1. Utilidad del Registro de Rayos Gamma en Zonas Permeables

El registro de rayos gamma es muy útil para identificar zonas permeables. Esto se debe a que los elementos radioactivos tienden a concentrarse en las lutitas o «shales» (impermeables), siendo muy poco frecuente encontrarlos en areniscas o carbonatos (permeables).

2. Potencial Espontáneo (SP): Definición, Utilidad y Funcionamiento

El Potencial Espontáneo (SP) es la diferencia de potencial eléctrico entre un electrodo fijo en la superficie y otro móvil dentro del pozo, medida en milivoltios (mV). Se utiliza para:

• Identificar contactos entre capas.
• Detectar capas permeables.
• Estimar el espesor de las capas.

El registro de SP funciona introduciendo al pozo un electrodo móvil y dejando uno fijo en la superficie. El electrodo móvil mide los cambios de potencial dentro del lodo al pasar la herramienta de registro frente a diferentes capas.

3. Variación Estadística en Registros Nucleares

Las variaciones estadísticas son una característica inherente a todos los registros nucleares. Estos nunca repiten exactamente el mismo valor al pasar dos veces por el mismo intervalo, debido a pequeñas variaciones u oscilaciones alrededor del verdadero valor de respuesta del registro. Estas oscilaciones son variaciones aleatorias y no representan la respuesta de la formación.

4. Efecto Groningen: Descripción y Representación Gráfica

El efecto Groningen se presenta en el registro de laterolog profundo. Ocurre cuando la herramienta pasa por una capa de resistividad infinita, con lo cual no consigue mantener el enfoque de la corriente. Como resultado, se observa un aumento progresivo de la resistividad medida.

5. Herramienta de Inducción: Funcionamiento y Esquema

La herramienta de inducción mide la conductividad de la formación. Consiste en una bobina transmisora que genera un campo magnético alterno, el cual induce corrientes de Foucault en la formación. Estas corrientes, a su vez, generan un campo magnético secundario que es detectado por una o varias bobinas receptoras. La magnitud del campo magnético secundario es proporcional a la conductividad de la formación.

6. Registro RST: Funcionamiento y Métodos Sigma y C/O

El registro RST (Reservoir Saturation Tool) es una herramienta de captura de neutrones que irradia el entorno con neutrones de alta energía. Los núcleos atómicos absorben estos neutrones y se transforman en átomos inestables, que luego decaen y emiten rayos gamma. La herramienta consta de un generador de neutrones de alta energía y dos detectores de rayos gamma, uno cercano y otro lejano.

• Método Sigma (PNC): Mide la captura de neutrones (sigma) asociada a los iones de cloro presentes en la formación.
• Método C/O (PNS): Determina la saturación de petróleo (So) midiendo la relación Carbono/Oxígeno (C/O) a través de espectroscopía.

7. Ecuación de Archie: Descripción y Significado del Factor de Formación (F)

Para determinar la saturación de agua en la zona virgen se utiliza la ecuación de Archie:

Donde:

• Sw: Saturación de agua en la zona virgen.
• a: Constante empírica (típicamente entre 0.6 y 1.5).
• Rw: Resistividad del agua de formación.
• Rt: Resistividad verdadera de la formación.
• ɸ: Porosidad.
• m: Exponente de cementación (típicamente entre 1.8 y 2.5).
• n: Exponente de saturación (típicamente alrededor de 2).

Saturación de agua en la zona invadida:

Donde:

• Sxo: Saturación de agua en la zona invadida.
• Rmf: Resistividad del filtrado de lodo.
• Rxo: Resistividad de la zona invadida.

Factor de Formación (F):

• F = a/ ɸ^m
• F = 0.62/ɸ^2.15 – Formaciones arenosas compactadas (Humble)
• F = 0.81/ɸ² – Formaciones poco compactas
• F=1/ɸ^m – Carbonatos

El factor de formación (F) se define como el cociente que resulta de dividir la resistividad de una roca saturada con agua (Ro) entre la resistividad del agua que la satura (Rw). Es decir, F=Ro/Rw. Representa la contribución de la estructura porosa de la roca a su resistividad.

8. Valores del Registro Sónico para Diferentes Materiales

El registro sónico mide el tiempo de tránsito (Δt) de una onda acústica a través de la formación. Los valores típicos para diferentes materiales son:

• Anhidrita: 50 μs/ft
• Dolomía: 43.5 μs/ft
• Caliza: 47.5 μs/ft
• Arena: 55.6 – 51.3 μs/ft (dependiendo de la compactación y la porosidad)
• Tubería: 57 μs/ft

9. Fórmula para Δt Ponderado por Volúmenes

Δt = ɸ Δt_f + V_ma Δt_ma

Donde:

• Δt: Tiempo de tránsito total.
• ɸ: Porosidad.
• Δt_f: Tiempo de tránsito del fluido.
• V_ma: Volumen de la matriz.
• Δt_ma: Tiempo de tránsito de la matriz.

10. Registro de Rayos Gamma y Espectroscopía de Rayos Gamma

• Registro de Rayos Gamma Tradicional: Mide la radioactividad natural de las formaciones y se presenta en unidades API. Es útil para diferenciar entre lutitas (alta radioactividad) y areniscas/carbonatos (baja radioactividad).
• Espectroscopía de Rayos Gamma: Tiene un detector que permite analizar las energías de los rayos gamma detectados, discriminando el contenido de Uranio (U), Torio (Th) y Potasio (K). Esto permite una mejor caracterización de la litología y la identificación de minerales arcillosos.

11. Herramienta de Registro Sónico BHC: Funcionamiento y Esquema

La herramienta de registro sónico BHC (Borehole Compensated) mide el tiempo de tránsito de una onda acústica a través de la formación. Un transmisor emite una onda acústica que se propaga por el lodo, alcanza las paredes del pozo y continúa propagándose por ellas. Los efectos de las propagaciones son registrados por receptores, normalmente a 3 y 5 pies del transmisor. La diferencia de tiempos observada, dividida entre los 2 pies que separan a los receptores, determina el tiempo de tránsito. El BHC tiene una segunda configuración invertida para compensar por efectos del pozo, como inclinación o irregularidades.

12. Herramienta de Densidad: Funcionamiento y Esquema

La herramienta de densidad mide la densidad de la formación. Una fuente radioactiva emite rayos gamma de alta energía a la formación. El patín de la herramienta se apoya en la pared del pozo para registrar. La radioactividad que la formación deja llegar a dos detectores ubicados a pocas pulgadas de la fuente permite determinar la densidad media de la formación.

13. Efecto de K y Qo en Formaciones con Diferentes Tamaños de Garganta de Poro

La permeabilidad (K), a diferencia de la porosidad, depende fuertemente del tamaño absoluto de los granos. Sedimentos de granos grandes, con grandes espacios porales, tienen alta permeabilidad. Rocas con granos pequeños, con pequeños espacios porales y caminos de flujo muy tortuosos, tienen baja permeabilidad. En formaciones con gargantas de poro grandes, el hidrocarburo fluye más fácilmente, lo que resulta en una mayor permeabilidad y mayores gastos de producción.

14. Siglas de Herramientas de Registro

• BHC: Borehole Compensated (Sónico Compensado)
• DSI: Dipolar Shear Sonic Imager (Sónico de Cizalla Dipolar)
• SGR: Spectral Gamma Ray (Rayos Gamma Espectrales)
• GNT: Gamma Neutron Tool (Herramienta de Rayos Gamma y Neutrones)
• DLL: Dual Laterolog (Laterolog Doble)
• FDC: Formation Density Compensated (Densidad de Formación Compensada)
• CNL: Compensated Neutron Log (Registro de Neutrones Compensado)
• AIT: Array Induction Tool (Herramienta de Inducción de Arreglo)

15. Efectos Fotoeléctrico, Compton y Producción de Pares

• Efecto Fotoeléctrico: Ocurre con los rayos gamma de baja energía. El fotón pierde toda su energía al interactuar con un electrón de un átomo de la formación, expulsándolo de su órbita.
• Efecto Compton: Ocurre cuando la energía de los rayos gamma de la fuente tiene valores entre 75 keV y 2 MeV. Los rayos gamma pierden energía por colisión con los electrones de los átomos de la formación hasta que, finalmente, son absorbidos por efecto fotoeléctrico.
• Producción de Pares: Ocurre con rayos gamma de alta energía (mayor a 1.022 MeV). El fotón se transforma en un par electrón-positrón al interactuar con el campo eléctrico del núcleo de un átomo.

16. Diferencia entre las Curvas NPHI y TNPH

• NPHI (Neutron Porosity – Hydrogen Index): Es la curva de porosidad neutrónica convencional. Representa el índice de hidrógeno de la formación.
• TNPH (Thermal Neutron Porosity – Hydrogen Index): Es una curva de porosidad neutrónica más avanzada que tiene en cuenta los efectos combinados de la litología y la salinidad, proporcionando una mejor calidad de datos, especialmente en formaciones con litologías complejas o aguas salinas.

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