El registro de densidad mide la densidad de la formación y la relaciona con la porosidad. Una fuente radioactiva emite radiación gamma hacia la formación, la cual interacciona con los electrones de la formación según el efecto compton, en el cual los rayos son dispersados por el núcleo de la formación de donde se obtienen rayos gamma de Compton que es una radiación secundaria producida en los átomos de la formación y que se originan porque la formación cede energía a los átomos dejándolos en estado excitado. Estos últimos rayos son detectados como una medida de la densidad de la formación.
La reducción del flujo de rayos gamma en la formación, es función de la densidad de electrones de la formación.
Para cualquier elemento, el número de electrones coincide con el número de protones con número atómico Z. La masa atómica está contenida en el núcleo atómico, esta es la suma del numero de protones y neutrones y está dada por el numero atómico A.
En general, el número de protones es aproximadamente el número de electrones, así que la relación Z/A es aproximadamente 0,5. Utilizando esta relación, la medida de la densidad de electrones se puede convertir a una densidad aparente medida en g/cc que es cercana a la densidad de los tipos comunes de rocas.
Para entrar en detalles de la relación del número de electrones con el bulk density podemos decir que:
El número de átomos en un mol de un material es igual al número de Advogadro N
El número de electrones en un mol de un material es por lo tanto igual a NZ. Z es el numero atómico (numero de protones o electrones por átomo)
Si el número de masa atómica A es el peso de un mol substancia, el número de electrones por gramo es igual a NZ/A. Para obtener el número de electrones por unidad de volumen multiplicamos por el bulk density de la substancia y tenemos la siguiente ecuación:
Así, el conteo de rayos gamma depende de la densidad del numero de electrones, el cual está relacionado al bulk density de una substancia y depende de los sólidos minerales de la cual está compuesta, de su porosidad y de la densidad de fluidos que llenan sus poros, por lo tanto la herramienta de densidad es útil para determinar porosidad, fluidos de baja densidad (gas) y ayuda a la identificación litológica.
Componentes de la Herramienta
Una fuente de rayos gamma, usualmente Cesio 137 que emite fotones. Los rayos gamma tienen carga y masa cero. El cesio 137 es un radioisótopo del cesio con una masa atómica nominal de 137, su número atómico en la tabla periódica es 55.
Dos detectores gamma, regularmente ubicados entre 0,15 m y 0,40 m de la fuente. Tanto la fuente como los detectores, deben tener una mínima interacción con las paredes del pozo. Estos detectores cuentan el número de rayos gamma que retornan, para la mayoría de los materiales de interés, la densidad está relacionada al bulk density por medio de una constante. Se registran el número de rayos gamma en dos rangos diferentes de energía. Los rayos gamma de más alta energía determinan el bulk density, y por lo tanto la porosidad, mientras que los rayos gamma de más baja energía son usados para determinar la litología de la formación. Estos rayos gamma de baja energía muestran poca dependencia con la porosidad y el tipo de fluido en la formación. Este parámetro es conocido como el efecto de absorción fotoeléctrica.
Usos del Registro de Densidad
- Determinación de la porosidad
- Identificación de minerales en depósitos evaporíticos
- Detección de gas
- Determinación de la densidad de los hidrocarburos
En las formaciones de baja densidad (alta porosidad) se leen más conteos de rayos gamma. En la medida que la densidad se incrementa (porosidad decrece), menos conteos de rayos gamma pueden ser detectados.
Ejemplo de registro de densidad:
En el ejemplo se pueden apreciar los valores de densidad registrados para la Halita (2,03 g/cc), contrastando con las anhidritas infrayacientes (2,96 g/cc) y con los shales intercalados (2,5 g/cc), la densidad del shale varia con la composición y compactación. Los valores de baja densidad de algún gas residual influenciaran fuertemente la lectura de densidad haciendo ver una aparente alta porosidad.
En el siguiente gráfico podemos ver un resumen de las respuestas del registro de densidad con diferentes litologias:
Calibración de la herramienta:
La calibración se hace insertando la herramienta en un bloque de caliza pura saturada con agua fresca de una densidad conocida, luego se hacen calibraciones secundarias insertando la herramienta en grandes bloques de aluminio, sulfuro y magnesio de densidades conocidas. En el pozo se utiliza una fuente de radiación portátil para chequear el estado de los detectores antes que la herramienta sea corrida.
La comparación analítica del conteo en los dos detectores es lo que permite una estimación más precisa de la densidad, compensando factores ambientales como la influencia del revoque y la rugosidad del hoyo. Los valores corregidos se muestran en un registro con escalas típicas entre 2 y 3 g/cc. La corrección se muestra en una curva suplementaria donde el valor representa la corrección que se agrega a la densidad desde el detector lejano hasta llegar a la densidad corregida mostrada en el registro.
A continuación vemos un registro con valores de densidad corregidos:
La relación entre la densidad de electrones como ya lo vimos en la ecuación es directamente proporcional y los otros parámetros en la ecuación son constantes para un elemento dado (A y Z), y la constante universal N. La tabla a continuación muestra los valores de A y Z para diferentes elementos de la corteza terrestre.
Se ha definido un nuevo parámetro llamado número de densidad efectiva:
SI substituimos esta en la primera ecuación queda:
Es una ecuación válida para rocas que están compuestas de más de un elemento
Efectos adversos:
La absorción del revoque de lodo es una fuente de error. Los detectores duales permiten la correción para el revoque o irregularidades del pozo. El detector cercano es el más afectado. Por ploteo de las ratas de conteo de los detectores cercano y lejano con otras variables como la densidad del revoque, el % de barita en el revoque, se identifica un factor de corrección
El efecto de pequeñas cantidades de hidrocarburos no se nota si la densidad del fluido de perforación es cercana a la densidad del petróleo. Si existen grandes cantidades de gas y petróleo se reflejara en altas lecturas de porosidad.
Fijense en el ejemplo como la presencia del gas influye en una falsa lectura de porosidad:
La densidad de las lutitas se mostrará más alta en el registro. Entre 2.2 y 2.6 g/cc. Esas densidades se incrementaran con la profundidad.
Las presiones anormales afectan las lecturas de densidad. Lo normal es que la densidad aumente con la profundidad, sin embargo en zonas sobrepresurizadas esta tendencia cambia. Por lo general hay un shale impermeable muy denso al tope de una formación sobrepresurizada.
En el ejemplo se aprecia la lectura del registro en inmediaciones de zonas sobrepresurizadas:
El efecto de la densidad de fluido
Se puede errar en la determinación de la porosidad si no se interpreta bien la densidad del fluido. Regularmente, la densidad de las aguas que contiene el lodo filtrado, frescas o saladas son de 1,0 g/cc y 1,1 g/cc las cuales pueden variar con la temperatura y la composición. Se pueden obtener datos precisos de las muestras de fluido del reservorio. Las densidades del filtrado de lodo regularmente se ajustan en los software de petrofísica.
El efecto del gas
Si hay gas en la formación las porosidades pueden ser sobre estimadas, la densidad del gas es muy baja, (aprox 0,0001 g/cc), comparada con los fluidos acuosos
El efecto del petróleo
La densidad del petróleo es de aprox 0,7 g/cc, menos que la de los fluidos acuosos. La presencia de formaciones que contienen petróleo raras veces afectan el cálculo de la porosidad porque tanto el petróleo como el agua que contiene la formación donde la herramienta de densidad hace la medida, es reemplazada por el lodo de perforación que se ha filtrado.
El efecto del Shale:
La densidad del shale varia mucho dependiendo de si se muestra intercalado con capas arenosas o arcillosas, en este caso hay que hacer ajustes para llegar a una densidad corregida a determinadas profundidades
Determinación de inconformidades
Dentro de un intervalo de shale, si hay un cambio de densidad repentino, la explicación es que las formaciones arriba y abajo del cambio se depositaron en ambientes diferentes, lo que me indica una posible inconformidad.
Detección de sobrepresiones:
Los fluidos sobrepresurizados se comportan diferente a un trend normal de compactación por lo que estas zonas tienes porosidades mayores a aquellas normalmente presurizadas. Si existiendo un trend normal de compactación hay un giro inesperado indicando una disminución en la densidad o lo que es lo mismo un aumento en la porosidad y no hay evidencias de un cambio en la litología, es indicio de que se ha entrado en una zona de fluidos presurizados. Ver figura.
Reconocimiento de fracturas:
La herramienta para medir la densidad es sensible al registro de porosidad como a las cavidades dejadas por las fracturas. El registro sónico también mide la porosidad pero no permite analizar los espacios dejados por las fracturas, por lo que una comparación de estos dos registros nos podrían indicar como se extiende una fractura en un intervalo del reservorio.
Contenido de materia orgánica:
La presencia de materia orgánica puede reducir la densidad de los shales hasta 0,5 g/cc. Por lo que se podría calcular el TOC (carbón orgánico total) en una roca fuente, a partir del registro de densidad. En la práctica esto se hace calibrando el registro con calibraciones de TOC hechas en núcleos de pozos vecinos.
Para finalizar varias tablas relacionando diferentes elementos con la densidad de electrone, bulk density y densidad en g/cc:
