propagarse a lo largo de una interfase sólido-fluido, tal como a lo largo de las paredes de un pozo lleno de fluido, y constituyen la principal componente de baja frecuencia de la señal generada por las fuentes sónicas en un pozo. El análisis de las ondas de Stoneley permite la estimación de las localizaciones de las fracturas y la permeabilidad de la formación. Las ondas de Stoneley constituyen una fuente importante de ruido en los perfiles sísmicos verticales.

TIPOS DE TRANSMISIONES:

Ya que las mediciones acústicas se basan en la transmisión de energía a través de pulsos de presión. El perfil de velocidad es un registro en función de la profundidad del tiempo requerido por una onda de sonido para atravesar una distancia determinada a través de las formaciones alrededor.

Y es así en que se ha ido diseñando la herramienta de registro sónico. Siendo la primera del tipo:

MONOPOLAR:

Donde los transmisores son elementos piezoeléctricos cilíndricos que emiten energía acústica omnidireccional a una frecuencia de 8k HZ y son los elementos

que se han utilizado tradicionalmente en las herramientas acústicas.

El transmisor y el receptor se encuentran a una distancia conocida, pero el principal problema de este modo de herramienta monopolar, es el no poder medir directamente el tiempo de transmisión de corte en formaciones rápidas y su imposibilidad de medir ondas de corte en formaciones lentas.

14 DIPOLAR:

Siguiente generacion de herramientas, las dipolares se desarrollaron con el objetivo de superar el problema de la imposibilidad de medicion de ondas de corte en formaciones lentas.

Una fuente dipolar genera movimiento de curvatura o de flexión en la formacion la cual baja las frecuencias tiene el mismo comportamiento que una onda de corte pero esta si puede ser transmitida a travez de fluidos.

Esta configuracon cuenta con dos receptores que corrigieron los efectos del lodo( fig izquierda) mientras que la siguiente configuracion ( fig, derecha) permite mejora de centralizacion lo cual da mejores lecturas mas precisas y claras.

Figura herramientas dipolares

15FACTORES PERTURBADORES DE LAS MEDICIONES ACÚSTICAS EN EL REGISTRO:

Las herramientas acústicas poseen algunas limitantes entre las que podemos mencionar:

El Tamaño del Pozo y/o Inclinación de la Herramienta: mayoría de problemas surgen por la discontinua longitud de la trayectoria a través del lodo y del hueco, estos alteran las reflexiones en la herramienta. esto generalmente es compensado con la llamada compensación de pozo derivada de profundidad DDBHC; usa un circuito de retarde de tiempo un solo transmisor y dos o más receptores.

Ruido: Picos de ruido intermitentes siempre se presentan una cierta cantidad de ruido en la forma de onda acústica, rasgueo del cable u otras interferencias.

Saltos de Ciclo: Repentina e inusual, se presentan en cambios hacia valores más altos del intervalo de tiempo de transito, producidos por saltos más allá del primer arribo donde se intenta su detección, señales débiles atenuadas ocurren con respecto al nivel inicial es definido demasiado amplio, la detección no es activada hasta un arribo muy tardío.

PROCESAMIENTO DE LOS DATOS OBTENIDOS

16Velocidad del sonido en algunas formaciones

En las formaciones sedimentarias la velocidad del sonido depende de varios factores, estos factores son principalmente el tipo de litología (caliza, dolomita, arenisca, lutita etc.), la porosidad de las formaciones y el tipo de fluido que ocupa el espacio poroso de las mismas, el amplio rango de las velocidades del sonido e intervalos de tiempo de transito por las rocas más comunes fluidos y revestimientos son mostradas en la siguiente tabla:

En el caso de los fluidos se puede observar que el agua se ve afectada por su salinidad.

La adición de porosidad a las matrices de las rocas de las formaciones disminuye la velocidad de la onda a través de ellas y por consiguiente aumenta el valor del intervalo de tiempo de transito.

17SÓNICO DIGITAL

La energía sónica emitida desde el transmisor impacta la pared del pozo. Esto origina una serie de ondas en la formación y en su superficie. El análisis del tren de ondas complejo, proporciona la información concerniente a la disipación de la energía de sonido en el medio.

La herramienta Sónico Digital permite la digitación del tren de ondas completo en el fondo, de tal manera que se elimina la distorsión del cable. La mayor capacidad de obtención y procesamiento de datos permite el análisis de todos los componentes de la onda de sonido (ondas compresionales, transversales y Stoneley). La figura 14 muestra un ejemplo del registro.

Las aplicaciones principales de la herramienta son:

1. Correlación de datos sísmicos.2. Sismogramas sintéticos.3. Determinación de porosidad primaria y

secundaria.4. Detección de gas.5. Detección de fracturas.6. Características mecánicas de la roca.7. Estabilidad del agujero.8. Registro sónico de cemento.

Características

El Registro Acústico Digital, es una herramienta monopolar de coro espaciamiento y está diseñado para proveer mejoras en su respuesta, estas mejoras se dan en las mediciones de intervalo de tiempo de transito compresional con respecto a sus predecesoras, la onda viaja a través de los diferentes medios desde los transmisores hacia la formación a través del lodo o fluido que se encuentra en el pozo, luego viaja por la formación y por ultimo desde mala formación hacia los receptores.

La indeseable influencia de la velocidad de la señal acústica al viajar a través del fluido del pozo distorsiona la señal acústica proveniente de la formación, haciendo que la herramienta le un valor de tiempo de transito erróneo derivando en las malas condiciones del hoyo, por lo que la herramienta usa el método de compensación de pozo derivada de la profundidad o DDBHC por sus siglas en inglés, que como ya se mencionó anteriormente. Esta técnica de compensación realiza correcciones por inclinación de la herramienta y por la presencia de derrumbes y cavernas.

18La herramienta graba con precisión y eficiencia el tiempo de transito compresional y bajo condiciones de formación favorable , es posible también obtener una respuesta de medición del tiempo de transito de ondas de corte, esto es posible debido al hecho de que, las formas de las ondas captadas en su totalidad son grabadas para el análisis, de la manera que si existen datos de las ondas de corte en los daos adquiridos, un tiempo de transito de ondas de corte puede ser calculado a partir de los datos monopolares, sin embargo se debe tener presente la posibilidad de que podría ser una ligera distorsión debida a la contaminación por ruido de los datos compresibles, por lo que se debe verificar que este no sea el caso c pm el control de calidad de los datos.

La porosidad calculada a partir del tiempo de transito compresional podría ser mayor en intervalos que contienen que la porosidad obtenida a partir del registro compensado de densidad o de diagramas densidad-neutrón en formaciones poco compactas o saturadas de hidrocarburos, donde existe la porosidad vugular.

Configuración.La herramienta acústica digital utiliza un arreglo de dos transmisores y cuatro receptores como se observa en la figura, esto representa un incremento significativo en la cantidad de información que es grabada, debido a que se realizan mediciones de tiempo de transito desde cada uno de los transmisores a todo los receptoresLas herramientas tienen un espaciamiento de 3 a 6.5 pies, consecuentemente, estos dispositivos tiene profundidades de investigación de 1 a 2 pulgadas en la formación, y sus respectivas técnicas las mostramos en la siguiente tabla:

19La herramienta esta compensada por los siguientes elementos:

Dos transmisores de banda ancha de 100HZ a 15000 HZ. Cuatro receptores de banda ancha de 1500HZ a 20000 HZ. Espaciamientos de 3 a 6.5 pies.

EQUIPO

Existen tres herramientas sónicas en uso:

1. El BHC o registro sónico compensado, 2. El LSS o registro sónico de espaciamiento largo 3. La herramienta Array-Sonic (proporciona un registro completo de la forma

de onda como una característica estándar).

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1. HERRAMIENTA BHC O REGISTRO SÓNICO COMPENSADO

Generalmente todos los registros BHC anteriores proporcionan sólo una medición del tiempo del tránsito compresional de la formación, t, lograda durante la primera detección de movimiento en el receptor, es decir el detector se activa a la primera llamada de energía compresional.

Como se muestra en la figura, el sistema BHC utiliza un transmisor superior, otro inferior y dos pares de receptores sónicos. Esta onda reduce substancialmente los efectos ruidosos de cambios en el tamaño del agujero y errores por inclinación de la sonda. Cuando un transmisor envía un pulso se mide el tiempo transcurrido entre la detección de la primera en los dos receptores correspondientes.

La velocidad del sonido en el lodo y en la sonda sónica es menor que en las formaciones. Los transmisores de la herramienta BHC envían impulsos alternativamente y los valores de t se leen en pares alternados de receptores.

Los transmisores de las herramientas BHC envían pulsos alternativamente y los valores t, se leen en pares alternados de receptores.

Una computadora en la superficie promedia los valores de t de los dos conjuntos de receptores para compensar los efectos del agujero. La computadora también integra las lecturas de tiempo de transito para obtener tiempo de viajes reales.

En ocasiones la primera llamada es muy débil para llegar al transmisor más lejano del receptor y a veces ocurre que en lugar de esto una llega posterior diferente en el tren de ondas, puede activar al receptor más lejano cuando lo alcanza y entonces el tiempo de viaje medido en este ciclo de pulsos será muy prolongado. Cuando se da lugar a esto la curva sónica muestra una excursión muy grande y abrupta hacia un valor t más alto, esto se conoce como salto de ciclo. Este salto ocurre más en formaciones no consolidadas, fracturas en la formación, saturación de gas, lodos con aire o secciones alargadas o rugosas en el agujero.

Las ondas sonoras viajan a menor velocidad cerca del agujero y a una mayor distancia del mismo, se propaga a la velocidad real del

sonido en arcillas.

Pueden existir variaciones similares en el perfil de velocidad en algunas rocas sin consolidar y en subsuelo permanentemente congelado.

En agujeros de gran diámetro, es posible tener una llegada de una onda de lodo en el receptor cercano antes que la señal de la formación. Este problema

21prevalece particularmente a menores profundidades donde los registros sónicos con frecuencia se corren con depósitos sísmicos.

2. HERRAMIENTAS LSS O REGISTRO SÓNICO DE ESPACIAMIENTO LARGO

En todos estos casos se requiere una herramienta sónica de espaciamiento largo para proporcionar una medición correcta de la velocidad en la zona inalterada.

Cuando los receptores están a una distancia suficiente del transmisor, la primera llegada no es el rayo refractado que viaja dentro de la pared del agujero sino una onda que penetra más allá del agujero en la zona inalterada más rápida. Se dispone de herramientas sónicas LSS que tienen espaciamiento entre el transmisor y el receptor de 8 y 10 pies o de 10 a 12 pies.

Miden el tiempo de tránsito de la formación a mucha mayor profundidad que la herramienta sónica BHC común.

Esta herramienta tiende más a proporcionar una medición libre de efectos por la alteración de la formación, daño por invasión de fluidos (en el proceso de perforación) y por agrandamiento del hueco.

Siempre son deseables estas mediciones más precisas cuando los datos sónicos se van a utilizar para propósito sísmicos.

Así pues podemos notar en la gráfica anterior podemos notar una comparación del tiempo de transito registrado por una herramienta LSS con el de una herramienta de espaciamiento estándar en una formación alterada.

El uso del sistema estándar BHC con la sonda LSS para compensar los efectos de agujero haría la herramienta excesivamente larga. Se utiliza una solución alternativa que se llama profundidad derivada para compensación de los efectos de agujero.

La sonda LSS tiene dos transmisores y dos receptores dispuestos como se muestra en la siguiente figura.

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Las lecturas se toman en dos diferentes posiciones de profundidad de la sonda: una vez que los dos receptores alcanzan la profundidad de medición y otra cuando los transmisores también lo hacen.

La primera lectura t, se memoriza hasta que la sonda alcanza la posición para efectuar la segunda lectura t,; entonces se promedian ambas para así obtener una medición compensada.

Espaciamiento = Distancia (2 pies) entre un par de receptores.

Suponiendo que las dos posiciones de profundidad de la sonda se conocen con precisión y que la inclinación de la sonda es similar para las dos posiciones, el sistema de profundidad derivada y compensado por efectos de agujero es equivalente al sistema BHC estándar.

El uso del transmisor y el receptor superiores proporciona una medición sónica t de 8 -10 pies y el de los inferiores de 10 – 12 pies.

233. HERRAMIENTA ARRAY SONIC

Proporciona todas las mediciones de los registros BHC y LSS y además tiene varias otras características. La herramienta contiene dos transmisores piezoeléctricos de banda ancha (5 a 18 kHz) separados por un espaciamiento de 2 pies. Estos dos receptores piezoeléctricos se colocan a 3 y 5 pies del transmisor superior y tienen una doble función. En agujero abierto, se utilizan en conjunto con los dos transmisores para hacer registros en función de t compensados por los

efectos de agujero, ya sean estándares de espaciamiento corto de 3 y 5 pies o de profundidad derivada de 5 y 7 pies. En pozos revestidos se utilizan para hacer registros de cementación estándar de 3 pies (CBL) y registros de densidad variable (VDL) de 5 pies.

La herramienta Array- Sonic también contiene un arreglo de 8 receptores piezoeléctricos de banda ancha. Los receptores están separados por 6 pulgadas y el más cercano al transmisor superior está a 8 pies. Dos de estos receptores, el 1 y el 5 con una separación de 2 pies, pueden emplearse para hacer registros estándar de espaciamiento largo de 8 - 10 y de 10 - 12 pies y registros en función de t de profundidad derivada y compensados por efectos de agujero. También existe un equipo de medición que consiste en un par de transmisores - receptores con muy poca separación, para hacer registros en t de lodo continuos.

El fluido del agujero se extrae a través de esta sección de medición al moverse la herramienta durante el registro.

Las ocho salidas de los receptores y las dos de la sonda sónica se multiplexan con la salida del receptor de lodo t y se transmiten a la superficie en forma analógica o digital.

La energía sónica emitida desde el transmisor impacta la pared del pozo. Esto origina una serie de ondas en la formación y en su superficie. El análisis de tren de ondas

complejo, proporciona la información concerniente a la disipación de la energía de sonido en el medio.

243.3.2.3REGISTROS RADIOACTIVOSLa determinación de la porosidad de la formación se puede hacer de manera indirecta a través de las medidas obtenidas de herramientas nucleares o acústicas. Las herramientas nucleares utilizan fuentes radiactivas. Mediante la medición de la forma de interactuar, con la formación de partículas irradiadas por la fuente, se pueden determinar algunas características.

Se tienen tres tipos de herramientas nucleares:

Radiación natural Rayos Gamma, espectroscopiaNeutrones Neutrón compensadoRayos gamma Litodensidad compensadaLas herramientas para medir la radiación natural no requieren de fuentes radiactivas y la información que proporcionan es útil para determinar la arcillosidad y contenido de minerales radiactivos de la roca.

Las herramientas de neutrón compensado y litodensidad requieren de fuentes radiactivas emisoras de neutrones rápidos y rayos Gamma de alta energía, respectivamente.

De la forma diferente en que las partículas interaccionan con la materia, resulta útil la comparación directa de las respuestas obtenidas para la detección de zonas con gas, arcillosidad, etc. De manera general tenemos:

Por lo cual se describirán a continuación los tres principales registros radiactivos: de rayos gamma, de neutrones y de densidad.

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REGISTROS DE RAYOS GAMMAEl registro de rayos gamma es una medición de la radiactividad natural de las formaciones. En las rocas sedimentarias, el registro normalmente refleja el contenido de arcilla por que los elementos (uranio, torio y potasio) tienden a concentrarse en arcillas y lutitas.

Este registro puede ser corrido en pozos entubados, lo que lo hace muy útil como una curva de correlación en operaciones de terminación o modificación de pozos. Con frecuencia se usa para complementar el registro de SP y como sustituto de la curva SP. En cada caso es útil para la localización de capas con o sin arcilla y, lo más importante, para la correlación general.

El principal elemento radiactivo de las rocas es el potasio, el cual es encontrado generalmente en arcillas ilíticas y en menor cantidad en feldespatos, micas y glauconita. La materia orgánica adhiere Uranio y Torio, así que las rocas generadoras son radiactivas. Este registro se mide en unidades API.

La siguiente imagen muestra la respuesta de los diferentes registros geofísicos.

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1. Forma de embudo. Presenta una disminución gradual a la respuesta del gamma. En ambientes marinos poco profundos, esta tendencia refleja un cambio de un esquisto a una arena en cuanto a litología y hacia arriba, aumento de la energía deposicional con somerizacion y engrosamiento hacia arriba. En ambientes profundos refleja el contenido de arena en los cuerpos de turbiditas. Esta tendencia también puede indicar un cambio gradual de depósitos de terrígenos a carbonatos.

2. Forma de campana. Un aumento gradual a en la respuesta del rayo gamma: esta tendencia refleja cambios de litología por ejemplo intercalaciones de lutitas y arenas, esta implica la disminución de la energía deposicional. En un ambiente no marino grano decreciente es predominante dentro de meandros o depósitos de las mareas del canal con una disminución hacia arriba en la velocidad del fluido dentro de un canal (sedimentos más gruesos en la base del canal). En un ambiente marino somero, esta tendencia refleja una profundización hacia arriba y una disminución de la energía deposicional (retroceso de la costa). En profundidades marinas refleja la disminución de abanicos submarinos (reducción del contenido de arena).

3. Forma cilíndrica o bloque. Los rayos gamma son bajos y los límites claros y no hay cambio interno, esta tendencia es predominante en las arenas de los canales fluviales, turbiditas (con mayor gamma de grosor), y en las arenas eólicas.

4. Simétrica. Con una disminución gradual, aumento gradual de la repuesta gamma: esto generalmente el resultado de progradación y retrogradación de sedimentos clásticos.

5. Irregular. Con falta de carácter, representa una agradación de lutitas o limos y puede ocurrir en otros ambientes.

27Hay tres tendencias generales o las formas curvas que pueden ser reconocidos cuando se mira en las curvas de registros de pozos. El registro de rayos gamma sigue un cambio ascendente en el contenido de arcilla mineral.

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REGISTRO DE NEUTRONESEl registro de neutrones, como su nombre sugiere, es producido por un instrumento que bombardea a la información con neutrones a partir de una fuente radiactiva. El bombardeo provoca que la roca emita rayos gamma en proporción con su contenido de hidrogeno. Esta radiación gamma es registrada por la sonda. El hidrogeno se encuentra presente en todas las formaciones fluidas (aceite, gas o agua), en yacimientos pero no en minerales. Así que la respuesta de este registro es esencialmente correlativa con la porosidad.

El contenido de hidrogeno en aceite o en agua es aproximadamente igual, pero es menor en gas, entonces, el registro de neutrones puede proporcionar lecturas de muy baja porosidad en yacimientos de gas. Este registro es corrido en pozos entubados debido a que el bombardeo de neutrones penetra el acero.

Este registro es útil en la medición de la litología en combinación con el registro de densidad.

El equipo subsuperficial con el cual se obtienen los registros de neutrón, va montado en una sonda; básicamente que consta de una fuente emisora de neutrones y uno de los receptores de la señal de neutrones o rayos gamma que captura.

InterpretaciónNo todas las formaciones contienen la misma cantidad de hidrogeno; por ejemplo las lutitas tienen en mayor cantidad que las arenas, debido a su alto contenido de agua. En consecuencia, un contraste de valores en la curva neutrón indicara un cambio de litología. La exactitud de la profundidad de esta interfase en el registro, dependerá de la combinación de los factores velocidad del registro, constante de tiempo y longitud del detector.Para una misma porosidad y concentración de hidrogeno en la formación, la deflexión de la curva de neutrón será mayor mientras menor sea el contenido de material arcilloso.

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La herramienta de Neutrón Compensado (que se utiliza actualmente en nuestro país) consta de un emisor y dos detectores, con lo cual se compensan los efectos del pozo y se obtiene directamente la porosidad, utilizando una matriz predeterminada (caliza, arenisca o dolomita).En realidad, esta herramienta determina el volumen de Hidrógeno contenido en los poros, el cual es proporcional a la porosidad total y esto es lo que permite calcular con bastante precisión el valor de la misma. Es muy importante tener clara la litología que predomina en el corte para determinar la porosidad, ya que esta se obtiene mediante un algoritmo que tiene en cuenta la matriz de la roca.

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REGISTRO DE DENSIDADUna fuente radiactiva, que se aplica a la pared del agujero en un cartucho deslizable, emite a la formación de rayos gamma de mediana energía. Se puede considerar a estos rayos gamma como partículas de alta velocidad que chocan con los electrones de la formación. Con cada choque, los rayos gamma ceden algo de su energía a los electrones de la formación y continúan viajando con una energía mejor. Los rayos gamma dispersos que llegan al detector, que están a una distancia fija de la fuente, se cuentan para indicar la densidad de la formación, y la densidad de los fluidos que llenan los poros.

Este registro se utiliza principalmente como registro de porosidad. Otros usos incluyen identificación de minerales en depósitos evaporíticos, detección de gas, determinación de la densidad de los hidrocarburos, evaluación de arenas con arcillas y de litologías complejas, propiedades mecánicas de las rocas y densidad de los hidrocarburos. Se mide en gramos sobre centímetro cubico.

Con esta herramienta se obtiene la curva de Factor Fotoeléctrico, que es extremadamente útil para la determinación de la litología y sus variaciones, independientemente de la porosidad, ya que cada roca cuenta con su valor del factor fotoeléctrico bien definido. También es usada para valorar cualitativamente el daño causado en la formación por la utilización de Barita (BaSO4) en el lodo de perforación; ya que esta presenta un valor de PEF anómalamente alto (266.8 barn/e), mientras que las litologías más comunes: caliza, dolomita y arenisca tienen 5.08, 3.14 y 1.01 barn/e respectivamente.Esta figura nos muestra la superficie máxima de inundación en diferentes curvas de registro.

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33CONCLUSIONES