Determinar la verdadera porosidad de una formación llena de gas siempre ha sido un problema en la industria petrolera. Si bien el gas natural es un hidrocarburo , similar al petróleo, las propiedades físicas de los fluidos son muy diferentes, lo que dificulta cuantificar correctamente la cantidad total de gas en una formación. La interpretación del registro de pozos de la cantidad de hidrocarburos en el espacio poroso de una formación se basa en que el fluido es aceite. El gas es ligero en comparación con el petróleo, lo que provoca mediciones basadas en el registro de densidad ( sensores que emiten rayos gamma ) para producir señales anómalas. Del mismo modo, las mediciones que se basan en la detección de hidrógeno ( neutrones sensores emisores) pueden no detectar o interpretar correctamente la presencia de gas debido a la menor concentración de hidrógeno en el gas, en comparación con el petróleo.
Combinando correctamente las dos respuestas erróneas de la densidad y el registro de neutrones , es posible llegar a una porosidad más precisa de la que sería posible interpretando cada una de las mediciones por separado.
Un método popular para obtener una estimación de la porosidad de la formación se basa en el uso simultáneo de registros de densidad y neutrones. En condiciones normales de tala, las estimaciones de porosidad obtenidas de estas herramientas concuerdan, cuando se grafican en una escala de fluidos y litología apropiada. Sin embargo, en el caso de un depósito donde hay gas en lugar de agua o aceite en el espacio de los poros, los dos registros de porosidad se separan para formar lo que se conoce como cruce de gas. En estas condiciones, la verdadera porosidad de la formación se encuentra entre los valores de densidad y neutrones medidos. Los intérpretes de registros a menudo tienen dificultades para estimar con precisión la verdadera porosidad de la formación a partir de estas dos curvas.
Las herramientas de registro de neutrones y densidad tienen diferentes respuestas a la presencia de gas en la formación debido a diferencias en la física de las mediciones. La respuesta de una herramienta de neutrones es sensible principalmente al número de átomos de hidrógeno en la formación. Durante el proceso de calibración, se utilizan formaciones llenas de agua para desarrollar algoritmos de porosidad y, en estas condiciones, un número menor de átomos de hidrógeno equivale a una porosidad menor. En consecuencia, cuando se registra una formación llena de gas, que tiene un número menor de átomos de hidrógeno que una formación llena de agua de la misma porosidad, la estimación de la porosidad será menor que la verdadera porosidad.
La herramienta de densidad, por otro lado, mide el número total de electrones de formación. Al igual que la herramienta de neutrones, las formaciones llenas de agua se utilizan en su proceso de calibración. En estas condiciones, una menor cantidad de electrones equivale a una menor densidad de formación o una mayor porosidad de formación. Por lo tanto, registrar una formación llena de gas da como resultado una estimación de la porosidad que es más alta que la verdadera porosidad. La superposición de las curvas de neutrones y densidad en una zona portadora de gas da como resultado la clásica separación cruzada.
El proceso de estimación de la verdadera porosidad.en la región de los gases se basa en el uso apropiado de los dos registros de porosidad. El proceso se complica aún más por los efectos de la invasión del fluido del pozo. La invasión tiende a expulsar el gas de la formación y reemplazarlo con fluido de pozo. La herramienta de neutrones comienza a detectar la presencia de más átomos de hidrógeno y produce una estimación de la porosidad que es más alta que antes cuando solo estaba presente el gas; ocurre lo contrario con la herramienta de densidad. El aumento en la cantidad de agua en la formación cercana, es decir, el aumento en el número de electrones, es interpretado por el algoritmo de la herramienta de densidad como una densidad más alta que se traduce en una estimación de porosidad más baja. El resultado final es que la separación entre las dos curvas comienza a desaparecer a medida que el frente de invasión aumenta en profundidad radial.La velocidad a la que los dos registros de porosidad se acercan a la porosidad verdadera depende de sus sensibilidades radiales y sus respectivas profundidades de investigación (DOI).