En la exploración y el desarrollo petrolero , la evaluación de la formación se utiliza para determinar la capacidad de un pozo para producir petróleo . Básicamente, es el proceso de "reconocer un pozo comercial cuando se perfora uno".
La perforación rotatoria moderna suele utilizar un lodo pesado como lubricante y como medio para producir una presión de confinamiento contra la cara de la formación en el pozo, evitando reventones. Solo en casos raros y catastróficos, los pozos de petróleo y gas terminan con una fuente de petróleo que brota. En la vida real, eso es un reventón , y generalmente también un desastre financiero y ambiental . Pero controlar los reventones tiene desventajas: el filtrado de lodo se filtra en la formación alrededor del pozo y una costra de lodo cubre los lados del pozo. Estos factores ocultan la posible presencia de petróleo o gas incluso en formaciones muy porosas. Para complicar aún más el problema, está la presencia generalizada de pequeñas cantidades de petróleo en las rocas de muchas provincias sedimentarias . De hecho, si una provincia sedimentaria está absolutamente desprovista de trazas de petróleo, no es factible continuar perforando allí.
El problema de la evaluación de la formación es una cuestión de responder a dos preguntas:
El problema es que no es posible examinar directamente la formación. Se trata, en definitiva, de observar la formación de forma indirecta .
Las herramientas para detectar petróleo y gas han estado evolucionando durante más de un siglo. La herramienta más simple y directa es el examen de los recortes de pozo . Algunos petroleros de mayor edad molían los recortes entre sus dientes y los probaban para ver si había petróleo crudo presente. Hoy en día, un geólogo o registrador de lodos de pozo utiliza un microscopio estereoscópico de baja potencia para determinar la litología de la formación que se está perforando y para estimar la porosidad y la posible presencia de manchas de petróleo. Se utiliza una cámara de luz ultravioleta portátil o "caja fantasma" para examinar los recortes en busca de fluorescencia . La fluorescencia puede ser una indicación de manchas de petróleo crudo o de la presencia de minerales fluorescentes. Se pueden diferenciar colocando los recortes en un vidrio de reloj o plato de hoyuelos lleno de solvente. El solvente suele ser tetracloretano de carbono. El petróleo crudo se disuelve y luego se vuelve a depositar como un anillo fluorescente cuando el solvente se evapora. El registro escrito en un gráfico de tiras de estos exámenes se denomina registro de muestra o registro de lodo.
El examen de los recortes de pozo es una habilidad que se aprende. Durante la perforación, la broca corta fragmentos de roca, generalmente de menos de 1 ⁄ 8 de pulgada (3,2 mm) de ancho, del fondo del pozo. El lodo, que sale a chorro de los agujeros de la broca a alta presión, arrastra los recortes hacia arriba del pozo. Durante su viaje a la superficie, pueden circular alrededor de la tubería de perforación que gira, mezclarse con los recortes que caen hacia abajo del pozo, mezclarse con fragmentos que se desmoronan de las paredes del pozo y mezclarse con recortes que viajan más rápido y más lento en la misma dirección ascendente. Luego, la zaranda vibratoria los separa del flujo de lodo y caen sobre una pila en su base. Determinar el tipo de roca que se está perforando en un momento dado es una cuestión de saber el "tiempo de retraso" entre un fragmento que corta la broca y el momento en que llega a la superficie, donde luego es examinado por el geólogo del pozo (o registrador de lodo, como a veces se los llama). Una muestra de los recortes tomada en el momento adecuado contendrá los recortes actuales en una mezcla de material perforado previamente. Reconocerlos puede ser muy difícil a veces, por ejemplo, después de un "viaje de perforación" cuando se han extraído un par de millas de tubería de perforación y se han devuelto al pozo para reemplazar una broca desafilada. En ese momento, se produce una inundación de material extraño que se desprende de las paredes del pozo (hundimientos), lo que dificulta aún más la tarea de los registradores de lodo.
Una forma de obtener muestras más detalladas de una formación es mediante la extracción de núcleos. En la actualidad se utilizan dos técnicas comunes. La primera es el "núcleo completo", un cilindro de roca, generalmente de entre 3 y 4 pulgadas de diámetro y hasta 50 a 60 pies (15 a 18 m) de largo. Se corta con un "barril sacatestigos", un tubo hueco con una broca en forma de anillo con incrustaciones de diamantes que puede cortar un tapón y llevarlo a la superficie. A menudo, el tapón se rompe durante la perforación, generalmente en lutitas o fracturas, y el barril sacatestigos se atasca, triturando lentamente las rocas que tiene frente a él hasta convertirlas en polvo. Esto indica al perforador que debe renunciar a obtener un núcleo completo y retirar el tubo.
La extracción de un núcleo completo es una operación costosa que generalmente detiene o ralentiza la perforación durante al menos la mayor parte del día. Un núcleo completo puede ser invaluable para la evaluación posterior del yacimiento. Una vez que se ha perforado una sección del pozo, no hay, por supuesto, forma de extraer un núcleo sin perforar otro pozo.
Otra técnica más barata para obtener muestras de la formación es la "extracción de núcleos de pared lateral". Un tipo de núcleos de pared lateral son los núcleos de percusión. En este método, un cilindro de acero (una pistola de extracción de núcleos) tiene balas de acero de punta hueca montadas a lo largo de sus lados y amarradas a la pistola mediante cables de acero cortos. La pistola de extracción de núcleos se baja hasta el fondo del intervalo de interés y las balas se disparan individualmente a medida que la pistola sube por el pozo. Lo ideal es que los cables de amarre suelten las balas huecas y el tapón de formación encerrado y la pistola los lleve a la superficie. Las ventajas de esta técnica son el bajo costo y la capacidad de tomar muestras de la formación después de que se haya perforado. Las desventajas son la posible falta de recuperación debido a balas perdidas o disparadas incorrectamente y una ligera incertidumbre sobre la profundidad de la muestra. Los núcleos de pared lateral a menudo se disparan "sobre la marcha" sin detenerse en cada punto del núcleo debido al peligro de atascamiento diferencial. La mayoría del personal de la empresa de servicios tiene la suficiente habilidad para minimizar este problema, pero puede ser significativo si la precisión de la profundidad es importante.
Un segundo método de extracción de núcleos de pared lateral es el de los núcleos rotatorios de pared lateral. En este método, se baja un conjunto de sierra circular hasta la zona de interés en un cable y se corta el núcleo. De esta manera, se pueden extraer docenas de núcleos en una sola pasada. Este método es aproximadamente 20 veces más caro que los núcleos de percusión, pero produce una muestra mucho mejor.
Un problema grave con los núcleos es el cambio que sufren cuando son llevados a la superficie. Puede parecer que los recortes y los núcleos son muestras muy directas, pero el problema es si la formación en profundidad producirá petróleo o gas. Los núcleos de pared lateral se deforman, compactan y fracturan por el impacto de la bala. La mayoría de los núcleos completos de cualquier profundidad significativa se expanden y fracturan cuando son llevados a la superficie y retirados del barril de núcleos. Ambos tipos de núcleos pueden ser invadidos o incluso lavados por el lodo, lo que dificulta la evaluación de los fluidos de formación. El analista de formación debe recordar que todas las herramientas brindan datos indirectos.
El registro de lodos (o geología del pozo) es un proceso de registro de pozos en el que se evalúan el lodo de perforación y los recortes de la broca de perforación de la formación durante la perforación y se registran sus propiedades en un gráfico de banda como una herramienta analítica visual y una representación transversal estratigráfica del pozo. El lodo de perforación que se analiza para gases de hidrocarburos , mediante el uso de un cromatógrafo de gases , contiene recortes de la broca de perforación que se evalúan visualmente mediante un registrador de lodos y luego se describen en el registro de lodos. El gas total, el registro del cromatógrafo, la muestra litológica, la presión de poro, la densidad de esquisto, el exponente D, etc. (todos parámetros retrasados porque circulan hasta la superficie desde la broca) se grafican junto con los parámetros de superficie como la velocidad de penetración (ROP), el peso sobre la broca (WOB), la rotación por minuto, etc. en el registro de lodos que sirve como herramienta para el registrador de lodos , los ingenieros de perforación, los ingenieros de lodos y otro personal de servicio encargado de la perforación y producción del pozo.
La industria del petróleo y el gas utiliza el registro por cable para obtener un registro continuo de las propiedades de las rocas de una formación. El registro por cable se puede definir como "la adquisición y el análisis de datos geofísicos realizados en función de la profundidad del pozo, junto con la prestación de servicios relacionados". Tenga en cuenta que el "registro por cable" y el "registro de lodos" no son lo mismo, pero están estrechamente vinculados a través de la integración de los conjuntos de datos. Las mediciones se realizan con referencia a la "TAH" (profundidad real a lo largo del pozo): estas y el análisis asociado se pueden utilizar para inferir otras propiedades, como la saturación de hidrocarburos y la presión de la formación, y para tomar decisiones posteriores de perforación y producción.
El registro con cable se realiza bajando una "herramienta de registro" (o una serie de uno o más instrumentos) en el extremo de un cable hasta un pozo petrolero (o pozo de sondeo) y registrando las propiedades petrofísicas utilizando una variedad de sensores. Las herramientas de registro desarrolladas a lo largo de los años miden las respuestas naturales a los rayos gamma, eléctricas, acústicas, radiactivas estimuladas, electromagnéticas, de resonancia magnética nuclear, de presión y otras propiedades de las rocas y sus fluidos contenidos. Para este artículo, se desglosan a grandes rasgos según la propiedad principal a la que responden.
Los datos se registran en la superficie (modo de tiempo real) o en el pozo (modo de memoria) en un formato de datos electrónicos y luego se proporciona al cliente un registro impreso o una presentación electrónica llamada "registro de pozo", junto con una copia electrónica de los datos sin procesar. Las operaciones de registro de pozos se pueden realizar durante el proceso de perforación (consulte Registro durante la perforación) para proporcionar información en tiempo real sobre las formaciones que se están penetrando con el pozo, o una vez que el pozo ha alcanzado la profundidad total y se puede registrar toda la profundidad del pozo.
Los datos en tiempo real se registran directamente en relación con la profundidad del cable medida. Los datos de la memoria se registran en relación con el tiempo y, a continuación, los datos de profundidad se miden simultáneamente en relación con el tiempo. A continuación, los dos conjuntos de datos se fusionan utilizando la base de tiempo común para crear un registro de respuesta del instrumento en relación con la profundidad. La profundidad registrada en la memoria también se puede corregir exactamente de la misma manera que se realizan las correcciones en tiempo real, por lo que no debería haber ninguna diferencia en la precisión TAH alcanzable.
La profundidad del cable medida se puede obtener a partir de varias mediciones diferentes, pero normalmente se registra con un contador de rueda calibrado o (con mayor precisión) utilizando marcas magnéticas que proporcionan incrementos calibrados de la longitud del cable. Las mediciones realizadas se deben corregir después en función del estiramiento elástico y la temperatura.[1]
Existen muchos tipos de registros de perforación con cable y se pueden clasificar por su función o por la tecnología que utilizan. Los "registros de pozo abierto" se realizan antes de revestir el pozo de petróleo o gas con tubería o revestimiento. Los "registros de pozo entubado" se realizan después de revestir el pozo con tubería de revestimiento o tubería de producción.[2]
Los registros con cable se pueden dividir en categorías amplias según las propiedades físicas medidas.
En 1928, los hermanos Schlumberger en Francia desarrollaron el caballo de batalla de todas las herramientas de evaluación de la formación: el registro eléctrico. Los registros eléctricos se han mejorado hasta alcanzar un alto grado de precisión y sofisticación desde entonces, pero el principio básico no ha cambiado. La mayoría de las formaciones subterráneas contienen agua, a menudo agua salada, en sus poros . La resistencia a la corriente eléctrica de la formación total (roca y fluidos) alrededor del pozo es proporcional a la suma de las proporciones volumétricas de los granos minerales y el espacio poroso lleno de agua conductora. Si los poros están parcialmente llenos de gas o petróleo, que son resistentes al paso de la corriente eléctrica, la resistencia de la formación en masa es mayor que para los poros llenos de agua. Para facilitar la comparación entre mediciones, las herramientas de registro eléctrico miden la resistencia de un metro cúbico de formación. Esta medición se denomina resistividad .
Las herramientas modernas de registro de resistividad se dividen en dos categorías, Laterolog e Induction, con diferentes nombres comerciales, dependiendo de la empresa que proporcione los servicios de registro.
Las herramientas laterolog envían una corriente eléctrica desde un electrodo en la sonda directamente a la formación. Los electrodos de retorno están ubicados en la superficie o en la sonda misma. Los conjuntos complejos de electrodos en la sonda (electrodos de protección) enfocan la corriente hacia la formación y evitan que las líneas de corriente se dispersen o fluyan directamente al electrodo de retorno a través del fluido del pozo. La mayoría de las herramientas varían el voltaje en el electrodo principal para mantener una intensidad de corriente constante. Por lo tanto, este voltaje es proporcional a la resistividad de la formación. Debido a que la corriente debe fluir desde la sonda a la formación, estas herramientas solo funcionan con fluido de pozo conductor. En realidad, dado que la resistividad del lodo se mide en serie con la resistividad de la formación, las herramientas laterolog brindan mejores resultados cuando la resistividad del lodo es baja con respecto a la resistividad de la formación, es decir, en lodo salado.
Los registros de inducción utilizan una bobina eléctrica en la sonda para generar un bucle de corriente alterna en la formación por inducción. Este es el mismo principio físico que se utiliza en los transformadores eléctricos. El bucle de corriente alterna, a su vez, induce una corriente en una bobina receptora ubicada en otra parte de la sonda. La cantidad de corriente en la bobina receptora es proporcional a la intensidad del bucle de corriente, por lo tanto a la conductividad (recíproca de la resistividad) de la formación. Se utilizan múltiples bobinas de transmisión y recepción para enfocar los bucles de corriente de la formación tanto radialmente (profundidad de investigación) como axialmente (resolución vertical). Hasta finales de los años 80, el caballo de batalla del registro de inducción ha sido la sonda 6FF40 que está formada por seis bobinas con un espaciado nominal de 40 pulgadas (1000 mm). Desde los años 90, todas las principales empresas de registro utilizan las llamadas herramientas de inducción de matriz. Estas comprenden una sola bobina de transmisión y una gran cantidad de bobinas receptoras. El enfoque radial y axial se realiza mediante software en lugar de mediante la disposición física de las bobinas. Dado que la corriente de formación fluye en bucles circulares alrededor de la herramienta de registro, la resistividad del lodo se mide en paralelo con la resistividad de la formación. Por lo tanto, las herramientas de inducción dan mejores resultados cuando la resistividad del lodo es alta con respecto a la resistividad de la formación, es decir, lodo fresco o fluido no conductor. En el lodo a base de aceite, que no es conductor, el registro por inducción es la única opción disponible.
Hasta fines de la década de 1950, los registros eléctricos, los registros de lodo y los registros de muestra comprendían la mayor parte del arsenal de los petroleros. En esa época, comenzaron a utilizarse herramientas de registro para medir la porosidad y la permeabilidad. La primera fue el microlog. Se trataba de un registro eléctrico en miniatura con dos juegos de electrodos. Uno medía la resistividad de la formación a aproximadamente 1/2" de profundidad y el otro a aproximadamente 1"-2" de profundidad. El propósito de esta medición aparentemente inútil era detectar la permeabilidad. Las secciones permeables de la pared de un pozo desarrollan una capa gruesa de costra de lodo durante la perforación. Los líquidos del lodo, llamados filtrado, se empapan en la formación, dejando atrás los sólidos del lodo para -idealmente- sellar la pared y detener la "invasión" o la empapado del filtrado. El electrodo de profundidad corta del microlog detecta la costra de lodo en las secciones permeables. El electrodo más profundo de 1" detecta la formación invadida por el filtrado. En las secciones no permeables, ambas herramientas se leen de la misma manera y los trazos se superponen en el registro de diagrama de bandas. En las secciones permeables, se separan.
También a finales de la década de 1950 se desarrollaron registros de medición de porosidad. Los dos tipos principales son: registros de porosidad nuclear y registros sónicos.
Los dos registros principales de porosidad nuclear son el registro de densidad y el registro de neutrones.
Las herramientas de registro de densidad contienen una fuente de rayos gamma de cesio-137 que irradia la formación con rayos gamma de 662 keV . Estos rayos gamma interactúan con los electrones en la formación a través de la dispersión Compton y pierden energía. Una vez que la energía del rayo gamma ha caído por debajo de los 100 keV, la absorción fotoeléctrica domina: los rayos gamma finalmente son absorbidos por la formación. La cantidad de pérdida de energía por dispersión Compton está relacionada con la cantidad de electrones por unidad de volumen de la formación. Dado que para la mayoría de los elementos de interés (por debajo de Z = 20) la relación entre el peso atómico, A, y el número atómico, Z, es cercana a 2, la pérdida de energía de los rayos gamma está relacionada con la cantidad de materia por unidad de volumen, es decir, la densidad de la formación.
Un detector de rayos gamma ubicado a cierta distancia de la fuente detecta los rayos gamma supervivientes y los clasifica en varias ventanas de energía. La cantidad de rayos gamma de alta energía se controla mediante dispersión Compton, y por lo tanto, mediante la densidad de la formación. La cantidad de rayos gamma de baja energía se controla mediante absorción fotoeléctrica, que está directamente relacionada con el número atómico promedio, Z, de la formación, y por lo tanto, con la litología . Las herramientas modernas de registro de densidad incluyen dos o tres detectores, que permiten compensar algunos efectos del pozo, en particular la presencia de costra de lodo entre la herramienta y la formación.
Dado que existe un gran contraste entre la densidad de los minerales en la formación y la densidad de los fluidos porosos, la porosidad se puede derivar fácilmente de la densidad aparente de la formación medida si se conocen tanto las densidades de los minerales como de los fluidos.
Las herramientas de registro de porosidad de neutrones contienen una fuente de neutrones de americio - berilio , que irradia la formación con neutrones. Estos neutrones pierden energía a través de colisiones elásticas con los núcleos de la formación. Una vez que su energía ha disminuido al nivel térmico, se difunden aleatoriamente lejos de la fuente y finalmente son absorbidos por un núcleo. Los átomos de hidrógeno tienen esencialmente la misma masa que el neutrón; por lo tanto, el hidrógeno es el principal contribuyente a la desaceleración de los neutrones. Un detector a cierta distancia de la fuente registra la cantidad de neutrones que llegan a este punto. Los neutrones que se han desacelerado al nivel térmico tienen una alta probabilidad de ser absorbidos por la formación antes de llegar al detector. Por lo tanto, la tasa de conteo de neutrones está inversamente relacionada con la cantidad de hidrógeno en la formación. Dado que el hidrógeno está presente principalmente en los fluidos de los poros (agua, hidrocarburos), la tasa de conteo se puede convertir en porosidad aparente. Las herramientas de registro de neutrones modernas suelen incluir dos detectores para compensar algunos efectos del pozo. La porosidad se deriva de la relación de las tasas de conteo en estos dos detectores en lugar de las tasas de conteo en un solo detector.
La combinación de registros de neutrones y de densidad aprovecha el hecho de que la litología tiene efectos opuestos en estas dos mediciones de porosidad. El promedio de los valores de porosidad de neutrones y de densidad suele estar cerca de la porosidad real, independientemente de la litología. Otra ventaja de esta combinación es el "efecto gas". El gas, al ser menos denso que los líquidos, se traduce en una porosidad derivada de la densidad que es demasiado alta. El gas, por otro lado, tiene mucho menos hidrógeno por unidad de volumen que los líquidos: la porosidad derivada de neutrones, que se basa en la cantidad de hidrógeno, es demasiado baja. Si ambos registros se muestran en escalas compatibles, se superponen entre sí en formaciones limpias llenas de líquido y están ampliamente separados en formaciones llenas de gas.
Los registros sónicos utilizan un dispositivo de emisión de señales acústicas y un micrófono para medir la velocidad del sonido en la formación desde un extremo de la sonda al otro. Para un tipo determinado de roca, la velocidad acústica varía indirectamente con la porosidad. Si la velocidad del sonido a través de la roca sólida se toma como una medida de porosidad del 0 %, una velocidad más lenta es una indicación de una porosidad más alta que generalmente está llena de agua de formación con una velocidad sónica más lenta.
Tanto los registros sónicos como los de densidad-neutrones proporcionan la porosidad como su información principal. Los registros sónicos leen más lejos del pozo, por lo que son más útiles donde las secciones del pozo están hundidas. Debido a que leen más profundamente, también tienden a promediar más formación que los registros de densidad-neutrones. Las configuraciones sónicas modernas con emisores de ultrasonidos y micrófonos en ambos extremos del registro, combinadas con análisis por computadora, minimizan un poco el promediado. El promediado es una ventaja cuando se evalúa la formación para parámetros sísmicos, un área diferente de evaluación de la formación. A veces se utiliza un registro especial, el Long Spaced Sonic, para este propósito. Las señales sísmicas (una única ondulación de una onda de sonido en la tierra) promedian juntas decenas a cientos de pies de formación, por lo que un registro sónico promediado es más directamente comparable a una forma de onda sísmica.
Los registros de densidad-neutrones leen la formación dentro de aproximadamente cuatro a siete pulgadas (180 mm) de la pared del pozo. Esto es una ventaja para resolver capas delgadas. Es una desventaja cuando el pozo está muy derrumbado. Se pueden hacer correcciones automáticamente si la derrumbe no tiene más de unas pocas pulgadas de profundidad. Un brazo calibrador en la sonda mide el perfil del pozo y se calcula una corrección que se incorpora en la lectura de porosidad. Sin embargo, si la derrumbe tiene mucho más de cuatro pulgadas de profundidad, el registro de densidad-neutrones está leyendo poco más que lodo de perforación.
Existen otras dos herramientas, el registro SP y el registro de rayos gamma, una o ambas casi siempre se utilizan en el registro con cable. Sus resultados se presentan generalmente junto con los registros eléctricos y de porosidad descritos anteriormente. Son indispensables como guías adicionales sobre la naturaleza de la roca alrededor del pozo.
El registro SP, conocido como registro de "potencial espontáneo", "potencial propio" o "potencial de esquisto", es una medición con voltímetro de la diferencia de voltaje o potencial eléctrico entre el lodo en el pozo a una profundidad particular y una estaca de cobre clavada en la superficie de la tierra a poca distancia del pozo. Una diferencia de salinidad entre el lodo de perforación y el agua de formación actúa como una batería natural y causará varios efectos de voltaje. Esta "batería" causa un movimiento de iones cargados entre el pozo y el agua de formación donde hay suficiente permeabilidad en la roca. El voltaje más importante se establece ya que una formación permeable permite el movimiento de iones, lo que reduce el voltaje entre el agua de formación y el lodo. Las secciones del pozo donde esto ocurre tienen una diferencia de voltaje con otras secciones no permeables donde el movimiento de iones está restringido. El movimiento vertical de iones en la columna de lodo ocurre mucho más lentamente porque el lodo no circula mientras la tubería de perforación está fuera del pozo. La estaca de superficie de cobre proporciona un punto de referencia contra el cual se mide el voltaje SP para cada parte del pozo. También pueden existir otros voltajes menores, debidos, por ejemplo, al flujo de filtrado de lodo hacia la formación bajo el efecto de un sistema de lodo sobrebalanceado. Este flujo transporta iones y es una corriente generadora de voltaje. Estos otros voltajes son secundarios en importancia al voltaje resultante del contraste de salinidad entre el lodo y el agua de formación.
Los matices del registro SP aún se están investigando. En teoría, casi todas las rocas porosas contienen agua. Algunos poros están completamente llenos de agua. Otros tienen una fina capa de moléculas de agua que humedecen la superficie de la roca, con gas o petróleo llenando el resto del poro. En las areniscas y calizas porosas hay una capa continua de agua a lo largo de la formación. Si hay incluso un poco de permeabilidad al agua, los iones pueden moverse a través de la roca y disminuir la diferencia de voltaje con el lodo cercano. Las lutitas no permiten el movimiento de agua o iones. Aunque pueden tener un gran contenido de agua, está ligada a la superficie de los cristales de arcilla planos que componen la lutita. Por lo tanto, el lodo opuesto a las secciones de lutita mantiene su diferencia de voltaje con la roca circundante. A medida que la herramienta de registro SP se desplaza por el pozo, mide la diferencia de voltaje entre la estaca de referencia y el lodo opuesto a las secciones de lutita y arenisca o caliza. La curva del registro resultante refleja la permeabilidad de las rocas e, indirectamente, su litología. Las curvas SP se degradan con el tiempo, a medida que los iones se difunden hacia arriba y hacia abajo en la columna de lodo. También puede verse afectado por voltajes dispersos causados por otras herramientas de registro que se ejecutan con él. Los registros más antiguos y simples a menudo tienen mejores curvas SP que los registros más modernos por este motivo. Con experiencia en un área, una buena curva SP puede incluso permitir que un intérprete experto infiera entornos sedimentarios como deltas, barras de punta o depósitos de marea en alta mar.
El registro de rayos gamma es una medición de la radiación gamma que se produce de forma natural en las paredes del pozo. Las areniscas suelen ser cuarzo no radiactivo y las calizas son calcita no radiactiva. Sin embargo, las lutitas son naturalmente radiactivas debido a los isótopos de potasio en las arcillas y al uranio y torio adsorbidos. Por lo tanto, la presencia o ausencia de rayos gamma en un pozo es una indicación de la cantidad de lutita o arcilla en la formación circundante. El registro de rayos gamma es útil en pozos perforados con aire o con lodos a base de aceite, ya que estos pozos no tienen voltaje SP. Incluso en lodos a base de agua, los registros de rayos gamma y SP a menudo se ejecutan juntos. Constituyen una verificación mutua y pueden indicar secciones de lutita inusuales que pueden no ser radiactivas o pueden tener una química iónica anormal. El registro de rayos gamma también es útil para detectar capas de carbón, que, según la geología local, pueden tener niveles bajos de radiación o niveles altos de radiación debido a la adsorción de uranio. Además, el registro de rayos gamma funcionará dentro de una carcasa de acero, lo que lo hace esencial cuando se debe evaluar un pozo entubado.
Las preguntas inmediatas que deben responderse al momento de decidir completar un pozo o taponarlo y abandonarlo (P&A) son:
El enfoque elemental para responder a estas preguntas utiliza la ecuación de Archie .