1. Clasificación
1.1. Eléctricos: información acerca de las propiedades eléctricas de las rocas.
1.1.1. Potencial Espontaneo (SP)
1.1.1.1. Registro no inducido.
1.1.1.2. Hoyo desnudo.
1.1.1.3. No funciona en lodo base aceite.
1.1.1.4. Identifica capas porosas.
1.1.1.5. Calcula la salinidad del agua de formación.
1.1.1.6. Calcula la resistividad del agua de formación (Rw).
1.1.1.7. Se mide introduciendo:
1.1.1.7.1. Un electrodo el sondeo sin entubar.
1.1.1.7.2. Y otro se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie lleno de lodo de perforación.
1.1.1.8. Nulo frente a las capas gruesas de arcilla.
1.1.1.8.1. Unión de todos los puntos con SP nulo permite trazar la Linea Base de las Arcillas.
1.1.1.9. Desviaciones
1.1.1.9.1. Izquierda de la Linea Base
1.1.1.9.2. Derecha de la Linea Base
1.1.1.10. Salinidad del lodo de perforación>Salinidad del agua de formación
1.1.1.10.1. Intercambio iónico del pozo hacia la formación.
1.1.1.11. Salinidad del lodo de perforación<Salinidad del agua de formación
1.1.1.11.1. Intercambio iónico de la formación al pozo.
1.1.1.12. Arenas poco consolidadas que contienen agua dulce.
1.1.1.12.1. SP Positivo
1.1.1.13. Arenas que contienen agua salada.
1.1.1.13.1. SP Negativo
1.1.1.14. Salinidad del lodo de perforación similar a la salinidad del agua de formación.
1.1.1.14.1. No se produce ningún intercambio iónico
1.1.1.15. Frente a las capas de lutitas no se produce intercambio iónico.
1.1.1.15.1. SP Neutro
1.1.1.16. Se mide en milivoltios (mV).
1.1.1.16.1. Rango de 125-375
1.1.1.17. Lodos conductivos.
1.1.1.18. Se lee
1.1.1.18.1. De izquierda (Arenas)
1.1.1.18.2. A derecha (Arcillas)
1.1.2. Resistividad (Resistivity)
1.1.2.1. Registro inducido.
1.1.2.2. Capacidad que tienen las rocas de oponerse al paso de corriente eléctrica inducida.
1.1.2.3. Depende de la sal disuelta en los fluidos presentes en los poros delas rocas.
1.1.2.4. Evidencias del contenido de fluidos en las rocas.
1.1.2.5. Poros de la formación
1.1.2.5.1. Agua salada
1.1.2.5.2. Petroleo o Gas
1.1.2.6. Rocas compactas poco porosas
1.1.2.6.1. Calizas masivas
1.2. Radioactivos: información acerca de las propiedades radiactivas de las rocas.
1.2.1. Rayos Gamma (Gamma Ray GR)
1.2.1.1. Emisiones naturales de rayos gamma que poseen las rocas.
1.2.1.2. Lutitas tienen emisiones de rayos gamma mayores que las arenas.
1.2.1.3. Mientras mayor es el contenido de arcilla de las rocas mayor es la emisión de GR de las mismas.
1.2.1.4. Minerales radiactivos
1.2.1.4.1. Potasio (K)
1.2.1.4.2. Torio (Th)
1.2.1.4.3. Uranio (U)
1.2.1.5. Se lee de izquierda a derecha.
1.2.1.5.1. GR bajo
1.2.1.5.2. GR alto
1.2.1.6. Se mide en grados API .
1.2.1.6.1. Rango de 0-150 API.
1.2.1.7. Calcula el contenido de arcilla de las capas (Vsh).
1.2.1.7.1. Tamaño de grano.
1.2.1.7.2. Diferenciar litologías porosas de no porosas.
1.2.1.8. Pozos entubados.
1.2.1.9. Cualquier tipo de fluido.
1.2.2. Espectometria (NGS)
1.2.2.1. GR Espectral
1.2.2.2. Determinar el tipo de arcillas que contiene una formación.
1.2.2.3. Relación de proporciones de los minerales radiactivos.
1.2.2.3.1. Concentraciones K/Th
1.2.2.3.2. Concentración de U
1.2.2.4. Estimar contactos formacionales.
1.2.2.4.1. Registrarse un cambio en el tipo de arcilla por la relación (K / Th).
1.3. Porosidad: información acerca de la porosidad del yacimiento. Mejores para detectar y delimitar los yacimientos de gas.
1.3.1. Sonico (BHC)
1.3.1.1. Principio del método sísmico.
1.3.1.2. Velocidad del sonido en las ondas penetradas por el pozo.
1.3.1.3. Posee un emisor de ondas y un receptor.
1.3.1.3.1. Tiempo de tránsito de dichas ondas.
1.3.1.4. Determinación de la porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI).
1.3.1.4.1. En función del tiempo de tránsito de las ondas.
1.3.1.5. Se lee de derecha a izquierda.
1.3.1.6. Se mide en microseg/m (100 – 500) ó el microseg/pie (40 – 240).
1.3.1.7. Mayor tiempo de transito
1.3.1.7.1. Menor velocidad
1.3.1.8. Hoyo revestido.
1.3.1.9. Cualquier lodo.
1.3.2. Neutronico (CNL)
1.3.2.1. Concentraciones de hidrógenos.
1.3.2.1.1. Presencia de agua o petróleo de la roca.
1.3.2.2. Porosidad neutrónica de las rocas (NPHI).
1.3.2.3. Se lee de derecha a izquierda.
1.3.2.4. Se mide
1.3.2.4.1. Fracción
1.3.2.4.2. %
1.3.2.5. Los neutrones colisionan con los hidrógenos presentes en los poros de la roca.
1.3.2.6. Mide los neutrones dispersos liberados en las colisiones.
1.3.2.7. Hoyo revestido.
1.3.2.8. Cualquier lodo.
1.3.3. Densidad (FDC)
1.3.3.1. Densidad de la formación.
1.3.3.2. Atenuación de rayos gamma entre una fuente y un receptor.
1.3.3.3. Rayos gamma colisionan con los átomos presentes en la roca.
1.3.3.4. Rayos gamma dispersos liberados en las colisiones.
1.3.3.5. Posteriormente servirá para calcular la porosidad por densidad.
1.3.3.6. FDC
1.3.3.6.1. Bajo
1.3.3.6.2. Alto
1.3.3.7. Se lee de izquierda a derecha.
1.3.3.8. Medido en gr/cm3
1.3.3.8.1. Rango de 1.96 a 2.96 gr/cm3
1.3.3.9. Hoyo revestido.
1.3.3.10. Cualquier lodo.
1.4. Otros
1.4.1. Diámetro: información acerca de las condiciones del hoyo.
1.4.1.1. Diámetro de la Mecha (Bit Size BS)
1.4.1.1.1. Diámetro de las mechas que se utilizaron durante toda la perforación.
1.4.1.1.2. Hoyo desnudo.
1.4.1.1.3. Cualquier lodo.
1.4.1.1.4. Se mide en mm.
1.4.1.1.5. Se lee de izquierda a derecha.
1.4.1.2. Calibración (Caliper CALI)
1.4.1.2.1. Diámetro del pozo.
1.4.1.2.2. Diferenciar litologías resistentes de las poco resistentes.
1.4.1.2.3. Determinar el estado del hoyo.
1.4.1.2.4. CALI>Diámetro de la mecha (BS), menor es la competencia de la roca perforada.
1.4.1.2.5. BS similar al CALI, la roca es competente.
1.4.1.2.6. BS>CALI, se tratan de lutitas expansivas o se formó un revoque muy grueso.
1.4.1.2.7. Hoyo desnudo.
1.4.1.2.8. Cualquier lodo.
1.4.1.2.9. Se mide en mm
1.4.1.2.10. Se lee de izquierda a a derecha.
1.4.2. Especiales: no frecuentes debido a su alto costo, solo cuando el área presenta complicaciones litológicas y/o estructurales.
1.4.2.1. Buzamiento (Dipmeter)
1.4.2.1.1. Cambios de buzamientos de los estratos.
1.4.2.1.2. Junto con un GR.
1.4.2.2. Resonancia Magnética (CMR)
1.4.2.2.1. Adquirir nuevos datos petrofísicos que contribuyen a la interpretación de las zonas complejas.
1.4.2.2.2. Medición de los momentos magnéticosque se producen en los hidrógenos que contiene la formación.
1.4.2.2.3. Determinar porosidades.
1.4.2.3. Imágenes (FMI)
1.4.2.3.1. Obtener imágenes resistivas de las rocas en el subsuelo.
1.4.2.3.2. Diferenciar capas de arena y arcilla.
1.4.2.3.3. Estudiar estructuras sedimentarias.
1.4.2.4. RTF
1.4.2.4.1. Gradiente de presión de los fluidos que se encuentran dentro de las formaciones.
1.4.2.4.2. Ubicar contactos:
1.4.2.4.3. Combinarse con otros perfiles
1.4.2.5. Inducción 3D (3DEX)
1.4.2.5.1. Resistividad horizontal (Rh) y la resistividad vertical (Rv) de una formación siliciclástica.
2. Importancia
2.1. Localizar y evaluar
2.1.1. Yacimientos de hidrocarburos
2.1.1.1. Unidad geológica de extensión limitada
2.1.1.1.1. Porosa
2.1.1.1.2. Permeable
2.1.1.1.3. Saturada de hidrocarburo y agua.
2.2. Datos
2.2.1. Descripción de la roca
2.3. Información
2.3.1. Fluidos presentes en las rocas
2.3.1.1. Gas
2.3.1.2. Petroleo
2.3.1.3. Agua
2.3.2. Valor comercial del pozo
2.4. Parámetros físicos de los estratos que han penetrado.
2.4.1. Propiedades geologicas
2.4.1.1. Estructura
2.4.1.2. Estratigrafia
2.4.1.3. Litologia
2.4.1.4. Resistividad de las rocas
2.4.2. Propiedades petrofisicas
2.4.2.1. Porosidad
2.4.2.2. Permeabilidad
2.4.2.3. Saturacion
2.4.2.4. Presión capilar
2.4.2.5. Humectabilidad
2.4.2.6. Tensión superficial e inercial
3. Rocas de Yacimiento
3.1. Ígnea: enfriamiento, cristalización y solidificación del magma en el interior de la corteza terrestre.
3.1.1. Clasificación:
3.1.1.1. Ambiente en que se forma:
3.1.1.1.1. Volcánicas: solidificación de la roca en la superficie terrestre a bajas temperaturas y presiones.
3.1.1.1.2. Plutónicas: el magma se cristaliza en la profundidad por perdida de movilidad.
3.1.1.1.3. Filonianas: el magma rellena grietas y hendiduras provenientes de un enfriamiento y cristalización intermedia.
3.1.1.2. Textura:
3.1.1.2.1. Afanitica: minerales pequeños que no se distinguen a simple vista.
3.1.1.2.2. Faneritica: minerales de igual tamaño visibles a simple vista.
3.1.1.2.3. Porfirica: cristales grandes incrustados en una matriz de cristales pequeños, no visibles a simple vista.
3.1.1.2.4. Vitrea: vidrio natural.
3.1.1.2.5. Vesicular: aberturas o vesículas formadas por escape de gases.
3.1.1.3. Composición química del magna que las origina:
3.1.1.3.1. Ácidas: colores claros.
3.1.1.3.2. Intermedias: colores claros y oscuros.
3.1.1.3.3. Básicas: colores oscuros.
3.1.1.3.4. Madre: mejores características para la generación de hidrocarburos.
3.1.1.3.5. Reservorio: roca almacén, porosa y permeable.
3.1.1.3.6. Sello: roca impermeable, evita que el petróleo se desplace.
3.1.1.3.7. Sobrecarga: pila sedimentaria que esta sobre el yacimiento.
3.2. Metamórfica: su composición y textura originales han sido alteradas por calor y presión (metamorfismo).
3.2.1. Clasificación:
3.2.1.1. Foliadas: se subdividen en función del tipo de foliación, tamaño de grano y minerales.
3.2.1.1.1. Pizarra: grano muy fino y minerales planares abundantes.
3.2.1.1.2. Esquisto: grano grueso y minerales planares.
3.2.1.1.3. Gneis: grano grueso, minerales alargados, granulares y planares.
3.2.1.2. No Foliadas: compuestas por un solo mineral.
3.2.1.2.1. Mármol: grano grueso de calcita.
3.2.1.2.2. Cuarcita: granos de cuarzo.
3.2.1.2.3. Corneanas: grano fino con cristales de andalucita u otro mineral.
3.3. Sedimentaria: procesos de meteorizacion, erosión, transporte, precipitación y litificacion de sedimentos de rocas preexistentes.
3.3.1. Clasificación:
3.3.1.1. Tamaño de los Clastos:
3.3.1.1.1. Detriticas o clasticas
3.3.1.2. Composición Mineral:
3.3.1.2.1. Químicas
3.3.1.2.2. Carbonacea
3.3.1.2.3. Kerogena
4. Antecedentes
4.1. Descripción y análisis
4.1.1. Muestras de canal.
4.1.2. Núcleos.
4.2. Perforación Rotaria
4.2.1. Ripios mas fragmentados.
4.3. Toma de núcleos continuos
4.3.1. Medir
4.3.1.1. Porosidad
4.3.1.2. Permeabilidad
4.4. 5 de septiembre de 1927, Francia
4.4.1. 1ra medición de resistividades en el subsuelo
4.4.1.1. Registradas en un grafico.
4.5. 6 de marzo de 1929, Venezuela Campo La Rosa
4.5.1. 1ra corrida de un registro eléctrico en continente Americano.
4.5.1.1. Pozo R-216.
4.6. 1er Registro eléctrico en USA, Campo Bakersfield.
4.7. 1929 Medicion del SP
4.7.1. Pozo lleno de lodo de perforación.
4.7.2. Mostraba deflexiones frente a capas permeables.
4.7.2.1. Valioso complemento al registro electrico.
4.7.3. Uso hasta finales de 1950´s
4.7.3.1. Nueva generación de registros.
4.7.3.2. Limitaciones en lodos base aceite.
4.8. 1930´s Perfilaje de pozos
4.8.1. Técnica complementaria del geologo
4.8.1.1. Descripción del subsuelo.
4.9. Registro Neutronico 1941.
4.10. Registro de Inducción 1947
4.10.1. Lodos base aceite.
4.11. Registro Sonico 1954.
5. Definición:
5.1. Técnica de medición a lo largo del pozo, de las características petrofísicas de las formaciones geológicas y de los fluidos contenidos en ellas.
5.1.1. Se obtiene un perfil o registro del pozo.
5.1.2. Controlado desde la superficie.
5.1.3. Hecho por aparatos de medición (herramientas).
5.1.4. Logrando mediante su interpretación un pronóstico sobre el potencial hidrocarburífero.
5.1.5. Ayuda en la toma de decisiones en las operaciones de completación y reacondicionamiento.
6. Elementos
6.1. Cabezal
6.1.1. Todos los datos referentes al pozo.
6.2. Sección Principal
6.2.1. Presentación de la data.
6.2.2. Escalas a las que se perfila.
6.3. Sección Repetida
6.3.1. Se repiten los últimos 200 pies
6.3.1.1. Verificar que la data obtenida es correcta.
6.3.2. Track o Pistas.
7. Equipos
7.1. Proporcionar mediciones
7.1.1. Obtener o inferir las características petrofisicas de las rocas de yacimientos.
7.2. Inducción Electromagnética
7.2.1. Ondas electromagneticas
7.2.1.1. Comunicarse con la superficie.
7.2.2. Opera con tuberías.
7.2.3. Sistema repetidor
7.2.3.1. Aumentar el rango de profundidad.
7.2.4. Comunicación bidireccional.
7.3. Resistividad
7.3.1. Sensor de resistividad del fluido
7.3.1.1. 4 electrodos en la punta de la herramienta, protegidos por un envoltorio de acero.
7.3.2. Pozos llenos de lodos conductivos.
7.3.3. Diferenciar
7.3.3.1. Zonas acuíferas.
7.3.3.2. Zonas con hidrocarburo.
7.3.4. Identificar zonas permeables.
7.3.5. Determinar porosidad.
7.3.6. Medir resistividades.
7.4. Sismico
7.4.1. Sonido propagado dentro de la tierra.
7.4.2. Ecos registrados en geofonos
7.4.3. Camiones ¨vibraseis¨.
7.5. Sísmica Adquirida en el Mar
7.5.1. Pistolas de aire
7.5.1.1. Camaras de aire a alta presion
7.5.1.1.1. Liberado desde computadores.
7.6. Densidad de Formación
7.6.1. Patín blindado
7.6.1.1. Fuente radioactiva.
7.6.1.2. 2 detectores de rayos gamma.
7.6.2. Densidad total de la formación.
7.6.3. Medida de la porosidad.
7.7. Neutronico
7.7.1. Detectores sensibles
7.7.1.1. Rayos Gamma.
7.7.1.2. Neutrones.
7.7.2. Pozos
7.7.2.1. Revestidos
7.7.2.2. Abierto
7.7.2.3. Con lodo
7.7.2.3.1. Base agua
7.7.2.3.2. Base aceite
7.7.2.4. Sin lodo
7.7.3. Determinar porosidad.
7.7.4. Identificar reservorios con gas.
7.7.5. Determinar el volumen de shale.
7.7.6. Evaluar litologias complejas.