PERFILES DE POZOS

Psm MaracaiboInterpretacion de PerfilesRealizado por: Estefany Rivera

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PERFILES DE POZOS por Mind Map: PERFILES DE POZOS

1. Tipos de rocas de yacimiento

1.1. Ígnea: enfriamiento, cristalización y solidificación del magma en el interior de la corteza terrestre.

1.2. Metamórfica: su composición y textura originales han sido alteradas por calor y presión (metamorfismo).

1.3. Sedimentaria: procesos de meteorizacion, erosión, transporte, precipitación y litificacion de sedimentos de rocas preexistentes.

2. Antecedentes históricos del desarrollo de los perfiles de pozos

2.1. 5 de septiembre de 1927, Francia

2.1.1. 1ra medición de resistividades en el subsuelo

2.1.1.1. Registradas en un grafico.

2.2. 6 de marzo de 1929, Venezuela Campo La Rosa

2.2.1. 1ra corrida de un registro eléctrico en el continente americano.

2.2.1.1. Pozo R-216.

2.3. 1er Registro eléctrico en USA, Campo Bakersfield.

2.4. 1929 Medicion del SP

2.4.1. Pozo lleno de lodo de perforación.

2.4.2. Mostraba deflexiones frente a capas permeables.

2.4.2.1. Valioso complemento al registro electrico.

2.4.3. Uso hasta finales de 1950´s

2.4.3.1. Nueva generación de registros.

2.4.3.2. Limitaciones en lodos base aceite.

2.5. 1930 perfilaje de pozos

2.5.1. Técnica complementaria del geologo

2.5.1.1. Descripción del subsuelo.

2.6. Registro Neutronico 1941.

2.7. Registro de Inducción 1947

2.7.1. Lodos base aceite.

2.8. Registro Sonico 1954.

3. PERFILES DE POZOS

3.1. CARACTERÍSTICAS

3.1.1. Se obtiene un perfil o registro del pozo.

3.1.2. Controlado desde la superficie.

3.1.3. Ayuda en la toma de decisiones en las operaciones de completación y reacondicionamiento.

3.2. DEFINICIÓN

3.2.1. Técnica de medición a lo largo del pozo, de las características petrofísicas de las formaciones geológicas y de los fluidos contenidos en ellas.

4. Clasificación

4.1. Eléctricos: información acerca de las propiedades eléctricas de las rocas.

4.1.1. Potencial Espontaneo (SP)

4.1.1.1. Registro no inducido.

4.1.1.2. Hoyo desnudo.

4.1.1.3. No funciona en lodo base aceite.

4.1.1.4. Identifica capas porosas.

4.1.1.5. Calcula la salinidad del agua de formación.

4.1.1.6. Calcula la resistividad del agua de formación (Rw).

4.1.1.7. Se mide introduciendo:

4.1.1.8. Nulo frente a las capas gruesas de arcilla.

4.1.1.9. Desviaciones

4.1.1.10. Salinidad del lodo de perforación>Salinidad del agua de formación

4.1.1.11. Salinidad del lodo de perforación<Salinidad del agua de formación

4.1.1.12. Arenas poco consolidadas que contienen agua dulce.

4.1.1.13. Arenas que contienen agua salada.

4.1.1.14. Salinidad del lodo de perforación similar a la salinidad del agua de formación.

4.1.1.15. Frente a las capas de lutitas no se producen intercambio iónico.

4.1.1.16. Se mide en milivoltios (mV).

4.1.1.17. Lodos conductivos.

4.1.1.18. Se lee

4.2. Radioactivos: información acerca de las propiedades radiactivas de las rocas.

4.2.1. Rayos Gamma (Gamma Ray GR)

4.2.1.1. Emisiones naturales de rayos gamma que poseen las rocas.

4.2.1.2. Lutitas tienen emisiones de rayos gamma mayores que las arenas.

4.2.1.3. Mientras mayor es el contenido de arcilla de las rocas mayor es la emisión de GR de las mismas.

4.2.1.4. Minerales radiactivos

4.2.1.5. Se lee de izquierda a derecha.

4.2.1.6. Se mide en grados API .

4.2.1.7. Calcula el contenido de arcilla de las capas (Vsh).

4.2.1.8. Pozos entubados.

4.2.1.9. Cualquier tipo de fluido.

4.2.2. Espectometria (NGS)

4.2.2.1. GR Espectral

4.2.2.2. Determinar el tipo de arcillas que contiene una formación.

4.2.2.3. Relación de proporciones de los minerales radiactivos.

4.2.2.4. Estimar contactos formacionales.

4.3. Porosidad: información acerca de la porosidad del yacimiento. Mejores para detectar y delimitar los yacimientos de gas.

4.3.1. Sonico (BHC)

4.3.1.1. Principio del método sísmico.

4.3.1.2. Velocidad del sonido en las ondas penetradas por el pozo.

4.3.1.3. Posee un emisor de ondas y un receptor.

4.3.1.4. Determinación de la porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI).

4.3.1.5. Se lee de derecha a izquierda.

4.3.1.6. Se mide en microseg/m (100 – 500) ó el microseg/pie (40 – 240).

4.3.1.7. Mayor tiempo de transito

4.3.1.8. Hoyo revestido.

4.3.1.9. Cualquier lodo.

4.3.2. Neutronico (CNL)

4.3.2.1. Concentraciones de hidrógenos.

4.3.2.2. Porosidad neutrónica de las rocas (NPHI).

4.3.2.3. Se lee de derecha a izquierda.

4.3.2.4. Se mide

4.3.2.5. Los neutrones colisionan con los hidrógenos presentes en los poros de la roca.

4.3.2.6. Mide los neutrones dispersos liberados en las colisiones.

4.3.2.7. Hoyo revestido.

4.3.2.8. Cualquier lodo.

4.3.3. Densidad (FDC)

4.3.3.1. Densidad de la formación.

4.3.3.2. Atenuación de rayos gamma entre una fuente y un receptor.

4.3.3.3. Rayos gamma colisionan con los átomos presentes en la roca.

4.3.3.4. Rayos gamma dispersos liberados en las colisiones.

4.3.3.5. Posteriormente servirá para calcular la porosidad por densidad.

4.3.3.6. FDC

4.3.3.7. Se lee de izquierda a derecha.

4.3.3.8. Medido en gr/cm3

4.3.3.9. Hoyo revestido.

4.3.3.10. Cualquier lodo.

5. Importancia

5.1. Localizar y evaluar

5.1.1. Yacimientos de hidrocarburos

5.2. Datos

5.2.1. Descripción de la roca

5.3. Información

5.3.1. Fluidos presentes en las rocas

5.3.2. Valor comercial del pozo

5.4. Parámetros físicos de los estratos que han penetrado.

5.4.1. Propiedades geologicas

5.4.2. Propiedades petrofisicas

6. Elementos

6.1. Fuente de energia de superficie

6.2. Turbina dentro del pozo

6.3. Bateria dentro del pozo

7. Equipos

7.1. Proporcionar mediciones

7.2. Inducción Electromagnética

7.3. Resistividad

7.4. Sismico

7.5. Sísmica Adquirida en el Mar

7.6. Densidad de Formación

7.7. Neutronico

8. APLICACIONES

8.1. Correlación. Litología. Determinación de tope y base de estrato. Espesor bruto, neto y neto con hidrocarburo. Volumen de arcilla. Determinación de Porosidad. Determinación de Saturaciones de fluido. Identificación de contactos de fluidos. Determinación de Permeabilidad. Detección de fracturas naturales. Determinación de Propiedades Geomecánicas (Dinámicas). Determinación de la desviación del pozo y del buzamiento de la formación.

9. REALIZADO POR: ESTEFANY RIVERA CI-25.491.174