Metodo del Petroleo Movible. Descripcion de Formaciones Arcillosas. Calculo del Volumen de Arcilla.

1. Técnicas y Métodos de Interpretación de perfiles para Formaciones
Limpias.
1. Método del Petróleo Movible
El petróleo que puede desplazarse en una formación petrolífera
durante la perforación al ejercer la columna de lodo una presión
sobre la formación es lo que se denomina el petróleo móvil. El
petróleo original en la formación al ser presionado por una presión de
columna mayor que la presión de la formación tiende a ser empujado
hacia fuera del pozo en forma radial, determinando un cambio en la
saturación original del medio. Si la formación es petrolífera
tendremos que originalmente existe en las zonas barrid as petróleo y
agua de formación en saturaciones que dependen del nivel de
referencia por encima del nivel de agua; si el nivel se encuentra muy
por encima del nivel acuático tendremos quizás la saturación de agua
irreducible ósea que Sw = Swr y saturación de petróleo igual So = 1 –
Swr. Es un hecho comprobado que cuando los fluidos originales son
desplazados radicalmente en la formación van quedando otras
saturaciones de fluidos diferentes, es decir el filtrado y quizás sólidos
de arcillas en suspensión ingresan e n e l e s p a c i o p o r o s o y a s í
m i s m o s e v a n q u e d a n d o r e z a g a d a c i e r t a s a t u r a c i ó n d e petróleo
que se la denomina petróleo residual (SOR) y cuyo valor depende
tanto de factores petrofísicos como físicos del fluido.
2. Descripción de formaciones arcillosas
En una arenisca además de los granos de cuarzo y del fluido presente también
se encuentra arcilla. Los estudios de núcleos revelan que las arcillas pueden
estar presente en la formación de tres maneras posibles: estructural, laminar y
dispersa.
Arcilla estructural: En la arcilla estructural los granos de cuarzo son
sustituidos por partículas de arcillas. La porosidad de la arena es poco

2. afectada en este tipo de deposición, ya que se supone que la partícula
de arcilla ocupa el lugar del grano de cuarzo y deja libre el espacio
poroso.
Arcilla laminar: Se depositan en forma de láminas dentro de la arena,
por lo que es poco afectada a porosidad y la permeabilidad propias de la
arena.
Arcilla dispersa: Es la forma que más afecta las porosidades y
permeabilidades de las formaciones, puesto que el material arcilloso se
encuentra disperso, llenando parcialmente los espacios intergranulares.
La mayoría de los perfiles utilizados en la evaluación petrofísica son
afectados por la presencia de arcillas, por lo que se hace necesario
efectuar correcciones para obtener resultados representativos en dicha
evaluación.
3. Calculo de Volumen de Arcilla
Los métodos para determinar el volumen de arcilla están basados en la
comparación de una curva, seleccionada de los perfiles frente a la arena que
se está evaluando, con las lecturas frente a una zona considerada como limpia
y una lutita vecina que se considera como 100% arcilla.
Las expresiones existentes para obtener el volumen de arcilla (Vsh) se indican
a continuación:
Mediante la resistividad:

3. Dónde:
Rsh: Resistividad de la arcilla (ohm-m).
Rt: Resistividad de la formación (ohm-m).
Rtmáx: Resistividad de una arena de hidrocarburos relativamente limpia (ohm-
m)
b = 1.0, cuando la arcilla es laminar y/o el porcentaje de arcilla es bajo.
b = 2.0, cuando la arcilla es dispersa y/o el porcentaje de arcilla es de medio a
alto.
b = 1.5, da buenos resultados cuando no se conoce el tipo de arcillas o existen
arcillas dispersas y laminares en la arena (por lo general existe más de un tipo
de arcilla en la arena).
Mediante la curva SP
Vsh ≤ 1-SP, SSP
Donde:
SP: Potencial espontáneo leído en la arena de interés, milivoltios.
SSP: Potencial espontáneo de una arena limpia, milivoltios.
Mediante el perfil de rayos gamma:
Dónde:
Gr: Lectura del perfil G. Ray en la arena de interés (unidades API)
Grmáx: Lectura del perfil G. Ray en una lutita representativa (unidades API)
Grmín: Lectura del perfil G. Ray en una arena que se considera limpia
(unidades API).
4. Registros de Cementación
Perfil de control de calidad
Para realizar la evaluación cuantitativa de la calidad del cemento, además de
usar la interpretación de los registros CBL y VDL, se incluye una combinación
de registros derayos gamma, un localizador de cuellos (CCL) y el tiempo de

4. propagación (TT). Las herramientas acústicas deben ser centralizadas mientras
se corren los registros de cementación. Una herramienta no centralizada puede
causar señales del revestidor (si está presente) que puede tener apariencia de
onda. La apariencia de onda es creada por los cambios aparentes en el tiempo
de arribo de la señal del revestidor. Se puede realizar un buen control de
calidad en la herramienta centralizada si la señal del revestidor está presente.
La señal de revestidor debe ser perfectamente recta en el registro.
Factores que afectan la lectura del perfil de control de calidad
Del Cemento:
Tipo de cemento
Aditivos usados
Tiempo de fraguado
Cantidad de cemento
Rata de bombeo durante la cementación
Del Hoyo:
Profundidad
Tipo de fluido en el hoyo
Aditivos del lodo de perforación
Diámetro del pozo
Desviación del hoyo
De la Formacion:
Presión
Temperatura
Fluidos de la formación
Del Revestidor:
Diámetro y peso
Centralizadores
Raspadores

5. De otras operaciones:
Daños causados durante el cañoneo
Daños causados por forzamiento de cemento a alta presión
Condiciones óptimas para el desarrollo del perfil de control de
calidad
El CBL responde principalmente a tres factores:
Impedancia acústica del cemento es tendencia en la industria trabajar
directamente con la impedancia acústica cuando se evalúa el cemento detrás
del revestimiento con registros acústicos, y no utilizar la resistencia a la
comprensión.
Espesor del revestimiento (Lpc/pie).
Area del revestimiento adherida por el cemento entre el transmisor y receptor
de donde se deriva el 1-A
5. Perfil de producción e Inyección
Perfil de Temperatura
Está herramienta consta de un termómetro de resistencia de Platino. La
medición de la temperatura es de vital importancia para la interpretación de
registros de producción ya que permiten distinguir entradas de fluidos, zonas
de inyección y tope de cemento. La temperatura del revestidor en la zona
cementada debe ser mayor que en el resto de la tubería. Esto permite detectar
el tope del cemento por una simple medición de perfil de temperatura del pozo.
Esta medida permite evaluar la efectividad del mecanismo de desplazamiento
utilizado durante la cementación.
Mide la variación de la temperatura en toda la columna de producción.
Aplicaciones:
Determina la entrada de gas

6. Distinguir las zonas que aportan producción con las que no aportan
Determina los puntos de inyección
Determina el gradiente geotérmico
Perfil de medición de flujo Monofásico
Fullbore: es posicionado en el fondo de la sarta de la herramienta PLT. Donde
una hélice mide la tasa de flujo en el fondo del hoyo cubriendo una gran parte
de la sección transversal del revestidor. La herramienta cuenta con tres brazos
que permiten centralizar el Flowmeter permitiendo realizar mediciones en el
centro del flujo. Este tipo de Flowmeter es ideal para pozos horizontales o
pozos con bajo caudal.
In-line: es una herramienta compacta que puede ser corrida en combinación
con otras herramientas de PLT. Este tipo de Flowmeter es ideal para pozos
donde existen restricciones en la sarta de completacion y no es posible utilizar
el Fullbore. Presenta la ventaja que puede medir flujo e tubería de producción y
es menos susceptible a altas velocidades de fluido que el Fullbore. También es
recomendado para pozos con bajas tasas de producción.
Diverter: está diseñado para proveer mediciones certeras del flujo total en flujo
multifasico lento en pozos verticales y desviados. Presenta una cesta que dirige
el fluido a un In-Line Flowmeter modificado que permite mediciones de flujo
más certeras. Esta cesta reduce el área transversal ocupada por el fluido
dentro del pozo, permitiendo mediciones de bajas tasa de flujo.

7. Introducción
Un registro o perfil de pozo quiere 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”.
Los registros de pozos de petróleo son técnicas geofísicas in situ, que se
utilizan en las operaciones petroleras para obtener una mayor información de
los parámetros físicos y geológicos del pozo, tales como; cantidad de petróleo
móvil, saturación del agua en la formación, resistividad de las rocas, porosidad,
etc.
Haciendo una clasificación física tenemos que estas técnicas son de
naturaleza; eléctrica, nuclear, acústica y electromagnéticas, cada una da una
información específica en función de sus propiedades físicas. El análisis en
conjunto de varias de ellas, sumada con la información que se tenga del campo
petrolero (sísmicas, pozos cercanos y otros), permitirá obtener un perfil de la
formación adyacente al pozo de petróleo, así como estimar la cantidad de
petróleo extraíble y finalmente determinar su valor comercial.

8. Conclusión
Desde el descubrimiento del petróleo por el coronel Drake en 1869, y antes del
advenimiento de los perfiles de pozos, la industria petrolera dependía casi
exclusivamente de la descripción y análisis de núcleos y muestras de canal,
que los geólogos hacían a boca de pozo, para seleccionar los intervalos a
completar. Estas eran tareas laboriosas que exigían dedicación y sacrificio por
parte del geólogo, sobre cuyos hombros descansaba la responsabilidad de
decidir la completacion o abandono del pozo. Inicialmente la perforación se
realizaba por el método de percusión, el cual permitía, por su lentitud relativa y
por aportar buen muestreo de las rocas penetradas, un buen control geológico
de las formaciones afectadas. Con el desarrollo de la perforación rotatoria los
ripios de perforación pasaron a ser más fragmentados, dificultando la
descripción del subsuelo y haciendo más necesaria la toma de núcleos
continuos para medir porosidad y permeabilidad de las rocas del reservorio.
Esta situación perduró hasta los años treinta, época en la que el perfilaje de
pozos pasa a ser una técnica complementaria del geólogo en la descripción del
subsuelo.A través de los perfiles de pozos medimos un número de parámetros
físicos relacionados a las propiedades geológicas y petrofísicas de los estratos
que han penetrado. Además, 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 constituyen una descripción de la roca. La principal
función del perfilaje de pozos es la localización y evaluación de los yacimientos
de hidrocarburos.

9. República Bolivariana de Venezuela
Ministerio del Poder Popular para la Educación Superior
Instituto Universitario Politécnico Santiago Mariño
Extensión Maracaibo
Interpretación De
Perfiles