INTERPRETACIÓN BÁSICA DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS PARTE II

INTERPRETACIÓN BÁSICA DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS PARTE I

Los registros geofísicos fueron introducidos en la industria petrolera hace más de medio siglo y desde entonces muchos dispositivos de registros han sido desarrollados y puestos en actividad. Así como la especialidad de registros geofísicos avanzó, el arte de interpretar sus datos también lo hizo. En la actualidad el análisis detallado de los registros de pozos, proporcionan un método para derivar o inferir valores exactos de la saturación del agua o hidrocarburos, la porosidad, el índice de permeabilidad, la litología del yacimiento, etc. Sin embargo, en forma general podemos decir que los registros geofísicos se aplican en perforación y terminación de pozos, producción y en la evaluación del yacimiento.
Después de la perforación, con los registros geofísicos (resistividad, sónico, densidad, radioactivos) se pueden detectar y evaluar presiones de formación altas, así como evaluar gradientes de fractura de la formación. En un registro de conductividad y sónico, al detectar presiones anormales, la conductividad eléctrica se incrementa y el tiempo de viaje de la onda sonora en seg/m o seg/pie también se incrementa (Grafica. 1.4, 1.5 y 1.6). En el caso de un registro de densidad, éste mostrará una disminución en densidad dentro de una región de presión anormal.

CNL = Registro neutrónico compensado.
BHC = Registro sónico compensado
CBL = Registro de cementación
CCL = Registro localizador de coples.
CDR = Registro direccional continuo.
DIL = Registro doble inducción
DLL = Registro doble Laterolog.
FDC = Registro de densidad de formación.
FIL = Registro de identificación de fracturas.
VDL = Registro de densidad variable.
CBT = Registro sónico de cementación
CET = Registro sónico de evaluación del cemento.
BHC = Registro sónico de porosidad compensado.
LDT = Registro litodensidad compensada.
NGT = Registro espectroscopía de rayos gamma naturales.
GRN = Registro rayos gamma naturales-neutrón.
VSP = Perfil de velocidades sísmicas.
CNL = Registro neutrón compensado.
SHDT= Herramienta de echado estratigráfico.
SFL = Registro de enfoque esférico.
SIT = Herramienta de punto libre.
GR = Registro de rayos gamma.

PERFIL DE PRESIONES PARA EL ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO - PARTE II

3. Trazar una línea horizontal (2) a partir de la profundidad anterior hasta la curva de densidad de lodo requerida a esa profundidad.
4. Trazar hacia arriba una línea vertical (3) partiendo de la intercepción de la curva de densidad de lodo requerida hasta la curva de gradiente de fractura.

5. Seleccionar la profundidad de asentamiento de la T.R. intermedia, inmediatamente debajo de la intersección anterior, incluyendo nuevamente el factor de seguridad apropiado. De la misma forma se selecciona la profundidad de asentamiento de la T.R. superficial, líneas 4 y 5.

PERFIL DE PRESIONES PARA EL ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO - PARTE Ii

3. Trazar una línea horizontal (2) a partir de la profundidad anterior hasta la curva de densidad de lodo requerida a esa profundidad.

4. Trazar hacia arriba una línea vertical (3) partiendo de la intercepción de la curva de densidad de lodo requerida hasta la curva de gradiente de fractura.

5. Seleccionar la profundidad de asentamiento de la T.R. intermedia, inmediatamente debajo de la intersección anterior, incluyendo nuevamente el factor de seguridad apropiado. De la misma forma se selecciona la
profundidad de asentamiento de la T.R. superficial, líneas 4 y 5.

PERFIL DE PRESIONES PARA EL ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO - PARTE I

El seleccionar la profundidad de asentamiento para las tuberías de revestimiento (T.R.) en forma adecuada y precisa, nos previene o evita muchos problemas durante la perforación del pozo.
Existen varios métodos para calcular y graficar las curvas de gradiente de presión de formación y de fractura contra la profundidad del pozo, que se elaboran en las diferentes áreas en donde se perfora. Sin importar el método que se use, las curvas de éstos dos gradientes son las básicas para planear la
perforación de cualquier pozo.
Para el asentamiento de las tuberías de revestimiento, se aplican las dos curvas mencionadas, complementándose con la curva de la densidad del fluido de perforación requerida. Esta información se expresa en densidad de fluido de perforación equivalente y se grafica contra la profundidad del pozo (En caso de un pozo direccional, se toma la profundidad vertical verdadera). El gradiente de presión de poro se establece por los registros geofísicos de pozos de correlación y la curva de densidad del lodo requerida se dibuja adjunta a la curva de la presión de poro, con un valor de 0.06 gr/cm3 mayor que ésta. Teniendo la gráfica de las tres curvas mencionadas, se procede a encontrar las profundidades de cada T.R. de acuerdo al siguiente procedimiento (Gráfica 1.3):

1. Trazar una línea horizontal indicando la profundidad objetivo del pozo y posteriormente una línea vertical (1) a partir de la densidad máxima del lodo hasta interceptar la curva de gradiente de fractura, éste punto indica la densidad de fractura a la profundidad localizada en la gráfica.

2. Seleccionar la profundidad de asentamiento de la T.R. corta (en este caso), inmediatamente abajo del punto de intercepción en la curva de gradiente de fractura. Se debe considerar un factor de seguridad por la densidad equivalente de circulación y otras recomendaciones.

Gráfica 1.2 Variaciones de la relación de Poisson con la profundidad

PREDICCIÓN DEL GRADIENTE DE PRESIÓN DE FRACTURA POR EL MÉTODO EATON. - PARTE II

El gradiente de presión de formación, se puede utilizar por medio de la información de los registros de pozos o al relacionarla con datos de otro pozo cercano. Si desea realizar un cálculo práctico puede considerarse el normal de la formación.