Registro de densidad

El registro de densidad es una herramienta de registro de pozos que proporciona un registro continuo de la densidad aparente de una formación a lo largo del pozo . En geología, la densidad aparente depende de la densidad de los minerales que componen la roca (es decir, la matriz ) y del fluido contenido 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.

La herramienta se desarrolló inicialmente en la década de 1950 y se generalizó su uso en la industria de 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 Compton . El número de rayos gamma dispersados ​​que llegan al detector, colocado a una distancia fija 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 (${\displaystyle \rho _{\text{volumen}}}$) a través de

${\displaystyle \rho _{\text{e}}=2\rho _{\text{bulk}}\ {\frac {Z}{A}}}$

dónde${\displaystyle Z}$ es el número atómico, y${\displaystyle A}$es el peso molecular del compuesto. Para la mayoría de los elementos${\displaystyle Z/A}$es aproximadamente 1/2 (excepto para el hidrógeno donde esta relación es 1). La densidad electrónica (${\displaystyle \rho _{\text{e}}}$) en g/cm ³ determina la respuesta de la herramienta de densidad.

La herramienta consistía inicialmente en una fuente radiactiva y un único detector, pero esta configuración es susceptible a los efectos del fluido de perforación . De forma similar a como se mejoró la herramienta de registro sónico para compensar los efectos del pozo, el registro de densidad ahora utiliza convencionalmente dos o más detectores. En una configuración de dos detectores, el detector de menor separación tiene una profundidad de investigación mucho menor que el detector de mayor separación, por lo que se utiliza para medir el efecto que el fluido de perforación tiene sobre la detección de rayos gamma. Este resultado se utiliza luego para corregir el detector de mayor separación. ^{[ 2 ]}

Suponiendo que la densidad aparente medida (${\displaystyle \rho _{\text{volumen}}}$) solo depende de la densidad de la matriz (${\displaystyle \rho _{\text{matriz}}}$) y densidad del fluido (${\displaystyle \rho _{\text{fluido}}}$), y que estos valores se conocen a lo largo del pozo, porosidad (${\displaystyle \phi }$) se puede inferir de la fórmula

${\displaystyle \phi ={\frac {\rho _{\text{matriz}}-\rho _{\text{volumen}}}{\rho _{\text{matriz}}-\rho _{\text{fluido}}}}}$

Valores comunes de densidad de matriz${\displaystyle \rho _{\text{matriz}}}$(en g /cm³ ⁾ son:

• Arena de cuarzo - 2,65
• Caliza - 2,71
• Dolomita - 2,87

Este método es el indicador de porosidad más fiable 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 ambiente de deposición , 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 de fluido${\displaystyle \rho _{\text{fluido}}}$^{Un valor} de 1 g /cm³ es apropiado cuando el agua es dulce, pero el agua altamente salina tiene una densidad ligeramente mayor y se deben usar valores más bajos para los yacimientos de hidrocarburos , dependiendo de la densidad de los hidrocarburos y la saturación residual.

En algunas aplicaciones, la presencia de hidrocarburos se detecta por la existencia de porosidades logarítmicas anormalmente altas.

Registro sónico