Esperamos que tu día esté lleno de descubrimientos, ya sea por la mañana, tarde o noche. Este sábado, como cada semana, te traemos un tema que no puede faltar en la caja de herramientas de quienes exploramos el subsuelo. Hoy profundizaremos en los registros PEF y Caliper, claves para descifrar zonas críticas en los yacimientos. Acompáñanos mientras exploramos cómo estas técnicas nos ayudan a entender mejor las formaciones y maximizar el potencial de cada pozo.
En la industria del petróleo, la interpretación de registros geofísicos juega un papel crucial para identificar zonas potencialmente productoras de hidrocarburos. Los registros de porosidad neutrónica (NPHI) y porosidad por densidad (RHOB) son herramientas fundamentales en esta tarea, ya que permiten diferenciar entre fluidos presentes en los poros de la roca, tales como agua y hidrocarburos. La correcta interpretación de estos registros, junto con el apoyo de otros como el registro gamma (GR), brinda una visión integral de la litología y la saturación de fluidos en el subsuelo.
La interpretación de zonas de hidrocarburos a partir de los registros NPHI y RHOB se basa en el principio de que las curvas de porosidad se comportan de manera diferente dependiendo del fluido que satura los poros de la roca. A continuación, se describen los pasos clave del método:
Utilizando el registro gamma (GR) o el volumen de arcilla, se puede clasificar la litología en función del contenido de arcilla(alta arcillosidad-café) o arenas limpias(guinda). Las zonas de interés para hidrocarburos suelen encontrarse en intervalos areno-arcillosos(amarillo), donde la porosidad es lo suficientemente alta como para permitir la acumulación de fluidos.
En zonas saturadas con agua, las curvas NPHI y RHOB tienden a superponerse o a estar muy cercanas. Esto se debe a que ambos métodos responden de manera similar al agua, ya que su densidad y comportamiento neutrónico son consistentes(zona amarilla).
En zonas con hidrocarburos, especialmente gas o aceite, se observa una separación significativa entre las curvas. La porosidad neutrónica tiende a ser mayor debido a la menor respuesta del gas o aceite en comparación con el agua. La curva de porosidad por densidad, por otro lado, muestra una menor porosidad en zonas de gas debido a la menor densidad del fluido(zona verde).
El punto donde las curvas de NPHI y RHOB comienzan a converger es un indicativo del contacto entre los hidrocarburos y el agua. En este intervalo, el fluido en los poros cambia gradualmente de hidrocarburos a agua, lo que afecta las respuestas de los registros.
El registro RHOB mide directamente la densidad de la formación, mientras que la DPHI es una porosidad calculada a partir de la diferencia entre la densidad de la formación y la densidad de los fluidos de referencia (generalmente agua). Dado que DPHI está directamente influenciada por el tipo de fluido y la matriz rocosa, refleja mejor las variaciones de porosidad efectiva y total, pero también puede amplificar o suavizar ciertos contrastes.
Cuando usas RHOB y NPHI, el contraste entre los valores de densidad y los valores de porosidad neutrónica puede ser más obvio, especialmente cuando se trata de identificar fluidos de menor densidad (hidrocarburos). En cambio, DPHI, al ser un parámetro derivado, ya integra estas diferencias y presenta la porosidad en función de la densidad, lo que puede generar una separación diferente respecto a NPHI (Como se visualiza la variación en la zona del OWC dentro de la figura):
LLD (Resistividad profunda): Proporciona información sobre la resistividad de la formación en las zonas más alejadas del pozo. Un aumento en la resistividad indica la presencia de hidrocarburos, ya que estos son malos conductores de la electricidad en comparación con el agua salada, que tiene baja resistividad.
MSFL (Resistividad cercana): Mide la resistividad en la zona invadida cercana al pozo. Si existe una diferencia notable entre la MSFL y la LLD, se puede inferir que la invasión de lodo afectó la zona cercana, pero que la formación aún contiene hidrocarburos en la parte más profunda.
Hidrocarburos: Se observa un aumento en la resistividad (en ambas LLD y MSFL) comparado con las zonas adyacentes. Si la diferencia entre LLD y MSFL es significativa, se puede indicar la presencia de un fluido más resistivo (hidrocarburos) en la formación no invadida, mientras que la MSFL detecta el efecto de la invasión de lodo con agua.
Zonas de agua: En estas zonas, tanto la LLD como la MSFL presentan valores bajos de resistividad, lo que indica la presencia de agua salada, un fluido con alta conductividad eléctrica.
OWC (Contacto agua-hidrocarburo): En esta zona, se puede observar una transición en las curvas de resistividad. Generalmente, en el OWC, la LLD comienza a disminuir, indicando la entrada de agua salada en la formación. Sin embargo, la MSFL podría mostrar un efecto de invasión de lodo, lo que permite determinar con mayor exactitud la localización del OWC.
En las profundidades entre 3000 m y 3200 m, se observa una clara separación entre las curvas NPHI (porosidad neutrónica) y DPHI (porosidad por densidad). Esta divergencia es un indicador típico de la presencia de hidrocarburos, ya que la porosidad neutrónica tiende a ser mayor en presencia de gas o aceite debido a la menor densidad de estos fluidos en comparación con el agua.
Los registros muestran un patrón donde la curva de porosidad por densidad (curva roja) se encuentra a la izquierda de la porosidad neutrónica (curva azul), lo que sugiere la existencia de gas o aceite en estos intervalos.
Entre las zonas de hidrocarburos y el OWC, es posible observar zonas de transición donde las curvas aún no convergen del todo. Estas transiciones pueden indicar un cambio gradual en la saturación del fluido, desde una mezcla de hidrocarburos y agua hasta una mayor proporción de agua en la formación.
Esta interpretación se ve reforzada por la correlación entre los registros de porosidad neutrónica, densidad, resistivos y rayos gamma, donde se visualizan diversos patrones como se mencionaron anteriormente, por ello es de vital importancia la correlación de diversos registros de pozo, para una interpretación más precisa y confiable.
La correcta interpretación de las zonas de hidrocarburo, agua y el contacto agua-hidrocarburo (OWC) es esencial para una evaluación precisa de los yacimientos. Este proceso depende de la integración de múltiples registros de pozo, como los de porosidad neutrón (NPHI), porosidad calculada a partir de la densidad (DPHI), resistividad profunda (LLD), resistividad somera (MSFL) y rayos gamma (GR), entre otros. Cada uno de estos registros aporta información clave sobre las características petrofísicas del yacimiento, como la porosidad, el volumen de arcilla y la saturación de fluidos. La correlación entre estos registros permite una interpretación más confiable, mejorando la identificación de zonas productivas, distinguiendo entre hidrocarburos y agua, y determinando con precisión el OWC. La integración de la mayor cantidad de datos disponibles es crucial para reducir la incertidumbre y optimizar la toma de decisiones en la explotación de los recursos del subsuelo.
Bibliografía
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[2] Ellis, D. V., & Singer, J. M. (2007). Well Logging for Earth Scientists. Springer Science & Business Media.
[3] Rider, M., & Kennedy, M. (2011). The Geological Interpretation of Well Logs. Rider-French Consulting Ltd.
[4] Serra, O. (2008). Fundamentals of Well-Log Interpretation: The Acquisition of Logging Data. Elsevier.
[5] Schlumberger. (1991). Log Interpretation Principles/Applications. Schlumberger Educational Services.
Publicación realizada por Hiram Arias y Emiliano Flores
Este registro mide la densidad aparente de las formaciones, que incluye tanto la matriz sólida de la roca como los fluidos en los poros. La densidad es crítica para estimar parámetros como la porosidad y la identificación de fluidos (agua, petróleo o gas).
Los rayos gamma son dispersados por los núcleos de la formación, se originan porque la formación cede energía a los átomos dejándolos en estados excitados. El número de rayos gamma Compton está directamente relacionado con el número de electrones en la formación.
La relación entre la densidad volumétrica ($ \rho_b $) y la densidad electrónica ($ \rho_e $) es clave para entender cómo funciona el registro geofísico de densidad, ya que este último se basa en las interacciones de los rayos gamma con los electrones en la formación a través del efecto Compton.
La densidad volumétrica es la masa por unidad de volumen de una sustancia, y se expresa en g/cm³ o kg/m³. En el contexto de los registros geofísicos de pozo, la densidad volumétrica aparente ($ \rho_b $) representa la combinación de la matriz sólida de la roca y los fluidos en los poros.
La densidad electrónica es la cantidad de electrones por unidad de volumen de la formación. Este concepto es importante porque los rayos gamma interactúan con los electrones a través de la dispersión Compton. Cuantos más electrones haya en un volumen de roca, mayor será la probabilidad de que los rayos gamma sean dispersados.
Existe una relación entre ambas densidades:
$ \rho_e=\frac{(2*Z)*\rho_b}{A} $
donde:
A=2∗Z
Entonces:
$ \rho_e=\frac{(2*Z)*\rho_b}{2*Z} $
Por lo tanto, finalmente tendremos que:
ρe ≅ ρb
La densidad volumétrica se relaciona con la densidad de los fluidos, de la matriz y la porosidad, de acuerdo con la siguiente ecuación:
$ \rho_b=\phi*\rho_f +(1-\phi)*\rho_m $
A partir de esta ecuación podemos obtener una porosidad:
$ \phi_D=\frac{\rho_m-\rho_b}{\rho_m-\rho_f} $
De donde:
[1] Asquith, G., & Krygowski, D. (2004). Basic Well Log Analysis. AAPG Methods in Exploration Series.
[2] Schlumberger. (1989). Log Interpretation Principles/Applications. Schlumberger Educational Services.
[3] Rider, M., & Kennedy, M. (2011). The Geological Interpretation of Well Logs. Rider-French Consulting Ltd.
[4] Serra, O. (1984). Fundamentals of Well-Log Interpretation. Elsevier Science Publishers.
Publicación realizada por Hiram Arias y Emiliano Flores
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