Registro De Pozo 2j4434

BORRADOR Título Autor/es

Nombres y Apellidos BALDERRAMA CARLA LORENA GUTIERREZ DANIEL

Código de estudiantes 201301830 201311177

06/09/2016 Fecha FICHA DE IDENTIFICACIÓN DE TRABAJO DE INVESTIGACIÓN

Carrera Asignatura Grupo Docente Periodo Académico Subsede

ING. EN GAS Y PETROLEO REGISTRO DE POZOS B ING.SERGIO TERRASA II/2016 SANTA CRUZ

Copyright © (2016) por (BALDERRAMA C. L. – GUTIERRES D.). Todos los derechos reservados. .

INTRODUCCION Existen diferentes métodos que se utilizan para evaluar las formaciones petrolíferas, la evaluación mediante perfilaje de pozos, estos para verificar que las rocas pueden ser explotadas en su máximo. Un registro de pozo es una técnica geofísicos para detectar los hidrocarburos con mayor precisión, como también nos arroja un registro grafico donde podemos identificar propiedades físicas o químicas de los fluidos de la formación o de las mismas rocas, en función a su profundidad. Las herramientas utilizadas para los registros son:  Eléctricos  Radiactivos  Sónicos Historia En el año 1927 se realizó el primer registro eléctrico en el pequeño campo petrolero de Pechelbronn, Alsacia, provincia de noreste de Francia. Rápidamente se identificó la industria petrolera, la utilidad de medición de la resistividad para propósito de correlación y para identificación de la capas de potenciales portadoras de hidrocarburos. En 1931, la medición del potencial espontaneo (SP9 se incluyó con la curva de resistividad en el registro eléctrico. En ese mismo año, los hermanos Schlumberge, Mercel y Conrad , perfeccionaron un método de registro continuo y se desarrolló el primer trazador gráfico.

CAPTULO 1. PLANTEAMINETO DEL PROBLEMA 1.1.

FORMULACION DEL PROBLEMA Desde hace mucho tiempo se podría decir desde nuestras ante pasados en la industria petrolera, se buscó las forma de extraer hidrocarburos, sin embargo las técnicas que se utilizaban eran más costosas que las actuales y también tardaban mucho tiempo, por eso surge de buscar una nueva técnica de o forma de análisis de extracción de hidrocarburo y de eso surge la idea del registro de pozo. Por la necesidad de verificar la existencia de hidrocarburos en pozos exploratorios, es necesario también realizar un perfilaje o registro de un pozo para así no cometer ningún error o perforación en vano derrochando dinero y ninguna opción a recuperación. En este registro el problema es saber si el registro que tenemos pertenece a un pozo con producción de hidrocarburos, e identificar qué tipos y clases de curvas tiene y que nos demuestran. Cabe señalar que el petróleo uno de los hidrocarburos más comerciables a nivel mundial, del cual se obtiene una gran variedad de hidrocarburos.

1.2.

OBJETIVOS

1.2.1. Objetivo general

El objetivo general de este registro a estudiar es la identificación de las formaciones productoras o que contienen hidrocarburos explotables, también nos provee de información sobre la litología de la formación, ya sea identificación de zonas productoras, profundidades espesores de estratos, formaciones arcillosas como porosas. 1.2.2. Objetivo especifico Identificar las zonas productoras (tope y base de las arenas). Identificar las propiedades físicas y químicas de las formaciones. Identificar la radiactividad y la resistividad de las formaciones. Identificar si existen hidrocarburos explotables (gas y petróleo). Identificar si existen formaciones no explotables (agua connata). Verificar la presencia de minerales con alta resistividad Interpretar cualitativamente el registro correspondiente. Interpretar cuantitativamente el registro.

1.3.

JUSTIFICACIÓN El proyecto de perfilaje de pozos en la búsqueda de hidrocarburos tiene como fin ayudar a detectar con mayor rapidez y mayor exactitud la localización del hidrocarburo comparado con otro tipo de herramienta con un mismo fin.

Con las herramientas de perfilaje geofísicos de pozo y sus respectivos métodos interpretativos están evolucionados en exactitud y sofisticación y está en fuego un papel muy importante en los procesos de tomar las decisiones geológicas Todo el trabajo a realizar es justificable invertir en un registro ya que podemos observar e interpretar estos gráficos para confirmar la presencia de hidrocarburos según las profundidades correspondientes así también ver las características litológicas físicas y químicas de las rocas.

1.4.

PLANTEAMIENTO DE HIPÓTESIS La poder analizar este registro podremos encontrar distintos tipos de perfilaje estos nos ayudaran a comprender qué tipo de formaciones encontraremos en el pozo. Podemos hacer una interpretación litológica, a partir de las curvas que nos muestra podremos también saber si el hidrocarburo se encuentra en las zonas de invasión de transición o en las zonas vírgenes de un pozo, podremos identificar muchos cosos.

Podremos verificar la existencia de hidrocarburos como gas, petróleo o en otros casos agua connata, como también ver si existen presencia de potasio o torio.

CAPITULO 2. MARCO TEORICO 2.1. PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE CADA TIPO DE REGISTRO 2.1.1. REGISTRO GAMMA RAY (GR) Registro de rayos gamma es un método de medición de radiación gamma natural para caracterizar la roca o sedimento en un pozo. A veces se usa en la exploración mineral y agua de perforación de pozos, pero con mayor frecuencia para la evaluación de la formación en petróleo y gas de perforación de pozos. Los

diferentes tipos de roca emitir diferentes cantidades y diferentes espectros de radiación gamma natural. En particular, lutitas generalmente emiten más rayos gamma que otras rocas sedimentarias, como la arenisca, yeso, sal, carbón, dolomita, piedra caliza o porque potasio radiactivo es un componente común en su contenido de arcilla, y porque la capacidad de intercambio catiónico de la arcilla les causa para la adsorción de uranio y torio. Esta diferencia de radiactividad entre las pizarras y areniscas / rocas carbonatadas gamma permite que la herramienta para distinguir entre lutitas y pizarras no. Es un método para medir naturalmente la radiación gamma de las rocas o sedimentos en un pozo, las rocas emiten diferentes cantidades y espectros de radiación gamma. En particular las lutitas por el contenido de potasio radiactivo de las arcillas y por su capacidad de intercambio catiónico que hace que absorban uranio y torio. Esta diferencia en la radioactividad hace posible distinguir las formaciones arcillosas de las no arcillosas. 1. Correlación de pozo a pozo. 2. Indicación de esquisto en las formaciones 3. Hallar depósitos de minerales radioactivos 4. Calcular el volumen de esquisto en las formaciones 5. Para sustituir al SP cuando este no sirve. 6. Determinaciones de profundidad 7. Correlación de pozo abierto a pozo cerrado 8. Posición de cañones 9. Producción de agua en pozos viejos 10. Problemas de Workover Equipo

2.1.1.1. ESPECTROMETRIA GAMMA NATURAL Perfiles Radioactivos (continuación) Perfil de rayos gamma espectral Este perfil muestra la concentración individual de los elementos Uranio (U), Torio (Th) y Potasio (K) presentes en la formación. Esto se logra mediante la medición del número de rayos gamma que llegan al detector y el nivel de energía de cada uno de ellos para poder determinar la concentración de estos tres elementos.

Descripción La ilustración 3-32 muestra la presentación de este perfil. En las pistas 2 y 3 se presentan las concentraciones de cada uno de los tres elementos, la unidad del K es en porcientos y la de los otros es en ppm (parte por millón). En la pista se presentan dos curvas, la curva de rayos gamma total (SGR), exactamente como el perfil de GR convencional y adicionalmente la de los elementos Th y K, libre de Uranio (CGR). A solicitud, este perfil se presenta también en forma de relaciones entre las concentraciones de los elementos como U/K, Thfl< y Th/U además de las curvas individuales. Cuando se trabaja con las relaciones, se debe tener muy en cuenta que ellas no indican las relaciones de las concentraciones de estos elementos dentro de las formaciones, sino que son simples relaciones de los valores registrados, sin tomar en cuenta las unidades de medición de cada uno de ellos. De este perfilaje nacen las curvas de: Registro de potasio (POTA) en unidades (PU) Registro de torio (THOR) en unidades (ppm) 2.1.2. REGISTRO DE CALIBRACION (CALI) El caliper es una herramienta que mide el diámetro del pozo, el cual puede se de mucha utilidad a la hora de diferenciar litologías resistentes de las pocos resistentes. Su principal función es determinar el estado del hoyo (derrumbado o no derrumbado). Mientras mayor sea el diámetro de hoyo (CALI) en comparación con el diámetro de la mecha (Bs), menor es la competencia de la roca perforadora (hoyo Derrumbado). Si el diámetro del hoyo es similar al del diámetro de la mecha, indica la roca es competente (hoyo no derrumbado). Si el diámetro del hoyo es menor que el diámetro de la mecha, puede indicar que se tratan de lutitas expansivas o que se formó un revoque muy grueso. Existes tres tipos de interpretar un registro de calibración de trepano son los siguientes: Caliper Electromagnético Una medición in situ del diámetro interior de un revestimiento o la tubería usando una técnica electromagnética. Al igual que con la medición del espesor electromagnética, y por lo general mide al mismo tiempo, una bobina centrada dentro de la carcasa genera un campo magnético alterno. Otra bobina de más arriba en la herramienta mide el desplazamiento de fase introducido por la carcasa. En alta frecuencia, la señal penetra en menos de un décimo de un milímetro en la carcasa, y el desplazamiento de fase puede estar

relacionado con el diámetro interno de la carcasa. A diferencia de una pinza mecánica o ultrasónica, la medición no responde a escala no magnético. Para el propósito de determinar el verdadero diámetro interno, esto es una desventaja, pero para el propósito de la determinación de la corrosión, que es una ventaja Caliper Multifinger Un dispositivo para medir el diámetro de la pared interna de un revestimiento o la tubería utilizando múltiples brazos. Mediante el uso de un gran número de brazos o dedos, el caliper puede detectar pequeños cambios en la pared de la tubería. El propósito principal es para detectar deformaciones, la acumulación de escala o la pérdida de metal debido a la corrosión. Calibradores MultiFinger típicos tienen entre aproximadamente 20 y 80 dedos, los números más grandes, siendo necesaria en las tuberías más grandes. Caliper Ultrasónico Un dispositivo para medir el diámetro interno de un revestimiento, tubos o pozo abierto utilizando señales acústicas de alta frecuencia. Un transductor emite un pulso de alta frecuencia que es reflejada por el tubo o pared de la perforación hacia el transductor. El diámetro se determina a partir del tiempo de vuelo de este eco y la velocidad acústica de fluido. El transductor se hace girar para producir una sección transversal del tamaño del pozo y las imágenes de cobertura completa de la pared del pozo. La medición tiene alta resolución y se utiliza para detectar deformaciones, la acumulación de escala, o la pérdida de metal debido a la corrosión. La amplitud del eco de la superficie de cubierta interna proporciona información cualitativa sobre el estado de la superficie, tales como la rugosidad o la corrosión. 2.1.3. REGISTRO DE RESISTIVIDAD La resistividad es la propiedad que posee cualquier material de oponerse a que la corriente eléctrica viaje a través de ello. Una roca, por ejemplo una lutita, es altamente resistiva puesto que la permeabilidad que pudiera almacenar fluidos que transportan fácilmente la corriente eléctrica es prácticamente nula. La conductividad es el reciproco de la resistividad. Las tres principales formas de medir la resistividad eléctrica de las formaciones penetradas por un pozo son las técnicas registro normal, registro lateral, y registro de inducción. Con el registro normal o convencional se mide un potencial eléctrico y un flujo de corriente que se manda entre un electrodo en la sonda y un electrodo en la superficie. Un par de electrodos en la sonda son utilizados para medir la variación en la resistividad de la formación cuando la sonda es elevada hacia la superficie.

Este registro puede correrse generalmente con el registro SP. Registró lateral o de guardia en estos sistemas los electrodos causan la convergencia de la corriente para fluir horizontalmente dentro de la formación. Este

flujo horizontal se lleva a cabo colocando dos electrones guardia arriba y abajo del electrodo de corriente. Balanceando la corriente del electrodo guardia con el electrodo generador central, una lamian de corriente penetra a la formación. El potencial de los electrodos guardia y central es medido cuando la sonda se eleva hacia la superficie. La resistividad eléctrica de las formaciones varía. Las rocas solidas son altamente resistivas, como lo son los poros de la roca saturada de agua dulce, aceite o gas. Las lutitas y las formaciones porosas saturadas con agua salada o salmuera poseen muy bajas resistividades. Cuando se corren simultáneamente, el SP y el registro de resistividad pueden realizar interpretaciones cualitativas de la litología y de la naturaleza de los fluidos de los poros. Las resistividades varían desde el orden de 0.5 hasta 500 Ohms*m2/m. Existen dos tipos principales de perfiles de resistividad: el Perfil Lateral (Laterolog) y el Perfil de Inducción (Induction Log). El perfil lateral se utiliza en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de inducción se utiliza en lodos resistivos (lodo fresco o base aceite). Dentro de los Perfiles de Resistividad de Inducción tenemos: a) SFL = Spherical Induction Log. Para profundidades someras (0.5 – 1.5’). Este registro de resistividad mide la resistividad de la zona lavada (Rxo). b) MIL = LIM = Medium Induction Log. Para distancias medias (1.5 – 3.0’) c) DIL = ILD = Deep Induction Log. Para profundidades de más de 3.0’. Este registro de resistividad mide la resistividad de la formación (Rt). Dentro de los Registros de Resistividad Laterales tenemos: a) MSFL = Microspheric Laterolog. Para las proximidades (1.0 y 6.0’’). Lee la resistividad de la zona lavada (Rxo). b) MLL = LLM = Micro Laterolog. Para las proximidades (1.0 y 6.0’’) c) SLL = LLS = Someric Laterolog. Para profundidades someras (0.5 y 1.5’) d) DLL = LLD = Deep Laterolog. Para profundidades de más de 3.0’. Miden resistividad de la formación (Rt).

2.1.4. REGISTRO SONICO (DT) En su forma más sencilla, una herramienta sónica consiste de un transmisor que emite impulsos sónicos y un receptor que capta y registra los impulsos. El registro sónico es simplemente un registro en función del tiempo, t, que requiere una onda sonora para atravesar un pie de formación. Este es conocido como tiempo de tránsito, para una formación determinada depende de su litología y su porosidad. Cuando se conoce la litología, esta dependencia de la porosidad hace que el

registro sónico sea muy útil como registro de porosidad. Los tiempos de transito sónicos integrados también son útiles al interpretar registros sísmicos. El registro sónico puede correrse simultáneamente con otros servicios. 2.1.5. REGISTRO DE DENSIDAD (RHOB) Una fuente radiactiva, que se aplica a la pared del agujero en un cartucho deslizable, emite a la formación de rayos gamma de mediana energía. Se puede considerar a estos rayos gamma como partículas de alta velocidad que chocan con los electrones de la formación. Con cada choque, los rayos gamma ceden algo de su energía a los electrones de la formación y continúan viajando con una energía mejor. Los rayos gamma dispersos que llegan al detector, que están a una distancia fija de la fuente, se cuentan para indicar la densidad de la formación, y la densidad de los fluidos que llenan los poros. Este registro se utiliza principalmente como registro de porosidad. Otros usos incluyen identificación de minerales en depósitos evaporíticos, detección de gas, determinación de la densidad de los hidrocarburos, evaluación de arenas con arcillas y de litologías complejas, propiedades mecánicas de las rocas y densidad de los hidrocarburos. Se mide en gramos sobre centímetro cubico.

2.1.6. REGISTRO DE NEUTRON/POROCIDAD (NPHI) El registro de neutrones, como su nombre sugiere, es producido por un instrumento que bombardea a la información con neutrones a partir de una fuente radiactiva. El bombardeo provoca que la roca emita rayos gamma en proporción con su contenido de hidrogeno. Esta radiación gamma es registrada por la sonda. El hidrogeno se encuentra presente en todas las formaciones fluidas (aceite, gas o agua), en yacimientos pero no en minerales. Así que la respuesta de este registro es esencialmente correlativa con la porosidad. El contenido de hidrogeno en aceite o en agua es aproximadamente igual, pero es menor en gas, entonces, el registro de neutrones puede proporcionar lecturas de muy baja porosidad en yacimientos de gas. Este registro es corrido en pozos entubados debido a que el bombardeo de neutrones penetra el acero. Este registro es útil en la medición de la litología en combinación con el registro de densidad. El equipo subsuperficial con el cual se obtienen los registros de neutrón, va montado en una sonda; básicamente que consta de una fuente emisora de neutrones y uno de los receptores de la señal de neutrones o rayos gamma que captura.

No todas las formaciones contienen la misma cantidad de hidrogeno; por ejemplo las lutitas tienen en mayor cantidad que las arenas, debido a su alto contenido de agua. En consecuencia, un contraste de valores en la curva neutrón indicara un cambio de litología. La exactitud de la profundidad de esta interfase en el registro, dependerá de la combinación de los factores velocidad del registro, constante de tiempo y longitud del detector. Para una misma porosidad y concentración de hidrogeno en la formación, la deflexión de la curva de neutrón será mayor mientras menor sea el contenido de material arcilloso.

2.1.7. REGISTRO FOTOELECTRICO (PEF) Un registro de las propiedades de absorción fotoeléctrica. El registro mide el factor de absorción fotoeléctrica, Pe, que se define como (Z/10) 3.6, donde Z es el número atómico promedio de la formación. Pe no tiene unidades pero dado que es proporcional a sección transversal fotoeléctrico por elección a veces se expresa en bernios/electrón. Dado que los fluidos tienen número atómico muy bajos, su influencia es muy escasa, de modo que Pe es una medida de propiedades de matriz de rocas. Las areniscas tiene un Pe bajo, en tanto que las dolomías y las calizas poseen un Pe alto. Las arcillas, los minerales pesados y los minerales que contienen hierro poseen un Pe alto. Por consiguiente, el registro es de gran utilidad para determinación de la mineralogía. En la interpretación, el PEF se convierte generalmente en la sección eficaz volumétrica más simple, U en bernios/cm3, tomando el producto de PEF por la densidad. El registro se obtiene como parte de medición de densidad. La profundidad de investigación es del orden de una pulgada, lo que generalmente corresponde a la zona lavada. El PEF puede ser afectado por os minerales pesados, tales como la barita presente en revoque de filtración o en el filtrado de lodo. Los registros PEF fueron introducidos a fines de la década de los 1970. 2.2. APLICACIONES VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE CADA REGISTRO 2.2.1. REGISTRO GAMMA RAY (GR) APLICACIONES  Determinar topes de formaciones y hacer correlaciones litológicas entre pozos .  Estimar el contenido de shale en los reservorios delimitar la cantidad de la roca reservorio en los yacimientos.  Definir cambios de facies en los ambientes sedimentario apartir de la tendencia y forma del perfil





 

Ubicar a profundidad, con exactitud, las herramientas de muestreo y de cañoneo en pozos revestidos, cuando se corre en combinación con el detector de cuellos CCL Ubicar a profundidad los corazones recobrados, comprando el perfil de rayos gamma del pozo con un perfil de rayos gamma registrado sobre la sección de corazones recobrados. Prospectar depósitos de minerales radiactivos de potasio y uranio Prospectar minerales que se caracterizan por presentar muy baja radioactividad como carbón, anhidrita y sal gema.

VENTAJAS Y DEVENTAJAS  La cámara de ionización es de fácil construcción y el manejo de bajo voltaje.  Su desventaja es la dificultad de medir corrientes del orden de 10-13 amperios.  La ventaja del contador Geinger-Mueller, es que produce grandes pulsos que son transmitidos fácilmente.  Su desventaja es su difícil construcción y al igual que la cámara de ionización es bastante ineficaz (1%). 2.2.2. REGISTRO (CALI) APLICACIONES  Tomar medidas del diámetro en pozo.  Medir las variaciones de diámetro a través de tubería para conocer su estado físico. VENTAJAS  Precisa su medición  Modo de calibración facil  Tiene programador de tiempo  Es capaz de pesar hasta los elementos mas diminutos y con la misma precisión una y otra vez DESVENTAJAS:  Se conecta a la luz  La espera entre cada muestra es tardada  Se sobre calienta  Delicada a la hora de maniobrar la  Sus charolas de aluminio son muy frágiles 2.2.3. REGISTRO DE RESISTIVIDAD APLICACIONES  Diferenciar zonas acuíferas de zonas con hidrocarburos  Identificar zonas permeables  Determinar porosidad  Medir las resistividades Rt y Rxo VENTAJAS Y DESVENTAJAS







 



Los perfiles de Resistividad se usan para: (1) determinar las zonas productivas de hidrocarburo vs. las de agua; (2) indicar zonas permeables; y (3) determinar porosidad a partir de la resistividad. La resistividad de una formación puede ser medida por los perfiles de inducción o de electrodo (Laterolog, los perfiles normales, Laterales, esféricamente enfocados, Microlog, Microlaterolog, y Proximidad *). El perfil de inducción (perfil eléctrico de inducción o Perfil de Inducción Dual Enfocado) debe correrse en barros de perforación no saturados de sal (donde Rmf >3 Rw). Laterolog * o Laterolog Dual * con Rxo debe correrse en barros de perforación saturados en sal (donde Rmf ≅ R). Con el uso de las cartas, los perfiles de resistividad profunda tanto como el perfil de Inducción Dual Enfocado o del perfil Laterolog Dual* con Rxo debe corregirse por los efectos de la invasión para determinar un valor más exacto de la verdadera resistividad de la formación (Rt). La mayoría de los minerales que constituyen la matriz de la roca, y los hidrocarburos en los poros, no son conductivos. Por consiguiente, la capacidad de una roca de transmitir una corriente eléctrica es casi completamente una función del agua presente en los poros de la roca.

2.2.4. REGISTRO SONICO (DT) El dispositivo del perfil sónico consiste en uno o más transmisores sónicos, y dos o más receptores. Los perfiles sónicos modernos son los dispositivos compensados de pozo (BHC*). Estos dispositivos reducen grandemente los efectos espurios de variaciones en el diámetro del pozo (Kobesh y Blizard, 1959), así como los errores debido a la inclinación de la herramienta sónica (Schlumberger, 1972). 2.2.5. REGISTRO DE DENSIDAD (RHOB) Ayudan al geólogo a: (1) para identificar minerales evaporíticos, (2) para descubrir zonas productivas de gas, (3) para determinar densidad del hidrocarburo, y (4) para evaluar los reservorios arenososlutíticos y los de litologías complejas (Schlumberger, 1972). El dispositivo, que registra la densidad, es una herramienta de o que consiste en una fuente de rayos gamma de energía media, que emite rayos gamma a la formación. La fuente de rayos de gamma es Cobalto-60 o Cesio-137. 2.2.6. REGISTRO DE NEUTRON/POROCIDAD (NPHI)  Los tres tipos de perfiles de porosidad son: (1) sónico, (2) de densidad, y (3) el neutrónico.  El perfil sónico es un perfil de porosidad que mide el intervalo de tiempo de tránsito (Δ) de una onda compresional de sonido a través de un pie de formación. La unidad de medida es microsegundos por pie (μ sec / ft). El tiempo de tránsito en un intervalo de formación se relaciona con la porosidad de la formación.





  

El perfil de densidad es un perfil de porosidad que mide la densidad de electrones de una formación. La densidad de electrones de una formación está relacionada a la densidad en volumen de la formación (ρ b) en gm/cc. La densidad en volumen, a su vez, se puede relacionar con la porosidad de la formación. El perfil del neutrónico es un perfil de porosidad que mide la concentración de iones de hidrógeno en una formación. En formaciones libres de arcillosidad, donde la porosidad está llena con agua, el perfil neutrónico puede relacionarse a la porosidad llena de agua. En depósitos de gas, el perfil neutrónico registra una porosidad más baja que la porosidad verdadera de la formación porque el gas tiene una concentración de iones de hidrógeno más baja que petróleo o el agua (efecto de gas). El Perfil Neutrón-densidad es un perfil combinado de porosidad. La porosidad puede determinarse desde un Perfil de Neutrón-densidad tanto por una carta de crossplot o por fórmula. Los usos adicionales del Perfil combinado Neutrón-densidad son: (1) el descubrimiento de zonas productivas de gas; y (2) la determinación de litología.

2.2.7. REGISTRO FOTOELECTRICO (PEF) VENTAJAS  Rapida  Precisa  Versatil  Facil de usar  Analogo exacto DESVENTAJAS  Tarda en equilibrarlo  Incomodo por su tamaño  Sensible a la luz  Se conecta a la luz

Capítulo 3. Método 3.1

Tipo de Investigación El presente trabajo, se ha basado en un registro proporcionado, cuyo objetivo es la identificación de yacimientos de hidrocarburos; se realiza una investigación interna basada en libro e información recopilada en el periodo de duración de la catedra.

3.2

Operacionalización de variables Como variables de estudio, de forma cualitativa tenemos el Registro de Gamma Ray, Registro de Resistividad alta, baja y media también tenemos el registro de presencia de Potasio Thorio y Uranio, para confirmar la presencia de

hidrocarburos, tenemos el registro de densidad, neutrónico, como también el sónico, que nos ayudaran a confirmar la presencia de hidrocarburos. 3.3 3.4

Técnicas de Investigación Recopilación de datos del registro objeto de estudio. Interpretación de los diferentes tracks, según las profundidades. Cronograma de actividades por realizar 23/08/2016: Entrega del Registro Objeto de estudio 30/08/2016: Primera reunión de Análisis O2/09/2016: Segunda reunión de Análisis 06/09/2016: Primera entrega de avance del proyecto

Capítulo 4. Aplicaciónes practicas 4.1 análisis e interpretación cualitativa del registro completo ( de cada track, cada curva) En la interpretación cualitativa vamos empezar interpretando el primer track Con el registro de curva de gamma ray (SGR) este presenta con la presencia de una formación arcillosa (lutitas) con una base a 7577 ft y un tope de 7643 ft esta representaría a la primera arena contaminada; seguido tenemos una zona arcillosa con presencia de lutitas, y entre 7643 ft y 7658 ft observamos en el registro una capa delgada de arena no contaminada, seguido tenemos una zona arcillosa desde 7658 ft hasta 7715 ft; seguido observamos una areniscas desde 7715 ft hasta 7763 ft esta llegaría ser la segunda arena; seguido identificamos la presencia de una zona arcillosa al igual que las anteriores con presencia de lutitas; desde 7763 ft hasta 7820 ft llegaría a hacer la zona arcillosa; después vemos una capa delgada de arena de 7820 ft hasta 7838ft; y desde 7838 ft hasta 7870 vemos nuevamente la zona arcillosa de lutitas; luego vemos la presencia de una arena limpia desde 7870 ft hasta 7947 ft identificamos la tercera arena; y desde 7947ft hasta 7950 ft existe un zona arcillosa y de 7950ft a 7987 ft llegamos a identificar una capa ligera de arena no contaminada y desde 7887 ft hasta 8000 se encuentra la roca sello inferior. Con el registro de la curva de diámetro de hoyo (CALI) ponemos observar que el diámetro del trepano es 12 pulgadas, en la profundidad de 7665 ft se encuentra una reducción de diámetro por la presencia de lutitas hasta los 15,5” se expande hasta la profundidad de 7680ft; y luego nuevamente de 7765ft hasta 7870 ft existe un diámetro de 13” en la formación; luego nuevamente de 7870 hasta 8000ft el diámetro es contante ósea 12” en las zonas donde hay expansión de diámetro existe la presencia de lutitas que expanden el diámetro del hoyo. 4.2 evaluacion cuantitativa del registro (obtección de la información técnica, cálculos de propiedades )