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 una 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 utilizan comúnmente para calcular la porosidad, las otras dos son el registro sónico y el registro de porosidad neutrónica.
Historia y Principio
La herramienta se desarrolló inicialmente en la década de 1950 y ya se utilizaba en toda la industria de los hidrocarburos en la década de 1960. 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 en la formación. Las fuentes radiactivas suelen ser una fuente direccional de Cs-137. Estos rayos gamma interactúan con los electrones en la formación y se dispersan en una interacción conocida como dispersión de 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
dónde es el número atómico, y es el peso molecular del compuesto. Para la mayoría de los elementoses aproximadamente 1/2 (excepto para el hidrógeno, donde esta relación es 1). La densidad de electrones () en g / cm³ determina la respuesta de la herramienta de densidad.
Diseño general de herramientas
La herramienta en sí constaba inicialmente de una fuente radiactiva y un solo 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 usa convencionalmente 2 o más detectores. En una configuración de 2 detectores, el detector de espacio corto tiene una profundidad de investigación mucho menor que el detector de espacio 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 usa luego para corregir el detector de espacio largo. [2]
Inferir porosidad a partir de la densidad aparente
Suponiendo que la densidad aparente medida () solo depende de la densidad de la matriz () y densidad del fluido (), y que estos valores se conocen a lo largo del pozo, porosidad () puede inferirse mediante la fórmula
Valores comunes de densidad de matriz (en g / cm³) son:
- Arena de cuarzo - 2,65
- Piedra caliza - 2,71
- Dolomita - 2,87
Este método es el indicador de porosidad más confiable 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 de 2.1 (montmorillonita) a 2.76 (clorita) por lo que esta herramienta no es tan útil para determinar su porosidad. Una densidad aparente fluidade 1 g / cm³ es apropiado cuando el agua es dulce pero el agua altamente salina tiene una densidad ligeramente más alta y se deben usar valores más bajos para los reservorios 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 logarítmicas anormalmente altas.
Ver también
Referencias
- ↑ a b Gluyas, J. y Swarbrick, R. (2004) Petroleum Geoscience. Publ. Publicación de Blackwell. p32
- ^ Glosario de campos petrolíferos de Schlumberger. Logaritmo de densidad compensada.