REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA

MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA EDUCACIÓN SUPERIOR

INSTITUTO DE MEJORAMIENTO EDUCATIVO PARA LOS RECURSOS HUMANOS

(IMTERHUM)MATURIN – EDO – MONAGAS

MAPAS Y REGISTROS DE POZOS

“DEFINICIÓN Y CLASIFICACIÓN DE MAPAS Y REGISTROS DE POZOS”

PROFESORA: BACHILLER:

ING IRAINEG FUENMAYOR HÉCTOR PIAMO C.I 18079899

hpiamo@hotmail.com

Maturín, Mayo 2011

INDICE

INTRODUCCIÓN-------------------------------------------------------------------------- 3

¿QUE SON REGISTROS?---------------------------------------------------------------- 4

CLASIFICACION DE LOS REGISTROS----------------------------------- 5

Registros de Diámetros--------------------------------------------------- 5

Registros de Eléctricos---------------------------------------------------- 5

Registros Radiactivos------------------------------------------------------ 8

Registros de Porosidad o Micro resistivo------------------------------ 9

Registros PLT (Perfilajes Especiales)---------------------------------- 11

¿QUE SON MAPAS?----------------------------------------------------------------------- 13

CLASIFICACION DE LOS MAPAS------------------------------------------- 13

Mapas Geológicos----------------------------------------------------------- 13

Mapas Estructurales------------------------------------------------------- 13

Mapas de Fallas-------------------------------------------------------------- 15

Mapas Isopacos-------------------------------------------------------------- 16

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INTRODUCCIÓN

La industria petrolera, es muy amplia en cada una de sus actividades, es por ello, que una vez que se han realizado operaciones se deben correr registros para determinar la veracidad de los trabajos realizados. Existiendo una variedad de registros, siendo estos una grabación contra profundidad de alguna de las características de las formaciones rocosas atravesadas, hechas por aparatos de medición en el hoyo del pozo. Muestra la información del pozo y características físicas de las propiedades físicas y geológicas. Existen Registros de Diámetros, eléctricos radioactivos, Micro resistivo y PLT. Los registros nos sirven para la identificar las características principales de un pozo.

En caso del sistema de registro de la producción es un registro especial que comprende tres tipos de series, a las cuales se pueden agregar diversos sensores y el paquete de productos de usos múltiples. Una selección de accesorios se encuentra disponible para garantizar que la serie de herramientas se utilice adecuadamente para la adquisición óptima de datos. En el desarrollo de este estudio, se conocerá lo que es un registro de producción PLT, tipos, objetivos, función, sus aplicaciones y las herramientas que conforman dichos registros.

Los registros o perfil de pozos están estrechamente relacionados a los mapas ya que con estos registros podemos elaborar mapas en una superficie plana a la escala que nosotros queramos utilizando símbolos de acuerdo internacional.

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¿QUÉ SON REGISTRO DE POZOS?

También conocidos como perfil de pozos, siendo estos la representación de unos de los más importantes técnicas de adquisición (ganancia) de las propiedades físicas de las rocas principal y de los fluidos que ocupan el espacio poroso, es 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. Muestra la información del pozo y características físicas de las propiedades físicas y geológicas.

Importancia de los Registros o perfil de pozos

La principal función del perfilaje de pozos es la localización y evaluación de los Yacimientos de hidrocarburos.

Mediante los perfiles de pozos medimos un número de parámetros físicos relacionados a las propiedades geológicas y petrofísicas de las capas que se han penetrado. Por otro lado, 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 forman una descripción de la roca de manera general.

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Validación de los Perfiles

Se ejecuta para verificar la calidad de los datos y la velocidad de perfilaje. Cada herramienta posee una velocidad de perfilaje óptima, a la cual la calidad de los datos obtenidos es la mejor.

CLASIFICACIÓN DE LOS REGISTROS

REGISTROS DE DIAMETROS: Son aquellos registros que proporcionan información acerca de las condiciones del hoyo, es decir; la situación en cual se encuentra el pozo. Estos se clasifican en:

Registro de Diámetro de la Mecha (Bit Size = BS): están representados por una curva que muestra el diámetro de las mechas que se utilizaron durante toda la perforación.

Registro de Calibración (Caliper = CALI): El Caliper es una herramienta que mide el diámetro del pozo, el cual puede ser de mucha utilidad a la hora de diferenciar litologías resistentes de las poco resistentes. Su principal función es determinar el estado del hoyo (derrumbado o no derrumbado).

REGISTROS ELÉCTRICOS: No son más que aquellos registros que suministran información acerca de las propiedades eléctricas de las rocas. Entre ellos tenemos:

Registro de potencial espontaneo (SP): Es un registro no inducido, El SP de los materiales del subsuelo se origina en las células electroquímicas constituidas por la relación entre las arcillas, las arenas y el lodo de perforación, y como consecuencia del efecto electrocinético de los fluidos que se mueven a través de la zona permeable (penetrables).

El SP es un registro de los potenciales naturales terrestres, que se producen entre un electrodo móvil dentro del pozo (A) y un electrodo fijo en superficie (B).

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Las deflexiones de la curva del SP provienen de las corrientes eléctricas que fluyen en el lodo del pozo. El SP tiene 2 componentes: un componente Electrocinético y un componente Electroquímico.

a) El Componente Electrocinético: Este componente se conoce también como potencial de corriente o potencial de electro- filtración. Se origina cuando un electrolito fluye debido a que una solución es forzada por presión diferencial a fluir a través de un medio poroso, permeable no metálico (membrana).

b) El Componente Electroquímico: Se produce por contacto de soluciones de diferentes salinidades. El contacto puede ser directo o a través de una membrana semi-permeable como las lutitas. De acuerdo con el tipo de contacto el potencial puede ser: Potencial de contacto de líquidos o potencial de membrana.

LA CURVA SP

La curva de potencial espontáneo (SP) es un registro de fenómenos físicos, que ocurren naturalmente en las rocas de una formación o reservorio dado.

La curva del SP registra el potencial eléctrico producido por la interacción entre el agua de formación, el fluido de perforación (conductivo) y lutitas, este voltaje es resultado de una corriente continua que se genera en dichos bordes por la diferencia de salinidad.

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La pendiente de la curva de SP es proporcional a la intensidad de corriente del SP en el lodo del pozo a ese nivel, dichas intensidades de corriente están al máximo en los límites de las formaciones permeable.

La forma de la curva del SP y la amplitud de la deflexión enfrente a la capa permeable dependen de varios factores.

Factores que afectan la curva SP

Los factores que afectan la distribución de las líneas de corriente del SP y las disminuciones de potencial que tienen lugar en cada uno de estos medios a través de los que fluye la corriente de SP son:

Tipo de fluido de perforación utilizado (lodo), es decir conocer sus características de salinidad.

Diámetro de invasión de la zona contaminada con lodo. Espesor de capa h. Resistividad verdadera Rt de la capa permeable (formación). Baja permeabilidad. Inclusiones de lutitas, presentes como cuñas dentro la capa permeable. Diámetro del agujero. Temperatura. Fracturas y fallas.

Usos de la curva de potencial espontaneo

Determinar valores de Rw (resistividad del agua de formación). Seleccionar zonas permeables, solo cualitativamente no proporciona un valor de

K, ni compara permeabilidades. Estimar el contenido arcilloso de la roca reservorio. Correlacionar unidades litológicas y ayuda a definir modelos depositacionales. Identificación de pasos de falla. Ayuda a definir arenas drenadas.

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Resistividad (Resistivity): Es un registro inducido. La resistividad es la capacidad que tienen las rocas de oponerse al paso de corriente eléctrica inducida y es el inverso de la conductividad. La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos presentes en los poros de las rocas. Proporciona evidencias del contenido de fluidos en las rocas. Si los poros de una formación contienen agua salada presentará alta conductividad y por lo tanto la resistividad será baja, pero si están llenos de petróleo o gas presentará baja conductividad y por lo tanto la resistividad será alta. Las rocas compactas poco porosas como las calizas masivas poseen resistividades altas.

Tipos de Perfiles de Resistividad

Existen dos tipos principales de perfiles resistivos: el Perfil Lateral (Laterolog) y el Perfil de Inducción (Induction Log). El perfil lateral se utiliza en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de inducción se utiliza en lodos resistivos (lodo fresco o base aceite).

Dentro de los Perfiles de Inducción tenemos: a)SF L = Spherical Induction Log. Para profundidades someras (0.5 – 1.5’). Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo). b)MIL =LIM = Medium Induction Log. Para distancias medias (1.5 – 3.0’) c)DIL =ILD = Deep Induction Log. Para profundidades de más de 3.0’. Miden la resistividad de la formación (Rt). Dentro de los Perfiles Laterales tenemos: a)MSFL = Microspheric Laterolog. Para las proximidades (1.0 y 6.0’’). Lee la resistividad de la zona lavada (Rxo).b)M L L = L L M = Micro Laterolog. Para las proximidades (1.0 y 6.0’’)c)SL L =LL S = Someric Laterolog. Para profundidades someras (0.5 y 1.5’)d)DLL =LL D = Deep Laterolog. Para profundidades de más de 3.0’. Miden resistividad de la formación (Rt).

Se lee de izquierda a derecha, en escala logarítmica. La unidad de medida es el ohm-m, con un rango de valores que va desde 0.2 hasta 2000 omh-m. El registro de resistividad, también se utiliza para estimar contactos agua– petróleo, para calcular la resistividad del agua de formación (Rw) y la resistividad verdadera de la formación (Rt). Se lee de izquierda a derecha.

REGISTROS RADIACTIVOS: Son aquellos registros que proveen información acerca de las propiedades radiactivas de las rocas. Estos son:

Rayos Gamma (Gamma Ray = GR): Se basa en la medición de las emisiones naturales de rayos gamma que poseen las rocas. Durante la meteorización de las rocas, los elementos radiactivos que estas contienen se desintegran en partículas de tamaño arcilla, por lo tanto las lutitas tienen emisiones de rayos gamma mayores que las

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arenas. Mientras mayor es el contenido de arcilla de las rocas mayor es la emisión de GR de las mismas. Los minerales radiactivos principales son: el potasio (K), el torio (Th) y el uranio (U).

Se lee de izquierda a derecha. Si el GR es bajo indica bajo contenido de arcilla y si es alto indica alto contenido de arcilla. La unidad de medida es en grados API, con un rango de valores que generalmente va de 0 a 150 API.

Sirve para calcular el contenido de arcilla de las capas (Vsh), para estimar tamaño de grano y diferenciar litologías porosas de no porosas. Puede utilizarse en pozos entubados.

Registro de Espectrometría (NGS): El registro de espectrometría o GR espectral sirve para determinar el tipo de arcillas que contiene una formación. Se basa en la relación de proporciones de los tres minerales radiactivos principales: potasio (K), torio (Th) y uranio (U). Las concentraciones K/Th ayudan a identificar el tipo de arcilla presentes en la formación, mientras que la concentración de U indican la presencia de materia orgánica dentro de las arcillas.

Si se parte del principio que cada formación posee un tipo de arcilla característica, al registrarse un cambio en el tipo de arcilla por la relación (K / Th) se puede inducir que se produjo un cambio formacional. Por lo tanto el NGS puede utilizarse para estimar contactos formacionales.

REGISTROS DE POROSIDAD O MICRO RESISTIVO: Proporcionan información acerca de la porosidad del yacimiento. Son los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas. Se dividen en:

Registro Neutrónico (CNL): Se basa en la medición de concentraciones de hidrógenos, lo que indica la presencia de agua o petróleo de la roca. Posee una fuente de neutrones, los cuales colisionan con los hidrógenos presentes en los poros de la roca. La herramienta también posee un receptor que mide los neutrones dispersos liberados en las colisiones. La herramienta se llama CNL. Sirve para estimar la porosidad neutrónica de las rocas (NPHI). Si el registro neutrónico es alto indica alta índice de neutrones, y si es bajo indica bajo índice de neutrones. Se lee de derecha a izquierda. La unidad de medida es en fracción o en %, con un rango de valores que va desde – 0.15 a 0.45 (–15 a 45 %).

Registros de Densidad (FDC): Se basa en la medición de la densidad de la formación, por medio de la atenuación de rayos gamma entre una fuente y un receptor. Posee una fuente de rayos gamma, los cuales colisionan con los átomos presentes en la roca. La herramienta también posee un receptor que mide los rayos gamma dispersos liberados en las colisiones. La herramienta se llama FDC. Sirve para estimar la densidad del sistema roca – fluido (RHOB) que posteriormente servirá para calcular la porosidad por densidad (DPHI). Si el registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto

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indica baja porosidad. Se lee de izquierda a derecha. La unidad de medida es gr/cm3, con un rango de valores que va desde 1.96 a 2.96 gr/cm3.

Registros Sónicos (BHC): Utiliza el mismo principio del método sísmico: mide la velocidad del sonido en las ondas penetradas por el pozo. Posee un emisor de ondas y un receptor. Se mide el tiempo de tránsito de dichas ondas. La herramienta se llama BHC. El objetivo principal del perfil sónico es la determinación de la porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de tránsito de las ondas. Mientras mayor es el tiempo de tránsito, menor es la velocidad, y por lo tanto, mayor es la porosidad de la roca. Se lee de derecha a izquierda. La unidad de medida es el seg/m (100 – 500) ó el seg/pie (40 – 240).

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REGISTROS PLT (PERFILAJES ESPECIALES): Son los registros que se pueden tomar después que se han cementado las tuberías de revestimiento, colocado el aparejo de producción y disparado el intervalo productor, es decir, después de la terminación inicial del pozo, estos registros han permitido conocer con más detalle no solo el comportamiento de los pozos, sino también de las formaciones. Algunos de los beneficios que se pueden obtener con este tipo de registro, son la evaluación de la eficiencia de la terminación, información detallada sobre las   zonas que producen o aceptan fluidos, detección de   zonas ladronas, entre otros. Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto costo), sino cuando el área presenta complicaciones litológicas y/o estructurales. Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR.

Registro de Buzamiento (Dipmeter): El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90º, los cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos, por medio de lecturas de resistividad. Debe utilizarse junto con un GR, debido a que los buzamientos estructurales se miden sobre los planos de estratificación de loas lutitas, ya que las arenas poseen buzamientos estratigráficos dentro de los paquetes, dentro de los cuales pueden haber estratificación cruzada.. Si no tomamos en cuenta la litología sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo de medir un buzamiento estratigráfico dentro de una arena y no un buzamiento estructural sobre una lutita.

Registro de Resonancia Magnética (CMR): El perfil de Resonancia Magnética Nuclear permite adquirir nuevos datos petrofísicos que contribuyen a la interpretación, en especial de las zonas complejas. Es una herramienta nueva que se basa en la medición de los momentos magnéticos que se producen en los hidrógenos que contiene la formación cuando se induce sobre ellos un campo magnético. Utiliza dos campos magnéticos con la finalidad de polarizar los átomos de hidrógeno (dipolos naturales), y conseguir una medida del tiempo de relajación T2. La herramienta se llama CMR. Se utiliza para determinar porosidades. Varios estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR está muy próxima a la porosidad medida en los núcleos.

Registro de Imágenes (FMI): Existen herramientas que proporcionan imágenes de las rocas en el subsuelo, que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y para estudiar estructuras sedimentarias. Las imágenes se pueden obtener por varios métodos: imágenes resistivas, imágenes acústicas o imágenes por resonancia magnética. La herramienta para obtener imágenes resistivas se denomina FMI.

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Registro RFT: Esta herramienta mide el gradiente de presión de los fluidos que se encuentran dentro de las formaciones, esto es de mucha utilidad a la hora de ubicar CAP (contactos agua–petróleo) y CPG (contactos petróleo–gas), ya que los fluidos (gas, petróleo y agua) poseen diferentes gradientes de presión. La herramienta RFT también sirve para combinarse con perfiles de pozos para calibrar contactos más precisos.

Registro de Inducción 3D (3DEX): Es una herramienta nueva que determina la resistividad horizontal (Rh) y la resistividad vertical (Rv) de una formación siliciclástica, para así poder determinar su grado de anisotropía. Cuando la formación posee una litología homogénea (90 % de arena ó 90 % de lutita) las resistividades horizontales y verticales poseen valores muy similares, en este caso la anisotropía de la roca es baja. Pero en cambio, en formaciones que poseen litologías heterogéneas (50 % de arena y 50 % de lutita) de forma intercaladas, las resistividades horizontal y vertical

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alcanzan su máximo valor de diferencia, en este caso se dice que la roca posee una alta anisotropía. Rv / Rh ===> Anisotropía

Estos paquetes de arena–lutita son unidades potencialmente productoras, porque si las arenas intercaladas no poseen arcilla dispersa (solo arcilla laminar), su permeabilidad no se verá afectada.

El problema de las herramientas de GR y resistividad comunes, es que estos paquetes pasarían desapercibidas, como lentes de lutitas o limolitas (por su resolución vertical). El 3DEX puede detectar paquetes de intercalaciones de arena– lutita de hasta 2

mm de espesor.

¿QUÉ SON MAPAS?

Es la representación grafica en una superficie plana en 2D en diferentes escalas, donde se muestra la condición, situación y rangos físicos de una parte de la superficie de la corteza terrestre en el subsuelo, para la realización de los mapas se utilizan símbolos acordados internacionalmente que señalan la orientación de manera general en relación al norte geográfico.

CLASIFICACION DE MAPAS CON RESPECTO A POZOS

MAPAS GEOLOGICOS

Son aquellos que puede considerarse como un mapa que muestra la distribución superficial de distinto tipos de rocas,   asimismo de la información litológica se incluye información relativa a la edad de las rocas, relaciones estructurales, entre otros.

Muchos mapas geológicos contienen símbolos estructurales superpuestos sobre los colores que presentan las unidades litológicas. Cuando una estructura es sencilla y tiene pocas observaciones estructurales, es de fácil comprensión la geología de dicho mapa. Pero hay mapas donde contienen basta información y detalles estructurales. Esto es conveniente cuando las unidades de rocas están representadas   por símbolos en blanco y negro.

MAPA ESTRUCTURALES:

Representación en forma de estratos. Como sabemos que una estructura es la distribución y orden de las partes importantes que componen un todo, entonces; los mapas estructurales son aquellos mapas que muestran la proyección de las líneas de intersección entre la superficie y un plano horizontal mostrando la base de un cuerpo de arena o nivel estratégico de interés, así mi mismo mostrando los accidentes geológicos

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que la forman (fallas, pliegues, entre otros). Se trata de líneas unidas por puntos de igual profundidad, y nos dan indicios de la forma de la estructura del yacimiento.

Si se tiene el mapa del tope de la estructura; el cual se estima el área y se tiene el mapa de la base contra la profundidad; por otro lado, se tiene cuales son las profundidades del tope que va estar atenida por el contacto gas petróleo y la profundidad del contacto agua petróleo que sería la base; es decir, todo lo que queda encerrado entre el tope, base, CGP y CAP sería básicamente el volumen.

ELABORACIÓN DE UN MAPA EXTRUTURAL

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CALCULO DEL VOLUMEN DEL YACIMIENTO

Si se tiene el mapa del tope de la estructura; el cual se estima el área y se tiene el mapa de la base contra la profundidad; por otro lado, se tiene cuales son las profundidades del tope que va estar atenida por el contacto gas petróleo y la profundidad del contacto agua petróleo que sería la base; es decir, todo lo que queda encerrado entre el tope, base, CGP y CAP sería básicamente el volumen este sería toda la parte rayada que se encuentra entre todas esas curvas.

Hay muchas formas de determinar el volumen bruto de un yacimiento.

Porosidad promedio: La porosidad puede ser calculada a partir de promedios aritméticos, volumétricos, ponderado y los ponderados se dividen en: ponderados por áreas, por volúmenes y por espesor; pero al final lo que se va a obtener es un resultado determinístico.

Promedio aritméticoPor pozo:

Del yacimiento:

Promedio ponderadoPor pozo:

Del yacimiento, ponderado por:Espesor de arena:

Área de drenaje:

Volumen de drenaje:

MAPAS DE FALLAS:

Este mapa no es otra cosa que la representación grafica completa del mapa estructural debió a que el corneo de la superficie cuando tiene fallas añade ciertas complicaciones en el proceso de elaboración de mapas de horizontes y superficies. Por lo tanto para construcción se debe considerar el desplazamiento de los bloques.

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ELABORACION DE MAPAS EXTRUTURALES CON FALLAS

o Se debe determinar la posición de las trazas de las fallas de los bloques

levantados y deprimidos.o Representar la separación vertical de la falla, a partir de cualquiera mapa.

MAPAS ESTATIGRAFICOS O ISOPACOS:

Son mapas en los que las líneas unen puntos de igual espesor de estratos o unidades de roca, incluso de horizontes de hidrocarburos, utilizando un método simple para su elaboración, empleado para mostrar la distribución de una unidad geológica en tres dimensiones. Para determinar el método de fallamiento y de plegamiento, se mide la porosidad de la roca, y el volumen con el que cuenta el yacimiento. Este mapa ilustra el verdadero espesor estratigráfico de una unidad. (Representa el espesor de los estratos).

Antes de construir los mapas se debe de tener en cuenta las siguientes características:

a) Profundidades.b) Espesor de pozos.c) Ubicación.

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CALCULAR EL VOLUMEN DEL YACIMIENTO MEDIANTE EL MAPA ISOPACOS:

Se construye un gráfico de espesor versus área y se procede a calcular el área de cada una de esta curva, con el espesor que en este caso es de 10 pies en 10 pies, calculo el área bajo la curva.

Método gráfico

Este método lo que no da es el volumen, porque espesor por área es el volumen. Si se quisiera calcular el volumen que hay en una zona, lo que se hace es multiplicar el área por el espesor.

También hay otros métodos, como el método de aproximación piramidal.

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Método de aproximación piramidal

Este sirve para aproximar los valores de los volúmenes, de forma trapezoidal, piramidal, rectangular, etc. Muchas veces el volumen que calcula, es a través de mapas isópacos.

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