El registro de densidad es una herramienta de registro de pozos que puede proporcionar un registro continuo de la densidad aparente de una formación a lo largo de un pozo . En geología, la densidad aparente es función de la densidad de los minerales que forman una roca (es decir, la matriz ) y el fluido encerrado en los espacios porosos. Esta es una de las tres herramientas de registro de pozos que se usan comúnmente para calcular la porosidad; las otras dos son el registro sónico y el registro de porosidad de neutrones.
La herramienta se desarrolló inicialmente en la década de 1950 y en la década de 1960 se utilizó ampliamente en toda la industria de los hidrocarburos. Un tipo de herramienta nuclear activa, una fuente radiactiva y un detector se bajan por el pozo y la fuente emite rayos gamma de energía media hacia la formación. Las fuentes radiactivas suelen ser una fuente direccional de Cs-137. Estos rayos gamma interactúan con los electrones de la formación y se dispersan en una interacción conocida como dispersión Compton . El número de rayos gamma dispersos que llegan al detector, colocado a una distancia determinada del emisor, está relacionado con la densidad electrónica de la formación, [1] que a su vez está relacionada con la densidad aparente de la formación ( ) vía
donde es el número atómico y es el peso molecular del compuesto. Para la mayoría de los elementos es aproximadamente 1/2 (excepto para el hidrógeno, donde esta proporción es 1). La densidad de electrones ( ) en g/cm 3 determina la respuesta de la herramienta de densidad.
La herramienta en sí constaba inicialmente de una fuente radiactiva y un único detector, pero esta configuración es susceptible a los efectos del fluido de perforación . De manera similar a cómo se mejoró la herramienta de registro sónico para compensar los efectos del pozo, el registro de densidad ahora utiliza convencionalmente 2 o más detectores. En una configuración de 2 detectores, el detector de espaciado corto tiene una profundidad de investigación mucho menor que el detector de espaciado largo, por lo que se utiliza para medir el efecto que tiene el fluido de perforación en la detección de rayos gamma. Este resultado se utiliza luego para corregir el detector de espaciado largo. [2]
Suponiendo que la densidad aparente medida ( ) solo depende de la densidad de la matriz ( ) y la densidad del fluido ( ), y que estos valores se conocen a lo largo del pozo, la porosidad ( ) se puede inferir mediante la fórmula
Los valores comunes de densidad de la matriz (en g /cm 3 ) son:
Este método es el indicador de porosidad más fiable para areniscas y calizas porque su densidad es bien conocida. [1] Por otro lado, la densidad de los minerales arcillosos , como la lutita, es muy variable, dependiendo del entorno de depósito , la presión de sobrecarga , el tipo de mineral arcilloso y muchos otros factores. Puede variar desde 2,1 (montmorillonita) hasta 2,76 (clorita) por lo que esta herramienta no es tan útil para determinar su porosidad. Una densidad aparente del fluido de 1 g /cm 3 es apropiada cuando el agua es dulce, pero el agua altamente salina tiene una densidad ligeramente mayor y se deben usar valores más bajos para yacimientos de hidrocarburos , dependiendo de la densidad de los hidrocarburos y la saturación residual.
En algunas aplicaciones, los hidrocarburos se indican por la presencia de porosidades anormalmente altas.
