El registro de pozos , también conocido como registro de pozos , es la práctica de hacer un registro detallado (un registro de pozo ) de las formaciones geológicas penetradas por un pozo . El registro puede basarse en la inspección visual de muestras traídas a la superficie ( registros geológicos ) o en mediciones físicas realizadas por instrumentos bajados al pozo ( 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 de las rocas de una formación ; también lo hacen los consultores de aguas subterráneas. [1] El registro con 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 con cable" y el "registro de lodo" 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 "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 (de forma más precisa) utilizando marcas magnéticas que proporcionan incrementos calibrados de la longitud del cable. Las mediciones realizadas deben corregirse después en función del estiramiento elástico y la temperatura. [2]
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 entubado. Los "registros de pozo entubado" se realizan después de revestir el pozo con tubería de producción o entubado. [3]
Los registros de líneas de cable 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 por un pozo en Pechelbronn, Alsacia, Francia, creando el primer registro de pozo . En términos modernos, el primer registro fue un registro de resistividad que podría describirse como un registro 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 condujo al descubrimiento del potencial espontáneo (SP), que era tan importante como la capacidad de medir la resistividad . El efecto SP se producía de forma natural por el lodo del pozo en los límites de los lechos permeables . Al registrar simultáneamente el SP y la resistividad, los registradores podían distinguir entre lechos permeables con contenido de petróleo y lechos impermeables no productores. [5]
En 1940, Schlumberger inventó el medidor de inclinación de potencial espontáneo , un instrumento que permitía calcular la inclinación y la dirección de la inclinación de una capa. El medidor de inclinación básico fue mejorado posteriormente por el medidor de inclinación de resistividad (1947) y el medidor de inclinación de resistividad continua (1952).
El lodo a base de aceite (OBM) se utilizó por primera vez en Rangely Field, Colorado, en 1948. Los registros 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 fines de la década de 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 mucho más rápido de los registros y amplió drásticamente la capacidad de recopilación de datos de registros. La década de 1970 trajo consigo más registros y computadoras. Estos incluían registros de tipo combinado en los que los registros de resistividad y porosidad se registraban 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 aún 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 registros 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 de WSI llegó en 1941. El registro de rayos gamma es particularmente útil ya que los lechos de esquisto que a menudo proporcionan una capa de permeabilidad relativamente baja sobre los yacimientos de hidrocarburos suelen mostrar un nivel más alto de radiación gamma. Estos registros fueron importantes porque se pueden utilizar en pozos entubados (pozos con revestimiento de producción). WSI rápidamente se convirtió en parte de Lane-Wells. Durante la Segunda Guerra Mundial , el gobierno de los EE. UU. le dio un monopolio casi en tiempos de guerra sobre el registro de pozos abiertos a Schlumberger , y un monopolio sobre el registro de 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, el registro de resonancia magnética nuclear que utiliza el campo de la Tierra fue desarrollado a principios de la década de 1950 por Chevron y Schlumberger. [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 de NUMAR (una subsidiaria de Halliburton ) en la década de 1990 han dado como resultado la tecnología de registro de RMN continuo que ahora se aplica en la industria de exploración de petróleo y gas, agua y metales. [9] [ cita requerida ]
Muchos pozos de petróleo y gas modernos se perforan de manera direccional. Al principio, los registradores tenían que hacer funcionar sus herramientas de algún modo conectadas a la tubería de perforación si el pozo no era vertical. Las técnicas modernas permiten ahora obtener 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 pulsos de lodo para transmitir datos desde las herramientas en la parte inferior de la sarta 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 (buenas conductoras de electricidad) y aquellas llenas de hidrocarburos (malos conductores de 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 en función de la profundidad debido al amplio rango de resistividad. La distancia desde el pozo penetrado por la corriente varía con la herramienta, desde unos pocos centímetros hasta un metro.
El término "imágenes de pozos" se refiere a los métodos de registro y procesamiento de datos que se utilizan para producir imágenes a escala centimétrica de la pared del pozo y las rocas que lo componen. El contexto es, por lo tanto, el de un 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 que más rápido ha avanzado en el registro de pozos con cable. Las aplicaciones varían 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 del espesor neto en formaciones de estratos delgados 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 del pozo superan 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 propagadas 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 neutrones dispersados por los átomos de hidrógeno, principalmente aquellos presentes en el fluido de formación. Dado que hay poca diferencia en los neutrones dispersados por hidrocarburos o agua, la porosidad medida da una cifra cercana a la porosidad física real, mientras que la cifra obtenida a partir de las mediciones de resistividad eléctrica es la debida al fluido de formación conductor. Por lo tanto, la diferencia entre la porosidad neutrónica y la 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 conteo de rayos gamma resultante después de los efectos de la dispersión Compton y la absorción fotoeléctrica . Esta densidad aparente se puede utilizar 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 la 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 los rayos gamma de captura, los neutrones térmicos dispersos o los 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 conteo de neutrones anómalamente 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 minerales arcillosos tiene un efecto similar en la tasa de conteo.
Un registro sónico proporciona un tiempo de tránsito del intervalo de formación, que normalmente es una función de la litología y la textura de la roca, pero en particular 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 un tiempo de tránsito del intervalo .
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 entorno 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 el 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 una pizarra. En este caso, el registro de rayos gamma de carbonato es un mejor indicador del contenido de pizarra. El registro de rayos gamma de carbonato es un registro de rayos gamma del que se ha restado la contribución del uranio.
El registro de potencial espontáneo (SP) mide la diferencia de potencial natural o espontánea entre el pozo y la superficie, sin corriente aplicada. Fue uno de los primeros registros con cable que se desarrollaron, y se descubrió cuando se bajó un solo electrodo de potencial a un pozo y se midió un potencial en relación con un electrodo de referencia fijo en la superficie. [16]
El componente más útil de esta diferencia de potencial es el potencial electroquímico , ya que puede causar una desviación significativa en la respuesta del SP frente a los lechos permeables. La magnitud de esta desviación 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 utiliza comúnmente para detectar lechos permeables y para 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.
Una herramienta que mide el diámetro del pozo mecánicamente, utilizando 2 o 4 brazos, [15] o a través de 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 del calibrador puede indicar dónde los registros están potencialmente comprometidos debido a que el pozo está sobrecalibrado (debido al lavado) o subcalibrado (como la acumulación de costra de lodo).
El registro de resonancia magnética nuclear (RMN) utiliza la respuesta de RMN de una formación para determinar directamente su porosidad y permeabilidad , lo que proporciona un registro continuo a lo largo de la longitud del pozo . [18] [19] La principal aplicación de la herramienta RMN es determinar el volumen de fluido movible (BVM) de una roca. Este es el espacio de poro excluyendo el agua ligada a la arcilla (CBW) y el agua irreducible (BVI). Ninguno de estos es movible en el sentido de RMN, por lo que estos volúmenes no se observan fácilmente en registros más antiguos. En las herramientas modernas, tanto el CBW como el BVI a menudo se pueden ver en la respuesta de la señal después de transformar la curva de relajación al dominio de la porosidad. Tenga en cuenta que algunos de los fluidos movibles (BVM) en el sentido de RMN en realidad no son movibles en el sentido de la palabra en el campo petrolero. El petróleo y el gas residuales, el petróleo pesado y el betún pueden parecer movibles para la medición de precesión de RMN, pero estos no necesariamente fluirán hacia un pozo. [20]
El registro acústico espectral es una técnica de medición acústica que se utiliza en pozos de petróleo y gas para el análisis de la integridad del pozo, 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 las fugas en los componentes 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 integridad de pozos con el fin de identificar pozos de revestimiento. [21] Durante muchos años, las herramientas de registro acústico de fondo de pozo demostraron ser eficaces en la elaboración de perfiles de inyectividad y entrada de pozos en operación, [22] [23] detección de fugas, [24] [25] ubicación de flujos cruzados detrás del revestimiento, [26] e incluso en la determinación de las composiciones de 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 útil de los pozos se realizan controles de integridad de las columnas de acero y cementadas (casing y tubing) mediante calibradores y medidores de espesores. 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 en forma de registro durante la perforación (LWD) . Esta técnica proporciona información de pozo similar a la del registro con cable convencional, pero en lugar de bajar sensores al 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 sobre la broca y pueden usar esta información para tomar decisiones inmediatas sobre el futuro del pozo y la dirección de la perforación. [30]
En el método de telemetría de lodo, los datos medidos se transmiten a la superficie en tiempo real a través de 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 la perforación a través de la roca es un proceso bastante lento, las técnicas de compresión de datos significan que este es un ancho de banda suficiente para la entrega de información en tiempo real. Se registra una mayor frecuencia 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 en red o cableadas que entregan datos de calidad de memoria en tiempo real. [31]
Este método de adquisición de datos implica registrar los datos del sensor en una memoria en el fondo del pozo, en lugar de transmitirlos en "tiempo real" a la superficie. Esta opción de memoria tiene algunas ventajas y desventajas.
La extracción de muestras es el proceso de obtención de una muestra real de una formación rocosa a partir de un pozo. Existen dos tipos principales de extracción de muestras: la "extracción de muestras completa", en la que se obtiene una muestra de roca utilizando una broca especializada mientras el pozo está penetrando por primera vez en la formación, y la "extracción de muestras de pared lateral", en la que se obtienen múltiples muestras del costado del pozo después de que este haya penetrado en una formación. La principal ventaja de la extracción de muestras de pared lateral en comparación con la extracción de muestras completa es que es más barata (no es necesario detener la perforación) y se pueden adquirir múltiples muestras fácilmente; las principales desventajas son que puede haber incertidumbre en cuanto a la profundidad a la que se adquirió la muestra y la herramienta puede fallar al adquirir la muestra. [32] [33]
Los registros de lodo son registros de pozos preparados mediante la descripción de los recortes 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 de registros 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 generalmente se escala en términos de unidades de gas arbitrarias, que se definen de manera diferente por los diversos fabricantes de detectores de gas. En la práctica, solo 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 la velocidad de penetración (ROP), la litología , los hidrocarburos gaseosos, la temperatura de la línea de flujo (temperatura del fluido de perforación ) y los cloruros , pero también puede incluir el peso del lodo , la presión de poro estimada y el exponente d corregido (exponente de perforación corregido) para un registro de empaque 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 solo algunos.
En la industria petrolera, los registros de pozos y lodos se transfieren generalmente en "tiempo real" a la empresa operadora, que utiliza estos registros para tomar decisiones operativas sobre el pozo, correlacionar las profundidades de la formación con los pozos circundantes y realizar interpretaciones sobre la cantidad y calidad de los hidrocarburos presentes. Los especialistas que participan en la interpretación de registros de pozos se denominan analistas de registros.