El registro de pozos , también conocido como registro de pozos , es la práctica de realizar un registro detallado (un registro de pozos ) de las formaciones geológicas atravesadas por un pozo . El registro puede basarse en la inspección visual de muestras traídas a la superficie ( registros geológicos ) o en mediciones físicas realizadas con instrumentos introducidos en el agujero ( registros geofísicos ). Algunos tipos de registros de pozos geofísicos se pueden realizar durante cualquier fase de la historia de un pozo: perforación, finalización, producción o abandono. El registro de pozos se realiza en pozos perforados para la exploración de petróleo y gas , aguas subterráneas , minerales y geotermia , así como parte de estudios ambientales y geotécnicos .
Diferentes industrias, como la minería , el petróleo y el gas , utilizan el registro con cable para obtener un registro continuo de las propiedades rocosas de una formación , además, los consultores de aguas subterráneas. [1] El registro por cable se puede definir como "La adquisición y análisis de datos geofísicos realizados en función de la profundidad del pozo, junto con la prestación de servicios relacionados". Tenga en cuenta que "registro por cable" y "registro de lodo" no son lo mismo, pero están estrechamente vinculados mediante la integración de los conjuntos de datos. Las mediciones se realizan con referencia a "TAH" (verdadera profundidad a lo largo del pozo): estas y el análisis asociado se pueden usar para inferir propiedades adicionales, como la saturación de hidrocarburos y la presión de la formación , y para tomar más decisiones 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 hacia un pozo de petróleo (o pozo) y registrando las propiedades petrofísicas utilizando una variedad de sensores. Las herramientas de registro desarrolladas a lo largo de los años miden los rayos gamma naturales, las respuestas eléctricas, acústicas, radiactivas estimuladas, la resonancia magnética electromagnética y nuclear, la presión y otras propiedades de las rocas y los fluidos que contienen. Para este artículo, se desglosan a grandes rasgos según la propiedad principal a la que responden.
Los datos en sí se registran ya sea 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 con una copia electrónica de los datos brutos. Las operaciones de registro del pozo se pueden realizar durante el proceso de perforación (consulte Registro durante la perforación), para proporcionar información en tiempo real sobre las formaciones que penetra el pozo, o una vez que el pozo haya alcanzado la profundidad total y se pueda medir toda la profundidad del pozo. registrado.
Los datos en tiempo real se registran directamente contra la profundidad medida del cable. Los datos de la memoria se registran en función del tiempo y luego los datos de profundidad se miden simultáneamente en función del tiempo. Luego, los dos conjuntos de datos se fusionan utilizando la base de tiempo común para crear un registro de respuesta del instrumento versus 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 diferencia en la precisión TAH alcanzable.
La profundidad medida del cable se puede derivar de varias mediciones diferentes, pero generalmente se registra con un contador de ruedas calibrado o (más exactamente) usando marcas magnéticas que proporcionan incrementos calibrados de la longitud del cable. A continuación, las medidas realizadas deben corregirse en función del estiramiento elástico y la temperatura. [2]
Existen muchos tipos de registros por cable y se pueden clasificar por su función o por la tecnología que utilizan. Los "registros de pozo abierto" se ejecutan antes de revestir el pozo de petróleo o gas con tubería o entubarlo. Los "registros de pozo entubado" se ejecutan después de que el pozo está revestido con revestimiento o tubería de producción. [3]
Los registros cableados se pueden dividir en categorías amplias según las propiedades físicas medidas.
Conrad y Marcel Schlumberger , quienes fundaron Schlumberger Limited en 1926, son considerados los inventores del registro eléctrico de pozos. Conrad desarrolló el sistema Schlumberger , que era una técnica para la prospección de depósitos de minerales metálicos , y los hermanos adaptaron esa técnica de superficie a aplicaciones subterráneas. El 5 de septiembre de 1927, un equipo que trabajaba para Schlumberger bajó una sonda o herramienta eléctrica a un pozo en Pechelbronn, Alsacia, Francia, creando el primer registro de pozo . En términos modernos, el primer tronco fue un tronco de resistividad que podría describirse como un tronco lateral invertido de 3,5 metros. [4]
En 1931, Henri George Doll y G. Dechatre, que trabajaban para Schlumberger, descubrieron que el galvanómetro se movía incluso cuando no pasaba corriente a través de los cables de registro en el pozo. Esto llevó al descubrimiento del potencial espontáneo (SP), que era tan importante como la capacidad de medir la resistividad . El efecto SP fue producido naturalmente por el lodo del pozo en los límites de los lechos permeables . Al registrar simultáneamente SP y resistividad, los registradores podrían distinguir entre lechos permeables que contienen petróleo y lechos impermeables no productores. [5]
En 1940, Schlumberger inventó el medidor de inmersión de potencial espontáneo ; este instrumento permitió calcular el buzamiento y la dirección del buzamiento de una capa. El medidor de inmersión básico fue posteriormente mejorado por el medidor de inmersión de resistividad (1947) y el medidor de inmersión de resistividad continuo (1952).
El lodo a base de aceite (OBM) se utilizó por primera vez en Rangely Field, Colorado, en 1948. Los leños eléctricos normales requieren un lodo conductor o a base de agua, pero los OBM no son conductores. La solución a este problema fue el registro de inducción, desarrollado a finales de los años 1940.
La introducción del transistor y los circuitos integrados en la década de 1960 hizo que los registros eléctricos fueran mucho más confiables. La informatización permitió un procesamiento de registros mucho más rápido y amplió drásticamente la capacidad de recopilación de datos de registros. La década de 1970 trajo más registros y computadoras. Estos incluyeron registros de tipo combinado donde los registros de resistividad y de porosidad se registraron en una sola pasada en el pozo.
Los dos tipos de registros de porosidad (registros acústicos y registros nucleares) datan originalmente de la década de 1940. Los registros sónicos surgieron de la tecnología desarrollada durante la Segunda Guerra Mundial. El registro nuclear ha complementado el registro acústico, pero los registros acústicos o sónicos todavía se ejecutan en algunas herramientas de registro combinadas.
El registro nuclear se desarrolló inicialmente para medir la radiación gamma natural emitida por formaciones subterráneas. Sin embargo, la industria rápidamente pasó a utilizar troncos que bombardean activamente las rocas con partículas nucleares . El registro de rayos gamma , que mide la radiactividad natural, fue introducido por Well Surveys Inc. en 1939, y el registro de neutrones WSI llegó en 1941. El registro de rayos gamma es particularmente útil como lechos de esquisto que a menudo proporcionan un límite de permeabilidad relativamente bajo sobre los yacimientos de hidrocarburos. suelen mostrar un mayor nivel de radiación gamma. Estos registros eran importantes porque se pueden utilizar en pozos entubados (pozos con revestimiento de producción). WSI rápidamente pasó a formar parte de Lane-Wells. Durante la Segunda Guerra Mundial , el gobierno de Estados Unidos otorgó a Schlumberger un monopolio casi en tiempos de guerra sobre la explotación maderera en pozos abiertos , y un monopolio sobre la explotación maderera en pozos entubados a Lane-Wells. [6] Los registros nucleares continuaron evolucionando después de la guerra.
Después del descubrimiento de la resonancia magnética nuclear por Bloch y Purcell en 1946, Chevron y Schlumberger desarrollaron a principios de la década de 1950 el registro de resonancia magnética nuclear utilizando el campo terrestre. [7] Nicolaas Bloembergen presentó la patente de Schlumberger en 1966. [8] El registro de RMN fue un éxito científico pero un fracaso de ingeniería. Los desarrollos de ingeniería más recientes realizados por NUMAR (una subsidiaria de Halliburton ) en la década de 1990 han dado como resultado una tecnología de registro continuo por RMN que ahora se aplica en la industria de exploración de petróleo y gas, agua y metales. [9] [ cita necesaria ]
Muchos pozos modernos de petróleo y gas se perforan direccionalmente. Al principio, los madereros tenían que utilizar sus herramientas unidas de alguna manera a la tubería de perforación si el pozo no era vertical. Las técnicas modernas ahora permiten información continua en la superficie. Esto se conoce como registro durante la perforación (LWD) o medición durante la perforación (MWD). Los registros MWD utilizan tecnología de pulso de lodo para transmitir datos desde las herramientas en la parte inferior de la columna de perforación a los procesadores en la superficie.
El registro de resistividad mide la resistividad eléctrica del subsuelo, que es la capacidad de impedir el flujo de corriente eléctrica. Esto ayuda a diferenciar entre formaciones llenas de aguas saladas (buenos conductores de la electricidad) y aquellas llenas de hidrocarburos (malos conductores de la electricidad). Las mediciones de resistividad y porosidad se utilizan para calcular la saturación de agua. La resistividad se expresa en ohmios.metro (Ω⋅m) y con frecuencia se representa en una escala logarítmica versus la profundidad debido al amplio rango de resistividad. La distancia desde el pozo atravesado por la corriente varía según la herramienta, desde unos pocos centímetros hasta un metro.
El término "imágenes de pozo" se refiere a aquellos métodos de registro y procesamiento de datos que se utilizan para producir imágenes en escala centimétrica de la pared del pozo y las rocas que la componen. El contexto es, por lo tanto, el de pozo abierto, pero algunas de las herramientas están estrechamente relacionadas con sus equivalentes de pozo entubado. Las imágenes de pozos han sido una de las tecnologías de más rápido avance en el registro de pozos con cable. Las aplicaciones van desde la descripción detallada del yacimiento hasta el rendimiento del yacimiento y la recuperación mejorada de hidrocarburos. Las aplicaciones específicas son la identificación de fracturas, [10] el análisis de características sedimentológicas a pequeña escala, la evaluación de la capa productiva neta en formaciones de estrato delgado y la identificación de rupturas (irregularidades en la pared del pozo que están alineadas con la tensión horizontal mínima y aparecen donde las tensiones alrededor el pozo excede la resistencia a la compresión de la roca). [11] El área temática se puede clasificar en cuatro partes:
Los registros de porosidad miden la fracción o porcentaje del volumen de poros en un volumen de roca. La mayoría de los registros de porosidad utilizan tecnología acústica o nuclear . Los registros acústicos miden las características de las ondas sonoras que se propagan a través del entorno del pozo. Los registros nucleares utilizan reacciones nucleares que tienen lugar en el instrumento de registro de fondo de pozo o en la formación. Los registros nucleares incluyen registros de densidad y registros de neutrones, así como registros de rayos gamma que se utilizan para la correlación.[12] El principio básico detrás del uso de la tecnología nuclear es que una fuente de neutrones colocada cerca de la formación cuya porosidad se está midiendo dará como resultado que los átomos de hidrógeno, en gran parte los presentes en el fluido de la formación, dispersen los neutrones. Dado que hay poca diferencia en los neutrones dispersados por los hidrocarburos o el agua, la porosidad medida da una cifra cercana a la porosidad física verdadera, mientras que la cifra obtenida a partir de mediciones de resistividad eléctrica es la debida al fluido de formación conductor. Por lo tanto, la diferencia entre las mediciones de porosidad de neutrones y porosidad eléctrica indica la presencia de hidrocarburos en el fluido de formación.
El registro de densidad mide la densidad aparente de una formación bombardeándola con una fuente radiactiva y midiendo el recuento de rayos gamma resultante después de los efectos de la dispersión Compton y la absorción fotoeléctrica . Esta densidad aparente puede usarse luego para determinar la porosidad.
El registro de porosidad de neutrones funciona bombardeando una formación con neutrones epitermales de alta energía que pierden energía a través de dispersión elástica hasta niveles casi térmicos antes de ser absorbidos por los núcleos de los átomos de la formación. Dependiendo del tipo particular de herramienta de registro de neutrones, se detectan rayos gamma de captura, neutrones térmicos dispersos o neutrones epitermales dispersos de mayor energía. [13] El registro de porosidad de neutrones es predominantemente sensible a la cantidad de átomos de hidrógeno en una formación particular, que generalmente corresponde a la porosidad de la roca.
Se sabe que el boro causa tasas de recuento de herramientas de neutrones anormalmente bajas debido a que tiene una sección transversal de captura alta para la absorción de neutrones térmicos. [14] Un aumento en la concentración de hidrógeno en los minerales arcillosos tiene un efecto similar en la tasa de recuento.
Un registro sónico proporciona un tiempo de tránsito del intervalo de formación, que generalmente es función de la litología y la textura de la roca, pero particularmente de la porosidad. La herramienta de registro consta de al menos un transmisor piezoeléctrico y dos o más receptores. El tiempo que tarda la onda sonora en recorrer la distancia fija entre dos receptores se registra como intervalo de tiempo de tránsito .
Un registro de la radiactividad natural de la formación a lo largo del pozo, medida en unidades API , particularmente útil para distinguir entre arenas y lutitas en un ambiente siliclástico. [15] Esto se debe a que las areniscas suelen ser cuarzo no radiactivo, mientras que las lutitas son naturalmente radiactivas debido a los isótopos de potasio en las arcillas y al uranio y torio adsorbidos.
En algunas rocas, y en particular en las rocas carbonatadas, la contribución del uranio puede ser grande y errática, y puede hacer que el carbonato se confunda con esquisto. En este caso, los rayos gamma de carbonatos son un mejor indicador del contenido de esquisto. El registro de rayos gamma de carbonatos es un registro de rayos gamma al que se le ha restado el aporte de uranio.
El registro de potencial espontáneo (SP) mide la diferencia de potencial natural o espontánea entre el pozo y la superficie, sin ninguna corriente aplicada. Fue uno de los primeros registros con cable que se desarrolló y se encontró cuando se introdujo un único electrodo de potencial en un pozo y se midió un potencial en relación con un electrodo de referencia fijo en la superficie. [dieciséis]
El componente más útil de esta diferencia de potencial es el potencial electroquímico porque puede causar una desviación significativa en la respuesta del SP frente a los lechos permeables. La magnitud de esta deflexión depende principalmente del contraste de salinidad entre el lodo de perforación y el agua de formación, y del contenido de arcilla del lecho permeable. Por lo tanto, el registro SP se usa comúnmente para detectar lechos permeables y estimar el contenido de arcilla y la salinidad del agua de formación. El registro SP se puede utilizar para distinguir entre lutitas impermeables y lutitas permeables y arenas porosas.
Herramienta que mide el diámetro del pozo de forma mecánica, utilizando 2 o 4 brazos, [15] o mediante señales acústicas de alta frecuencia. [17] Debido a que la mayoría de los registros dependen de la regularidad del pozo para registrar con precisión, el registro de calibre puede indicar dónde los registros están potencialmente comprometidos debido a que el pozo está sobremedido (debido al lavado) o insuficientemente medido (como acumulación de revoque de lodo).
El registro por resonancia magnética nuclear (RMN) utiliza la respuesta de RMN de una formación para determinar directamente su porosidad y permeabilidad , proporcionando un registro continuo a lo largo del pozo . [18] [19] La aplicación principal de la herramienta NMR es determinar el volumen de fluido móvil (BVM) de una roca. Este es el espacio poroso excluyendo el agua unida a arcilla (CBW) y el agua irreducible (BVI). Ninguno de estos son móviles en el sentido de RMN, por lo que estos volúmenes no se observan fácilmente en registros más antiguos. En las herramientas modernas, tanto CBW como BVI a menudo se pueden ver en la respuesta de la señal después de transformar la curva de relajación al dominio de porosidad. Tenga en cuenta que algunos de los fluidos móviles (BVM) en el sentido de RMN en realidad no son móviles en el sentido de la palabra en campos petroleros. El petróleo y el gas residuales, el petróleo pesado y el betún pueden parecer móviles en la medición de precesión por RMN, pero no necesariamente fluirán hacia el pozo. [20]
El registro acústico espectral es una técnica de medición acústica utilizada en pozos de petróleo y gas para el análisis de la integridad de los pozos, la identificación de intervalos de producción e inyección y la caracterización hidrodinámica del yacimiento. El registro acústico espectral registra la energía acústica generada por el flujo de fluido o gas a través del yacimiento o por fugas en los componentes del fondo del pozo.
Las herramientas de registro acústico se han utilizado en la industria petrolera durante varias décadas. Ya en 1955, se propuso un detector acústico para su uso en el análisis de la integridad de los pozos para identificar los orificios del revestimiento. [21] Durante muchos años, las herramientas de registro acústico de fondo de pozo demostraron ser efectivas en el perfilado de flujo de entrada e inyectividad de pozos en operación, [22] [23] detección de fugas, [24] [25] ubicación de flujos cruzados detrás de la tubería de revestimiento, [26] e incluso para determinar las composiciones de los fluidos del yacimiento . [27] Robinson (1974) describió cómo se puede utilizar el registro de ruido para determinar el espesor efectivo del yacimiento. [28]
A lo largo de la vida de los pozos, los controles de integridad de la columna de acero y cementada (casing y tubing) se realizan mediante calibradores y medidores de espesor. Estos métodos técnicos avanzados utilizan tecnologías no destructivas como transductores ultrasónicos, electromagnéticos y magnéticos. [29]
En la década de 1970, se introdujo un nuevo enfoque para el registro con cable: el registro durante la perforación (LWD) . Esta técnica proporciona información de pozo similar al registro convencional con cable, pero en lugar de que los sensores se introduzcan en el pozo al final del cable, los sensores se integran en la sarta de perforación y las mediciones se realizan en tiempo real, mientras se perfora el pozo. . Esto permite a los ingenieros de perforación y geólogos obtener rápidamente información como porosidad, resistividad, dirección del pozo y peso en la broca y pueden usar esta información para tomar decisiones inmediatas sobre el futuro del pozo y la dirección de la perforación. [30]
En LWD, los datos medidos se transmiten a la superficie en tiempo real mediante pulsos de presión en la columna de fluido de lodo del pozo. Este método de telemetría de lodo proporciona un ancho de banda de menos de 10 bits por segundo, aunque, como perforar roca es un proceso bastante lento, las técnicas de compresión de datos significan que se trata de un amplio ancho de banda para la entrega de información en tiempo real. Se registra una mayor tasa de muestreo de datos en la memoria y se recupera cuando se retira la sarta de perforación en los cambios de barrena. La información de alta definición del fondo del pozo y del subsuelo está disponible a través de tuberías de perforación conectadas en red o cableadas que entregan datos con calidad de memoria en tiempo real. [31]
Este método de adquisición de datos implica registrar los datos del sensor en una memoria del fondo del pozo, en lugar de transmitirlos en "tiempo real" a la superficie. Existen algunas ventajas y desventajas de esta opción de memoria.
La extracción de muestras es el proceso de obtener una muestra real de una formación rocosa del pozo. Hay dos tipos principales de extracción de muestras: 'extracción de muestras completa', en la que se obtiene una muestra de roca utilizando una broca especializada mientras el pozo penetra primero en la formación y 'extracción de muestras de pared lateral', en la que se obtienen múltiples muestras del costado. del pozo después de haber penetrado a través de una formación. La principal ventaja de la extracción de muestras de pared lateral sobre la extracción de muestras completa es que es más barata (no es necesario detener la perforación) y se pueden adquirir múltiples muestras fácilmente, siendo las principales desventajas que puede haber incertidumbre en la profundidad a la que se tomó la muestra. adquirido y la herramienta puede no adquirir la muestra. [32] [33]
Los registros de lodo son registros de pozo preparados describiendo cortes de roca o suelo traídos a la superficie por el lodo que circula en el pozo. En la industria petrolera, generalmente los prepara una empresa maderera de lodo contratada por la empresa operadora. Un parámetro que muestra un registro de lodo típico es el gas de formación (unidades de gas o ppm). "El registrador de gas normalmente se escala en unidades de gas arbitrarias, que los distintos fabricantes de detectores de gas definen de forma diferente. En la práctica, sólo se da importancia a los cambios relativos en las concentraciones de gas detectadas". [34] El registro de lodo estándar actual de la industria petrolera normalmente incluye parámetros de perforación en tiempo real, como tasa de penetración (ROP), litología , hidrocarburos gaseosos , temperatura de la línea de flujo (temperatura del fluido de perforación ) y cloruros , pero también puede incluir el peso del lodo . presión de poro estimada y exponente d corregido (exponente de perforación corregido) para un registro de paquete de presión. Otra información que normalmente se anota en un registro de lodo incluye datos direccionales ( estudios de desviación ), peso en la broca , velocidad de rotación , presión de la bomba, velocidad de la bomba, viscosidad , información de la broca, profundidades de la zapata de revestimiento, cimas de la formación, información de la bomba de lodo, por nombrar sólo algunos.
En la industria petrolera, los registros del pozo y del lodo generalmente se transfieren en "tiempo real" a la compañía operadora, que utiliza estos registros para tomar decisiones operativas sobre el pozo, correlacionar las profundidades de la formación con los pozos circundantes y hacer interpretaciones sobre la cantidad. y calidad de los hidrocarburos presentes. Los especialistas involucrados en la interpretación de registros de pozos se denominan analistas de registros.