Registros Geofísicos - Metro Emergencias

ÍNDICE
Registros
Geofísicos
Registros Geofísicos
Página
I. LOS REGISTROS GEOFÍSICOS 4
Introducción 4
Historia de los registros en México
II. TIPOS DE REGISTROS GEOFÍSICOS 5
Registro en agujero abierto 6
Registro en agujero entubado
Tipos de herramientas
Registros resistivos 7
Doble inducción fasorial
Doble laterolog telemétrico 8
Microesférico enfocado
Registros nucleares 9
Neutrón compensado 10
Litodensidad compensada
Espectroscopía de rayos Gamma 12
Rayos Gamma naturales
Registros acústicos 13
Sónico digital
Otros registros 14
Medición continua de echados
Geometría de pozo
Herramientas de imágenes 15
Herramienta Halliburton 22
III. PROGRAMA DE REGISTROS 22
Selección de los registros apropiados
Pozos exploratorios 23
Pozos de desarrollo 25
Control de calidad de los registros 25
Control de profundidad
Calidad técnica general
Repetibilidad 26
Valores absolutos de registros ("Marcadores")
Zonas potenciales de contenido de agua y cálculos
Zonas potenciales de contenido de hidrocarburos y cálculos 27
Decisiones sobre la capacidad productiva
1

Registros Geofísicos
IV. CONCEPTOS BÁSICOS DE INTERPRETACIÓN 28
2
Introducción
El proceso de la interpretación
Evaluación de las formaciones
Parámetros petrofísicos 30
Porosidad
Saturación
Permeabilidad
Resistividad y fluidos de la formación
Resistividad
Factor de formación y saturación de agua 32
Ecuación de Archie fraccionada 34
V. INTERPRETACIÓN CUALITATIVA
Introducción
Lectura de los registros geofísicos 35
Respuesta típica del registro GR 38
Identificación de litologías
Identificación de zonas permeables 40
Potencial natural SP 42
Separación de curvas de resistividad
Calibrador
Efecto de rugosidad y diámetro del pozo en el registro de densidad
Arcillas, agua ligada y gas en la herramienta de neutron 43
Efecto de litología en el neutrón 44
Efecto de las condiciones del pozo
VI. INTERPRETACIÓN EN FORMACIONES LIMPIAS 46
Introducción
Pasos para la interpretación
Información obtenida de los registros 48
Determinación de Rw por el método de inversión de Archie 49
Determinación de Rw a partir del SP 50
Ejemplo de aplicación de la ecuación de Archie
Cálculo de Rw por el método de inversión de Archie 52
Cálculo de Rw usando el SP 53
Cálculos de Sw 54
Indicadores de permeabilidad
Notas adicionales acerca de la resistividad del agua de formación 55
Definición de la zona de interés
Determinación de Rw con el método de inversión de Archie 56
Métodos "rápidos" en el análisis de registros
Cálculo de la saturación de agua 58
Gráfica cruzada de porosidad y litología (CP)
Porosidad dos tercios (Two-Thirds Porosity)
Porosidad gráfica cruzada
Yacimientos de mineralogía compleja 59
VII. INTERPRETACIÓN EN FORMACIONES ARCILLOSAS 60
Introducción
Método de doble agua 61
Evaluación de la cementación 65
Técnica de la cementación

Registros Geofísicos
Registro CBL - VDL 66
Principio de operación
El registro VDL 67
Interpretación del registro CBL - VDL
Interpretación cualitativa 68
Tubería mal cementada
Buena adherencia de la tubería y buen acoplamiento acústico a la formación 70
Canalización y microánulo
Interpretación cuantitativa
Ejemplos 71
3

Registros Geofísicos
I. LOS REGISTROS GEOFÍSICOS
Introducción
Conocer las características de las formaciones atravesadas
por los pozos, tanto en su naturaleza
litológica, como en lo relativo a su contenido de fluidos
(agua o hidrocarburos), es motivo de profundo
interés. Del conocimiento de los diferentes
parámetros que tal información proporciona, dependerá
la extracción eficiente de los hidrocarburos.
Para ello se cuenta con el muestreo de los pozos; es
decir, del registro de lo que la barrena atraviesa. Este
muestreo se hace en forma directa: estudiando muestras
de la formación, o mediante el análisis continuo
del fluido de perforación, y por la introducción mediante
cables con conductores eléctricos de dispositivos
medidores de los distintos parámetros característicos
de las formaciones atravesadas y de su contenido.
De estos métodos de muestreo, el que mayores
avances tecnológicos ha reportado es el originalmente
conocido como registro eléctrico. Actualmente,
a éste se le han sumado una serie numerosa de
registros de otros parámetros y se les denomina genéricamente
registros geofísicos.
Un registro geofísico es un gráfico X-Y en donde el
eje Y representa la profundidad del pozo y el eje X
representa el o los valores de algunos parámetros del
pozo como son: porosidad, densidad, tiempo de tránsito,
resistividad, diámetro del agujero, etcétera.
Historia de los registros en México
Hasta los años 70, los registros geofísicos se obtenían
con unidades de tipo convencional. Éstas operaban
con cable electromecánico de siete conductores.
Dentro de la cabina de la unidad se encontraban
los paneles o tableros electrónicos y una cá-
4
Registros
Geofísicos
mara registradora de 9 galvanómetros que proporcionaban
mediciones en películas transparentes
Figura 1 Operación con paneles electrónicos y unidades
convencionales.
En México se introdujeron las primeras cabinas marinas
para la toma de registros geofísicos en 1963.
El registro de inducción empezó a realizarse en 1964,
los registros de producción en 1967; el registro de
densidad en 1969; el de echados en 1971. El registro
de microproximidad fue introducido en 1971, el
Doble Laterolog en 1974, y el registro de doble inducción
en 1979.
En el año de 1979, Petróleos Mexicanos se ve afectado
por el cambio de sistemas de registros. Esto ocurrió
porque se descontinuó la producción del equipo
convencional integrado por tableros de control que
fueron sustituidos por sistemas computarizados.
Toca la responsabilidad de analizar todas las alternativas
de solución y sus repercusiones a Petróleos
Mexicanos, que adquiere la nueva tecnología. Además,
para mantenerse a la vanguardia de la especialidad
y garantizar la obtención de información con
un alto porcentaje de exactitud para la toma de re-

gistros geofísicos, la institución adquiere unidades
cibernéticas a compañías extranjeras.
Figura 2 Unidad móvil computarizada.
En junio de 1991, se introduce en México un nuevo
sistema computarizado. Éste utiliza una telemetría
de punta de 500 kilobits por segundo.
Figura 3 Cabina computarizada costafuera.
Actualmente, la Unidad de Perforación y Mantenimiento
de Pozos se ha colocado a la vanguardia en
tecnología de registros. Esto se debe a la la adquisición
de tres sistemas que han sido instalados en unidades
cibernéticas.
Otras compañías líderes en tecnología de registros
cuentan con sistemas de cómputo integrados. Existe
un sistema de registros que entrega consistentemente
datos exactos de alta calidad y proporciona
Registros Geofísicos
la capacidad de proceso de una estación de trabajo.
El uso de componentes de mayor potencia de procesamiento
permite más combinaciones de herramientas
y velocidades mayores
de registro. Además,
que varias aplicaciones
puedan correrse simultáneamente.
Las unidades
vienen equipadas con
sistemas redundantes e
independientes para
realizar simultáneamente
dos funciones mayores.
El diseño modular del
sistema permite que
sea fácilmente mejorado
(actualizado) para incrementar la velocidad o
memoria.
Las aplicaciones de este sistema son servicios de registros
en agujero abierto y entubado; registros
de producción; despliegue en tiempo real
de imágenes de pozo; de servicios como los
de imágenes microresistivas y ultrasónicas;
servicios de terminación como corridas de
empaques, disparos, recuperación de tuberías
y cortadores químicos, verificar y evaluar las
operaciones de estimulación, cementación y
empaque de arena.
Existe otro sistema de adquisición de datos
que mejora cuatro aspectos críticos de los
registros: integridad de la medida y calidad
de los datos, tecnología avanzada de servicios,
seguridad y eficiencia operativa. El sistema
integra avances en adquisición digital
de datos, computación multitarea y tecnología
gráfica.
II. TIPOS DE REGISTROS GEOFÍSICOS
Para determinar algunas características de las formaciones
del subsuelo es necesario llevar a cabo la
toma de registros. Para esto se utiliza una unidad
móvil (o estacionaria en pozos costafuera) que contiene
un sistema computarizado para la obtención y
procesamiento de datos. También cuenta con el envío
de potencia y señales de comando (instrucciones)
a un equipo que se baja al fondo del pozo por
medio de un cable electromecánico. El registro se
5

Registros Geofísicos
obtiene al hacer pasar los sensores de la sonda enfrente
de la formación, moviendo la herramienta lentamente
con el cable.
Dentro de los objetivos del registro geofísico podemos
mencionar:
Determinación de las características de la formación:
porosidad, saturación de agua/hidrocarburos, densidad.
Delimitación (cambios) de litología
Desviación y rumbo del agujero
Medición del diámetro de agujero
Dirección del echado de formación
Evaluación de la cementación
Condiciones mecánicas de la TR
Registros en agujero abierto
Inducción
Doble Laterolog
6
Arcilla
Arena
Arcilla
Caliza
Dolomía
Servicios
a Pozos
0 GR 100 0 LLS 1000 45% O 15%
p
4 CALI 14 R 0 LLD 1000 120 T 20
O 0 MSFL1000 1.9 b 2.9
F.
Figura. 4 Diagrama esquemático de la toma de registros.
5100
5150
5200
5250
5300
5350
5400
5450
5500
Neutrón compensado
Densidad compensada
Sónico digital
Imágenes de pozo
Registros en agujero entubado
Evaluación de la cementación
Pruebas de formación
Desgaste de tubería
Tipos de herramientas
El equipo de fondo consta básicamente de la sonda.
Este es el elemento que contiene los sensores y el
cartucho electrónico, el cual acondiciona la información
de los sensores para enviar a la superficie, por
medio del cable. Además, recibe e interpreta las órdenes
de la computadora en superficie. Las sondas
se clasifican en función de su fuente de medida en:
Resistivas (Fuente: corriente eléctrica)
Porosidad (Fuente: cápsulas radiactivas).
Sónicas (Fuente: emisor de sonido).
En la figura 5 se muestran los tres tipos de herramientas.
Herramientas de fondo
Eléctr icas Radiactivas S ónicas
Figura 5

De acuerdo con lo anterior tenemos:
Herramientas de registros con principio resistivo
(eléctrico):
Inducción
Doble inducción
Doble Laterolog
Microesférico
Medición de echados
Microimágenes resistivas de formación
Herramientas de registros radiactivos
Neutrón compensado
Litodensidad compensada
Espectroscopía de rayos gamma
Rayos Gamma naturales
Herramientas de registros con principio acústico
Sónico de porosidad
Sónico dipolar de imágenes
Imágenes ultrasónicas
Mediante una cuidadosa interpretación de la respuesta
de los registros, es posible evaluar el potencial productivo
de la formación. Además, se tienen sistemas
de cómputo avanzados para la interpretación.
Registros resistivos
La cantidad de aceite o gas contenido en una unidad
de volumen del yacimiento, es el producto de
su porosidad por la saturación de hidrocarburos.
Los parámetros físicos principales para evaluar un yacimiento
son porosidad, saturación de hidrocarburos,
espesor de la capa permeable y permeabilidad.
Para deducir la resistividad de formación en la zona
no invadida, las medidas de resistividad se usan,
solas o en combinación. Es decir, atrás de la zona
contaminada por los fluidos de control del pozo.
También se usan para determinar la resistividad cercana
al agujero. Ahí, en gran parte, el filtrado del
lodo ha reemplazado los fluidos originales.
Registros Geofísicos
Las medidas de resistividad junto con la porosidad y
resistividad del agua de formación, se usan para obtener
la saturación de agua. La saturación obtenida
de las resistividades somera y profunda se comparan
para evaluar la productividad de la formación.
La resistividad de una formación pura saturada con
agua, es proporcional a la resistividad del agua con
la que se encuentra saturada.
En donde: F= Factor de formación, Rw= Resistividad
del agua de formación, y Ro= Resistividad de la roca
saturada con agua.
La resistividad de una formación depende del fluido
contenido en la misma y del tipo de formación.
Para medir la resistividad de la formación se cuenta
con dos herramientas:
Inducción
Doble Laterolog
Generalmente, se prefiere usar la herramienta de inducción
cuando la resistividad de la formación es
baja, del orden de 500 ohms. Cuando se tienen formaciones
altamente resistivas la herramienta de doble
Laterolog proporciona información más
confiable. En las formaciones de carbonatos de baja
porosidad se tienen resistividades muy altas. Por
esto, si se requiere hacer una interpretación cuantitativa,
se debe tomar un registro doble Laterolog.
Sin embargo, se necesita de un medio conductivo
entre la herramienta y la pared del pozo. Por ello, no
es posible tomar un registro doble Laterolog en lodos
no conductivos, como los que son a base de aceite.
Doble inducción fasorial
5 ∝ 5
5 = ) * 5
) =
La herramienta doble inducción fasorial realiza medidas
de resistividad a tres diferentes profundidades de
investigación. De esta manera, proporciona información
para determinar las resistividades de la zona virgen,
la zona barrida y la zona de transición (en su caso).
Con esta información se pueden obtener datos de saturación
y movilidad de fluidos (complementada con
información de otras herramientas).
5
5
7

Registros Geofísicos
El sistema fasorial permite obtener datos más exactos
para diferentes valores de resisitividad. La herramienta
cuenta con un sistema de autocalibración que
mejora la precisión de la respuesta y reduce el efecto
de las condiciones ambientales. Además, el sistema
de transmisión de datos en forma digital del fondo
a la superficie permite una mayor capacidad de
señales libres de ruidos. La figura 6 muestra un ejemplo
del registro.
Las principales aplicaciones de esta herramienta
son:
1. Interpretación de formaciones con diámetros grandes
de invasión
2.Formaciones con contraste medio-alto de
resistividades
3. Gráficos de invasión
4. Pozos con lodos no conductivos
Doble Laterolog telemétrico
La herramienta Doble Laterolog proporciona dos
mediciones con la mayor profundidad de investigación,
de tres mediciones necesarias que se requieren
para tratar de determinar la resistividad de la zona
invadida ( Rxo =) y de la zona virgen ( Rt ), a éstas se
les conocen como Lateral Somera (Lls ) y Lateral
Profunda (Lld).
La tercera medición requerida se puede obtener de
correr la herramienta de Enfoque Esférico o
Microesférico (MSFL) en forma independiente o combinada
.
En la herramienta DLL se permite que varíe tanto el
voltaje emitido como la corriente (pero manteniendo
el producto potencial constante), con lo cual brinda
un rango de mediciones. La figura 7 muestra un
ejemplo del registro.
Aplicaciones principales
1. Resistividad en la zona virgen y zona lavada
2. Perfiles de invasión
3. Correlación
4. Detección de vista rápida de hidrocarburos
5. Control de profundidad
6. Indicador de hidrocarburos móviles
8
Figura 6 Registro doble inducción fasorial.
Microesférico enfocado
Esta herramienta surge de la necesidad de conocer
Rxo para realizar correcciones a las lecturas
de otras herramientas y tener un valor adecuado
de Rt.
Durante el desarrollo de las herramientas de registros
se han pasado por varias etapas hasta llegar al
SRT ( Spherically Focused Resistivity Tool). Previos

Figura 7 Registro doble laterolog telemétrico.
a esta generación podemos citar microlog, microlaterolog
y proximidad.
La herramienta actual se conoce genéricamente como
registro microesférico (Micro Spherical Focused Log).
Se basa en el principio de enfoque esférico usado en
los equipos de inducción pero con un espaciamiento
de electrodos mucho menor. En este caso los electro-
Registros Geofísicos
dos se ubican en un patín de hule que se apoya directamente
sobre la pared del pozo. El arreglo
microesférico reduce el efecto adverso del enjarre del
fluido del pozo. De esta manera se mantiene una adecuada
profundidad de investigación. La figura 8 muestra
un ejemplo del registro.
Principales aplicaciones
1. Resistividad de la zona lavada
2. Localización de poros y zonas permeables
3. Indicador de hidrocarburo móvil
4. Calibrador
Registros nucleares
La determinación de la porosidad de la formación se
puede hacer de manera indirecta a través de las medidas
obtenidas de herramientas nucleares o acústicas.
Las herramientas nucleares utilizan fuentes
radiactivas. Mediante la medición de la forma de
interactuar, con la formación de las partículas irradiadas
por la fuente, se pueden determinar algunas
características.
Se tienen tres tipos de herramientas nucleares:
Radiación natural Rayos Gamma, espectroscopía
Neutrones Neutrón compensado
Rayos gamma Litodensidad compensada
Las herramientas para medir la radiación natural
no requieren de fuentes radiactivas y la información
que proporcionan es útil para determinar la
arcillosidad y contenido de minerales radiactivos
de la roca.
Las herramientas de neutrón compensado y
litodensidad requieren de fuentes radiactivas emisoras
de neutrones rápidos y rayos Gamma de alta
energía, respectivamente.
Dada la forma diferente en que las partículas
interaccionan con la materia, resulta útil la comparación
directa de las respuestas obtenidas para la detección
de zonas con gas, arcillosas, etc. De manera
general tenemos:
9

Registros Geofísicos
4 14
Zona no
permeable
En donde:
10
Figura 8 Registro Microesférico Enfocado.
Φ ≈ Φ
Φ >> Φ
Φ Φ
Φ < Φ
Φ
Φ
Caliza
Arcillas
Gas
Arenas
Dolomías
Porosidad del registro de neutrón compensado
Porosidad del registro de litodensidad compensada
Neutrón compensado
Diá.
Barrena
Zona permeable
Calibrador
Invasión muy profunda
SP
Zona permeable
La herramienta de neutrón compensado utiliza una
fuente radiactiva (emisor de neutrones rápidos) y dos
detectores. Su medición se basa en la relación de
conteos de estos dos detectores. Esta relación refleja
la forma en la cual la densidad de neutrones decrece
con respecto a la distancia de la fuente y esto
depende del fluido (índice de hidrógeno) contenido
en los poros de la roca y por lo tanto, de la porosidad.
La figura 9 muestra un ejemplo del registro.
0.2 1.0 10 100 1000 2000
ILD
ILM
La herramienta es útil como indicador de gas. Esto
es porque mide el índice de hidrógeno y el gas contiene
un bajo índice, entonces la porosidad aparente
medida será baja. Al comparar esta porosidad aparente
con la determinada por otras herramientas tales
como el litodensidad o el sónico, es posible determinar
la posible presencia de gas.
Las principales aplicaciones de la herramienta son:
1. Determinación de la porosidad
2. Identificación de la litología
3. Análisis del contenido de arcilla
4. Detección de gas
Litodensidad compensada
SFL
El equipo de litodensidad es una herramienta que
utiliza una fuente radiactiva emisora de rayos gamma
de alta energía y se usa para obtener la densidad de
la formación e inferir con base en esto la porosidad;
así como efectuar una identificación de la litología.
Para obtener la densidad, se mide el conteo de rayos
gamma que llegan a los detectores después de
interactuar con el material. Ya que el conteo obtenido
es función del número de electrones por cm 3 y
éste se relaciona con la densidad real del material,

Figura 9 Neutrón compensado.
lo que hace posible la determinación de la densidad.
La identificación de la litología se hace por medio
de la medición del "índice de absorción fotoeléctrica".
Éste representa una cuantificación de la
capacidad del material de la formación para absor-
Registros Geofísicos
ber radiación electromagnética mediante el mecanismo
de absorción fotoeléctrica. La figura 10 muestra
un ejemplo del registro.
Figura 10 Litodensidad compensada.
11

Registros Geofísicos
Las principales aplicaciones de la herramienta son
1. Análisis de porosidad
2. Determinación de litología
3. Calibrador
4. Identificación de presiones anormales
Espectroscopia de rayos Gamma
La respuesta de una herramienta de Rayos Gamma
depende del contenido de arcilla de una formación.
Sin embargo, la herramienta de Rayos Gamma Naturales
no tiene la capacidad de diferenciar el elemento
radiactivo que produce la medida. La mayor
parte de la radiación gamma natural encontrada en
la tierra es emitida por elementos radiactivos de la
serie del uranio, torio y potasio. El análisis de las
cantidades de torio y potasio en las arcillas ayudan a
identificar el tipo de arcillas, El análisis del contenido
de uranio puede facilitar el reconocimiento de
rocas generadoras. La figura 11 muestra un ejemplo
del registro.
En rocas de carbonatos se puede obtener un buen
indicador de arcillosidad si se resta de la curva de
rayos gamma la contribución del uranio.
Las principales aplicaciones de la herramienta son:
1. Análisis del tipo de arcilla
2. Detección de minerales pesados
3. Contenido de potasio en evaporitas
4. Correlación entre pozos
Rayos Gamma naturales
La herramienta de Rayos Gamma mide la radiactividad
natural de las formaciones y es útil para detectar
y evaluar depósitos de minerales radiactivos tales
como potasio y uranio. En formaciones sedimentarias
el registro refleja normalmente el contenido
de arcilla de la formación. Esto se debe a que los
elementos radiactivos tienden a concentrarse en las
arcillas. Las formaciones limpias usualmente tienen
un bajo nivel de contaminantes radiactivos, tales
como cenizas volcánicas o granito deslavado o aguas
de formación con sales disueltas de potasio. La figura
12 muestra un ejemplo del registro.
La herramienta se corre normalmente en combinación
con otros servicios y reemplaza a la medida del
12
Figura 11 Espectroscopía de Rayos Gamma.
potencial espontáneo en pozos perforados con lodo
salado, lodo con base de aceite, o aire.

Las aplicaciones principales de la herramienta son:
1. Indicador de arcillosidad
2. Correlación
3. Detección de marcas o trazadores radiactivos
Figura 12 Rayos Gamma naturales.
Registros acústicos
Registros Geofísicos
El equipo sónico utiliza una señal con una frecuencia
audible para el oído humano. El sonido es una forma
de energía radiante de naturaleza puramente mecánica.
Es una fuerza que se transmite desde la fuente de
sonido como un movimiento molecular del medio.
Este movimiento es vibratorio debido a que las moléculas
conservan una posición promedio. Cada molécula
transfiere su energía (empuja) a la siguiente molécula
antes de regresar a su posición original. Cuando
una molécula transfiere su energía a otra, la distancia
entre ellas es mínima, mientras que entre la primera
y la anterior a ella, la distancia es mayor que la normal.
Las áreas de distancia mínima entre moléculas
se llaman "áreas de compresión" y las de mayor distancia
se llaman "áreas de rarefacción". Un impulso de
sonido aparecerá como un área de compresión seguida
por un área de rarefacción.
En el equipo sónico los impulsos son repetitivos y el
sonido aparecerá como áreas alternadas de compresiones
y rarefacciones llamadas ondas. Ésta es
la forma en que la energía acústica se transmite en
el medio. La figura 13 muestra las diferentes ondas
y trayectorias.
Onda compresional
refractada a 90°
Sónico digital
Onda compresional
totalmente reflejada
Onda reflejada
Onda directa
Onda compresional
refractada
Figura 13 Transmisión de la energía acústica.
Onda transversal
refractada
Onda transversal
refractada a 90°
La energía sónica emitida desde el transmisor
impacta la pared del pozo. Esto origina una serie de
ondas en la formación y en su superficie. El análisis
del tren de ondas complejo, proporciona la informa-
13

Registros Geofísicos
ción concerniente a la disipación de la energía de
sonido en el medio.
La herramienta Sónico Digital permite la digitación
del tren de ondas completo en el fondo, de tal manera
que se elimina la distorsión del cable. La mayor
capacidad de obtención y procesamiento de datos
permite el análisis de todos los componentes de la
onda de sonido (ondas compresionales, transversales
y Stoneley). La figura 14 muestra un ejemplo del
registro.
Las aplicaciones principales de la herramienta son:
1. Correlación de datos sísmicos
2. Sismogramas sintéticos
3. Determinación de porosidad primaria y secundaria
4. Detección de gas
5. Detección de fracturas
6. Características mecánicas de la roca
7. Estabilidad del agujero
8. Registro sónico de cemento
Otros registros
Medición continua de echados
La herramienta de medición continua de echados
mide la conductividad de la formación por medio de
electrodos montados en cuatro patines. Mediante la
respuesta obtenida en estos electrodos, es posible
determinar la inclinación del echado. Además la herramienta
cuenta con un cartucho mecánico que permite
obtener la desviación, el azimuth y el rumbo
relativo del pozo.
Otra información obtenida es el calibre del pozo.
La herramienta requiere de un medio conductivo
para la medición, sin embargo mediante el uso de
un equipo especial para lodos no conductivos, es
posible realizar el registro. La figura 15 muestra un
ejemplo del registro.
Las aplicaciones principales de la herramienta son:
Determinación de echados estructurales
Identificación de fracturas
Geometría del pozo
14
Figura 14 Sonido digital.
Geometría de pozo
La herramienta geometría de pozo cuenta con cuatro
brazos. Éstos miden simultáneamente dos calibres
de pozo independientes. También se miden el
azimuth de la herramienta, la desviación del pozo y
el rumbo relativo. La figura 16 muestra un ejemplo
del registro.
En la computadora en superficie, es posible obtener
la integración del volumen del pozo y el volumen
necesario de cemento para cementar la
próxima TR.

Figura 15 Medición Continua de Echados Estratigráficos.
Las aplicaciones principales de la herramienta son
1. Geometría del agujero
2. Información direccional
3. Volumen de agujero y de cemento
Herramientas de imágenes
Inducción de imágenes
La herramienta de imágenes provee de una imagen
de la resistividad de la formación que refleja las capas,
contenido de hidrocarburo y proceso de invasión.
La resolución vertical hasta de 1 pie muestra
las laminaciones y otras estructuras de formación
con un mínimo de efectos ambientales. La herra-
Registros Geofísicos
Figura 16 Herramienta de geometría del pozo.
mienta puede operar en cualquier fluido del pozo,
incluyendo lodo basado en aceite.
La herramienta mide las señales R y X de ocho arreglos,
seis de ellos son operados a dos frecuencias
simultáneamente. Estas medidas en bruto son con-
15

Registros Geofísicos
vertidas en cinco curvas, cada una con una resolución
vertical compatible y con profundidades medianas
de investigación que van desde 10 hasta 90
pulgadas. Estas profundidades de investigación cambian
muy poco en el rango entero de
conductividades de formación. Cada juego de cinco
curvas está disponible en resoluciones de 4, 2 y 1
pie. Las cuatro curvas son procesadas para obtener
un perfil de invasión y proveer de una determinación
exacta de Rt, junto con una descripción de la
zona de transición de invasión y el volumen de filtrado
del lodo en cada profundidad. La figura 17
muestra un ejemplo del registro.
Aplicaciones principales:
1. Registros de Resistividad e Imágenes con resolución
vertical de 1 pie en pozos uniformes o con un
contraste moderado de Rt/Rm
16
Figura 17 Inducción de Arreglo de Imágenes.
2. La resistividad verdadera y una descripción detallada
de la resistividad de invasión
3. Determinación de la saturación de hidrocarburos
e imágenes.
La figura 18 muestra un ejemplo del registro.
Sónico dipolar de imágenes
La figura 19 muestra un ejemplo del registro.
Imágenes microrresistivas de formación
La figura 20 muestra un ejemplo del registro
Herramientas de registros de las diferentes compañías
Las tablas 1 y 1a resumen las diferentes herramientas
de registros disponibles entre las compañías de
servicio y sus siglas que la identifican:
Otros tipos de servicios:
Características, limitaciones y condiciones de uso de
los equipos de registros.
Las herramientas de registros se diseñan para obtener
algunas características de la formación bajo ciertas
condiciones de uso. Algunos datos a considerar
en una herramienta de registros son:
× Diámetro externo máximo y longitud de la herramienta.
Estos datos se refieren a las dimensiones del equipo
de registros y se obtienen del fabricante o de
la compañía de servicio. Para los registros en pozo
abierto, los diámetros más comunes son, 3-3/8",
3-5/8" y la longitud varía entre las diferentes herramientas.
× Rango de presión y temperatura máxima.
La presión máxima en la herramienta estándar es de
15,000 a 20,000 (psi) libras / pulgada cuadrada y la
temperatura máxima estándar es de 350 °F (175 °C).
Hay equipos especiales para ambientes hostiles de
25,000 psi y 500 °F.
× Diámetro mínimo y máximo de pozo.

Figura 18 Doble Laterolog azimutal de imágenes.
´
Registros Geofísicos
17

Registros Geofísicos
18
Figura 19 Sónico dipolar de imágenes.
´

Figura 20 Imágenes microrresistivas de formación.
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Registros Geofísicos
19

Registros Geofísicos
20
7,32 '( 23(5$&,21 ´
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5(*,67526 (1 $*8-(52 '(6&8%,(572
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Inducción Esférico ,6) ,(/ ,6)
Doble Inducción ',/ ',)/ ',/ ',/
Doble Inducción Fasorial ',7 '3,/ +5, ',7(
Doble Laterolog '// '// '// '//
Inducción de arreglo de imágenes $,7 +',/
Doble Laterolog Azimutal $5, +'//
Microesférico Enfocado 06)/ 06)/ 06)/ 06)/
5HJLVWURV 5DGLDFWLYRV
Rayos gamma Naturales *5 *5 1*57 *5
Neutrón Compensado &17 &1 '617 &1/
Registro de neutrón por aceleración nuclear $36
Litodensidad compensada /'7 ='/ 6'/7 /'7
Espectroscopía de Rayos gamma 1*7 6/ &61* 1*7
5HJLVWURV 6yQLFRV
Sónico Digital 6'7 '$/ ):6 6'7
Sónico de espaciamiento largo /66 '$/ ):6 /66
Sónico Dipolar de Imágenes '6, 0$& ;$&7
Imágenes ultrasónicas de agujero 8%, &%,/ &$67'
5HJLVWURV GH (FKDGRV \ 'LUHFFOHV
Echados Estratigráficos 6+'7 ',3/2* 6('
Geometría de Pozo %*7 &$/ )$&7 %*7
Microimágenes resistivas de formación )0, 67$5 (0,
Giroscópico contínuo
5(*,67526 (1 $*8-(52 (178%$'2
*&7 *&7 *

Registros Geofísicos
7,32 '( 23(5$&,21
08(675(2 '( )250$&,21
6FKOXPEHUJHU :HVWHUQ $WODV +DOOLEXUWRQ 3(3
Multiprobador de Formaciones 5)7 0'7 )07 5&, 6)7
Nucleador de Pared &67 06&7 6:& 5&25 6:&
Registros bajados con tubería
(9$/8$&,21 '( /$ 352'8&&,21
7/& 3&/ 73
Presión de Alta Resolución +06 &5* +3 652 236 *5& 076
Temperatura de Alta Resolución 376 &3/7 7(03 7(03 *5& 076
Molinete Hidráulico )%6 &)6 6315 63,1(5 )%6
Gradiomanómetro 376 *06 3/7 )'(1 *5$',2 *06
Ruidos
23(5$&,21(6 (63(&,$/(6
12,6( 621$1 %$76
Detección de Punto Libre )3,7 )3 )3, )3,7
Desconexión de Tubería %2 %2 %2 66 '7
Tapón de Cemento 7%7 3/8*
Tapón Mecánico 03%7
Colocación de Empaques 336 3$.(5 7%3 &(% (03
Canasta Calibradora -% -% *5 -% && &%
Cortador Químico de Tubería &+& && &4 &4
Cortador de colisión de Tubería 6&7 6&7 67 6&7
Cortador Térmico de Tubería 7*& -& 7& &7
Disparos para circulación Puncher 381 381 381 381
Desintegrador de Barrenas '% 67 -6
Pescante Electromagnético &(57 (/0
Lavadora Hidráulica de Tubería +&7 &27 +&7
Martillo Hidráulico -$5
Cincel Sacamuestras 6$03/(
Determinación de Profundidad
(67$'2 '( /$ 78%(5,$
'' ''(5 '' %&
Coples &&/ &&/ &&/ &&/
Multicalibrador de la Tubería 0)& 0)& 0$&
Inspección Acústica de la Tubería 86,7 &%,/ &$679
Detecció de Corrosión de la Tubería 7*6 957 0$* &,7
* Equipo de Producción de PCT.
Tabla 1a
21

Registros Geofísicos
El diámetro mínimo del pozo es aquél en el que se
puede introducir de manera segura la herramienta.
Bajo ninguna circunstancia se deberá usar la herramienta
en un pozo con un diámetro menor. Normalmente,
una herramienta estándar de 3-3/8" puede
usarse en pozos con un diámetro mínimo de 5". En
caso de que se tenga un agujero menor, existen herramientas
esbeltas de 2-3/4", para ambientes hostiles.
El diámetro máximo está determinado por la capacidad
de la herramienta para emitir una señal hacia la
formación y recibir una "respuesta" de la misma que
pueda ser confiablemente detectada por los sensores
del equipo. En el caso de las herramientas de patín,
el diámetro máximo se relaciona con la apertura
máxima del brazo que porta el patín. Usar una herramienta
en un diámetro mayor, nos puede ocasionar
información poco confiable o muy afectada por
el agujero. Los valores comunes de diámetro máximo
oscilan entre 14" a 22" y dependen de cada herramienta.
× Fluido en el pozo
El fluido en el pozo puede permitir o impedir el funcionamiento
de una herramienta. Algunos equipos
pueden usarse en pozos vacíos (sin lodo de perforación)
y otros requieren de la presencia de fluido en
el agujero. La conductividad eléctrica del lodo puede
también limitar el funcionamiento de una herramienta.
Por ejemplo las herramientas que emiten una
corriente eléctrica para forzar una respuesta de la
formación, requieren de un medio conductivo entre
la herramienta y la pared del pozo. Por esto no pueden
ser usadas en lodos no conductivos como es el
caso de los lodos a base de aceite.
× Profundidad de investigación y resolución vertical
La herramienta de registros sólo puede "ver" una porción
de la formación. Esta porción está definida por
dos características:
Profundidad de Investigación: Esta característica nos
indica qué tan profundamente "lee" una herramienta
en particular y varía con las características de la formación
y el medio ambiente. Como ejemplo, un equipo
de Doble Laterolog tiene una profundidad de investigación
de cerca de 2.5 metros, mientras que
uno de Neutrón Compensado es de aproximadamente
30 cms.
22
La resolución vertical indica la capacidad de una herramienta
de ver capas delgadas y se puede definir
como el mínimo espesor de capa para el cual el
sensor mide, posiblemente en una porción limitada
de la capa, un parámetro relacionado con el valor
real de la formación. La resolución vertical depende
de la separación entre transmisor /fuente y receptor
/detector. Como ejemplo, un equipo de Doble
Laterolog tiene una resolución vertical de cerca de
0.6 metros mientras que en uno de Neutrón Compensado
es de aproximadamente 0.3 metros.
Como ejemplo, en la tabla 2 se detallan las características
y limitaciones de dos herramientas de registros:
Comentarios:
De acuerdo a la tabla dos, esta herramienta se puede
usar en diámetros de pozo que van desde 4-1/2"
hasta 22". Su diámetro máximo es de 3-5/8" con un
peso de 201.9 kgs. y una longitud de 9.6 metros.
Esta herramienta mide la conductividad de la formación
y su resolución vertical es de alrededor de 246
cms (profunda), la profundidad de investigación es
de cerca de 158 cms.
Herramienta Halliburton
Herramienta de Inducción de Alta Resolución. En la
figura 21 se muestran las características y dimensiones.
III. PROGRAMA DE REGISTROS
Selección de los registros apropiados
La selección de las combinaciones de registros dependerá
de una variedad de factores, que incluyen el
sistema de lodo, tipo de formación, conocimiento previo
del yacimiento, tamaño de agujero y desviación,
tiempo y costo del equipo de perforación, disponibilidad
de equipo, y el tipo de información deseada. Los
tipos de registros corridos también son dependientes
del tipo de pozo. Los pozos típicamente exploratorios
requieren un programa comprensivo de registros, en
cambio los pozos de relleno y desarrollo pueden requerir
solamente servicios básicos.
Algunos registros adicionales pueden solicitarse donde
los geólogos, ingenieros de yacimientos, inge-

Herramienta Schlumberger
nieros de terminación y geofísicos desean información
adicional para la evaluación y terminación del
pozo. El uso de computadoras en la evaluación de
las formaciones y la habilidad de registrar datos en
una variedad de formatos (por ejemplo: LIS, LAS,
ASCII) ha propiciado un incremento sustancial en la
utilización de datos almacenados compatibles con
los programas de registros.
Pozos exploratorios
',0(16,21(6 < &$5$&7(5Ë67,&$6
&RQGLFLRQHV GH SR]R 'LPHQVLRQHV GH OD KHUUDPLHQWD
Con los pozos exploratorios, se tiene muy poca información
del yacimiento. Esa situación demanda típicamente
un programa bien estructurado de registros
para ganar información acerca de la estructura
subsuperficial, la porosidad del yacimiento, y la saturación
de fluidos. En muchos casos un registro sónico
podría ser necesario para correlacionar con secciones
sísmicas. Pruebas de formación y núcleos de pared
podrían también necesitarse para tener un mejor
entendimiento del interior de la formación. Toda esa
información no es sólo útil para simplificar la aproximación
a una exploración más profunda, sino también
para desarrollar los programas de perforación y
registros de pozos de desarrollo.
Registros Geofísicos
7HPS Pi[ 3UHVLyQ Pi[ 'LiPHWUR DJXMHUR 'LiPHWUR Pi[ 3HVR /RQJLWXG
PtQLPR Pi[LPR
ƒ& SVL SOJ SOJ SOJ NJV P
0(','$6
3URIXQGD 0HGLD 6RPHUD
3ULQFLSLR ,QGXFFLzQ ,QGXFFLzQ (QIRTXH HVIqULFR
5DQJR RKP P
5HVROXFLyQ YHUWLFDO FPV FPV FPV
3URIXQGLGDG GH LQYHVWLJDFLyQ FPV FPV FPV
([DFWLWXG z P6 P z P6 P z P6 P
&XUYDV SULPDULDV ,/' ,/0 6)/
&XUYDV VHFXQGDULDV 63
Tabla 2
Juego típico de registros para rocas medias a suaves,
pozos exploratorios con lodo dulce
1.Arreglo de inducción de alta resolución o doble
inducción / esférico
2. Densidad compensada / neutrón compensado /
rayos Gamma espectral
3. Sónico de onda completa
4. Imágenes de resonancia magnética
5.Echados de alta resolución, micro imágenes eléctricas
de Formación o rastreador acústico
circunferencial para visualización
6. Probador de formaciones
7. Cortador de núcleos de pared
Juego típico de registros para rocas duras, pozos
exploratorios con lodo salado
1.Doble Laterolog / micro-esférico enfocado
2. Densidad compensada / neutrón compensado /
rayos gamma espectral
3. Sónico de onda completa
4.Imágen de resonancia magnética (para condiciones
óptimas de agujero)
5. Echados de alta resolución, micro imágenes eléc-
23

Registros Geofísicos
24
Herramienta Inducción de Alta Resolución
Rango
Rango
Figura 21 Inducción de Alta Resolución.
´
´
´
´
´
´ ´
´ ´
´
´
´
´
´
´ ´ Torsión
´

tricas de formación o rastreador acústico circular
para visualización
6. Probador de formaciones
7. Cortador de núcleos de pared
Pozos de Desarrollo
Los pozos de desarrollo son los que se perforan
después de que el pozo exploratorio resultó productor;
su propósito es desarrollar un campo inmediatamente
después que ha sido descubierto,
así como identificar los límites del campo. La mayoría
de los pozos perforados pueden clasificarse
como de desarrollo. Aunque la adquisición de
datos que pertenecen a las características de la
formación es aún una prioridad, los conjuntos de
registros para pozos de desarrollo son más limitados
que los de pozos exploratorios. La información
que se obtiene puede correlacionarse con los
datos adquiridos en los pozos exploratorios asociados.
De esta forma se obtiene una mejor imagen
del campo en su conjunto.
Conjunto típico de registros para rocas medias y suaves,
pozos de desarrollo con lodo dulce.
Arreglo de inducción de alta resolución o doble inducción
/ esférico
Densidad compensada / neutrón compensado
Imagen de Resonancia Magnética (con el incremento
en el desarrollo del campo descubierto puede convertirse
en la selección del registro para obtener información
de la porosidad y tipos de fluido en el yacimiento)
Sónico de porosidad, probador de formación, echados
de alta resolución y cortador de núcleos de pared
Conjunto típico de registros para rocas duras o pozos
de desarrollo con lodo salado
Doble laterolog /micro-esférico enfocado
Densidad compensada / neutrón compensado /rayos
gamma espectral
Imagen de resonancia magnética (para condiciones
óptimas de pozo)
Registros Geofísicos
sónico de porosidad, probador de formación,
echados de alta resolución y cortador de núcleos
de pared
Como es el caso, en cualquier programa, los tipos
de registros deben manejarse de acuerdo con las
condiciones existentes del pozo y la información requeridas.
La decisión acerca de qué registros correr
normalmente se hace antes que el ingeniero de campo
esté involucrado en ello; sin embargo, se pueden
encontrar situaciones en las cuales se requieran
servicios adicionales.
Control de calidad de los registros
La calidad de los datos registrados debe ser de la máxima
preocupación, tanto para el ingeniero del campo
como para el cliente. Decisiones muy caras acerca
del futuro de un pozo se basan en datos de registros.
Los datos exactos son vitales para el proceso de toma
de decisiones y futuro éxito / fallo de un pozo. El primer
paso en cualquier análisis de un problema debe
ser definir los registros, buscando anomalías o cualquier
respuesta extraña en la respuesta de los registros.
Todas las compañías de registros y muchos clientes
han desarrollado programas de control de calidad
detallado de registros en su sitio. Hay cuatro principales
áreas de preocupación que deben considerarse
para asegurar la calidad de los registros.
Control de profundidad
El control de profundidad es sólo uno de los muchos
componentes vitales de la calidad de los datos.
Sin embargo, también es uno de los más difíciles
de alcanzar. En situaciones exploratorias, alguna
seguridad puede obtenerse a partir de comparaciones
entre la profundidad de los registros, la profundidad
del perforador y la profundidad de la TR y al
conocimiento general de las estructuras geológicas
regionales. Se debe tener en mente, que no existe
medio alguno que vierta referencias exactas. En situaciones
de desarrollo y relleno hay suficiente control
para asegurar la corrección de la profundidad
en los datos para un pozo particular. Debe hacerse
un esfuerzo para asegurar que el control de la profundidad
sea práctica en cada pozo.
Calidad técnica general
Más allá del control humano muchas condiciones
pueden afectar de manera adversa el control de ca-
25

Registros Geofísicos
lidad técnico de los datos de registro. La más obvia
de ellas es el mal funcionamiento del equipo. La
mejor manera de minimizar el mal funcionamiento
del equipo y la posibilidad de una pobre calidad de
los registros son los programas de mantenimiento
preventivo. Otras posibles causas de pobreza de
información incluyen: agujeros muy rugosos,
atorones de herramienta, rotación de herramientas,
velocidad excesiva de registro, desviación de los
pozos, pobre centralización o excentralización y errores
del ingeniero. Cada una de esas posibilidades
debe mantenerse en mente cuando se evalúa la calidad
de los datos de registro. En algunos casos, debe
hacerse una segunda corrida, tal vez con un tren de
herramientas diferente.
Repetibilidad
Muchos de los factores antes mencionados afectan
la calidad técnica de un registro y podría también
aplicarse a la repetibilidad. En suma, una repetición
puede afectarse por el fenómeno dependiente del
tiempo como el cambio por invasión de fluidos. La
comparación de secciones repetidas de registro es
un paso importante en la evaluación de la calidad de
los datos de registro. Sin embargo, no debe ser el
único método de control de calidad.
Valores absolutos de registros ("marcadores")
La comparación de lecturas de registros con valores
absolutos conocidos rara vez es posible. Sin embargo,
esta revisión positiva debe realizarse cuando sea
posible. Formaciones conocidas consistentes de
litología no porosa, pura tal como halita, anhidrita o
caliza pueden usarse para verificar la aproximación
de las lecturas de los registros. Las tuberías de revestimiento
también se utilizan para revisar la exactitud
de la calibración y mediciones del registro sónico.
Además, los registros de "offset" de pozos proporcionan
una idea de los valores esperados, pero
esos valores pueden variar dramáticamente entre
dos pozos.
El control de calidad de los registros es la responsabilidad
de la compañía que presta el servicio de los
trabajos de registro. Sin embargo, la aceptación de
los registros debe determinarse siempre, desde un
punto de vista del cliente. El o ella deberán ser capaces
de obtener información exacta y confiable de un
registro. Si se tiene duda de una respuesta afirmativa
a esta pregunta, la mejor opción es hacer otra
26
corrida con un tren de herramientas diferente o considerar
alguna otra alternativa.
Zonas potenciales de contenido de agua y cálculos
La localización de zonas potenciales con contenido
de agua debe ser aproximada por la evaluación cualitativa
de los intervalos en términos de porosidad y
resistividad y considerando algún indicador de permeabilidad
presentado en los registros. Este "vistazo"
de datos, generalmente se complementa considerando
primero la porosidad. Si una zona es porosa,
entonces esa zona tiene fluidos presentes. Enseguida,
debe considerarse la resistividad de la zona.
Debido a que los hidrocarburos son aislantes de la
corriente eléctrica, las zonas porosas que los contienen
tendrán resistividades relativamente altas. Las
zonas porosas que contienen agua, por otro lado,
tendrán resistividades relativamente bajas. Este proceso
también es ayudado por el reconocimiento de
varios perfiles de resistividad por invasión asociada
con diferentes tipos de resistividad de registros.
No dude en marcar los registros o resaltar los intervalos
para hacerlos más notorios. Un método práctico
de hacer esto es usar un resaltador amarillo para
colorear de la mitad de la pista 1 a la izquierda de la
curva de rayos gamma. Esto proporciona una buena
imagen de las formaciones potencialmente porosas;
posiblemente ellas contengan agua y/o hidrocarburos.
Donde se tenga presente la curva de potencial
espontáneo, el proceso de localización de
zonas potencialmente permeables (nuevamente, no
importa el tipo de fluidos que contenga) es mucho
más rápido. Esas zonas impermeables que carecen
de alguna deflexión SP serán de menor interés que
aquellas con deflexión. Se debe mantener en mente,
que la respuesta del SP es sólo un indicador cualitativo
de la permeabilidad de la formación.
Una vez que se localiza la zona conteniendo agua, se
requieren varios cálculos. Debe determinarse la temperatura
de formación (Tf) del intervalo. Además, las
mediciones de resistividad tales como Rm y Rmf deben
corregirse a la temperatura de formación para
propósitos de determinar la resistividad del agua (Rw).
Antes de determinar la resistividad del agua de formación
(Rw), se debe determinar la litología de la
formación de interés. Esto puede hacerse mediante
un vistazo rápido, o por medio del uso de una de las
cartas de litología. La determinación de la litología

ayudará al analista en la determinación de los valores
apropiados del factor de tortuosidad (a) y el exponente
de cementación (m) para cálculos de Rw
de Archie.
En un análisis rápido, normalmente no se realizan
correcciones ambientales en ningún registro. Sin
embargo, para ser más precisos en un análisis, las
diferentes influencias de agujero e invasión de fluidos
deben corregirse antes de determinar la
resistividad del agua de formación (Rw) de cualquier
registro.
Cualquier esfuerzo razonable debe hacerse para obtener
una aproximación y un valor confiable de la
resistividad del agua de formación (Rw) a partir de
registros. Si se dispone de los datos requeridos,
entonces se deben tratar de usar los métodos de SP
y el de inversión de Archie para la determinación de
Rw. Manténgase en mente que la determinación de
Rw a partir de datos de registro no siempre conduce
a resultados satisfactorios. Cuando se analiza cualquier
registro, debe considerarse el potencial por
error, creado por el uso de un valor impráctico de
Rw. Siempre use el valor más bajo determinado de
Rw, con razonamiento, para obtener valores más
optimistas de saturación de agua (Sw).
Zonas potenciales de contenido de hidrocarburos
y cálculos
La localización de zonas potenciales con contenido
de hidrocarburos también pueden visualizarse
cualitativamente evaluando la porosidad y
resistividad de las zonas y considerando los
indicadores de permeabilidad. Nuevamente, si una
zona es porosa, entonces hay fluidos presentes en
ella. Las zonas porosas que contienen hidrocarburos
tendrán resistividades relativamente altas. Esto
se debe a la pobre conductividad eléctrica de los
hidrocarburos. Como se trató en las zonas con contenido
de agua, las resistividades relativamente altas
se deben a la pobre conductividad eléctrica de
los hidrocarburos. Como en el caso de las zonas
con contenido de agua, los indicadores de permeabilidad
deben considerarse también para determinar
la prioridad con la cual una cierta zona se evaluará.
Lo más importante a considerar es el valor de la
resistividad de agua de formación (Rw) determinada
en la zona con contenido de agua que deberá corregirse
a la temperatura de formación (Tf) de la zona en
Registros Geofísicos
la cual va a ser usada para calcular la saturación de
agua (Sw). El error de corregir Rw para la temperatura
de formación a mayores profundidades resultará en
valores de saturación de agua demasiado pesimistas
(muy altos). Además es posible, y en muchos casos
deseable, que una zona potencial de hidrocarburos
sea mirada como mojada si Rw no se ha corregido a
la temperatura de formación. Esto requerirá, de hecho,
que la temperatura de la formación (Tf) sea determinada
para cada zona potencial con contenido de
hidrocarburos.
Antes de calcular la saturación de agua (Sw), debe
determinarse la litología de la formación de interés.
Nuevamente, esto puede hacerse mediante un vistazo
rápido, o por medio del uso de una de las cartas de
litología. El conocimiento de la litología ayudará a determinar
los valores apropiados de tortuosidad (a) y el
factor del exponente de cementación (m) para cálculos
de Rw con la ecuación de inversión - Archie.
Nuevamente, en un análisis rápido no se hacen correcciones
ambientales. Para ser más precisos, las
correcciones ambientales se hacen a cualquier medición
de registros antes de calcular la saturación de
agua (Sw).
Para formaciones limpias, se supone que la ecuación
de Archie es aplicable. Se debe mantener en
mente, que hay ciertos casos (tales como cuando
los minerales arcillosos están presentes en las arenas
con arcilla) en que los métodos existentes alternativos
para calcular la saturación de agua serán más
apropiados.
Decisiones sobre la capacidad productiva
El proceso más difícil en la evaluación básica de una
formación limpia se ha alcanzado y ahora se decidirá
dónde asentar la tubería y disparar o bien considerar
el abandono. Los valores calculados de saturación
de agua (Sw) proporcionarán al analista la información
acerca del tipo de fluidos que están presentes
en la formación de interés. En muchos casos,
la saturación de agua no es un reflejo de las
proporciones relativas de fluidos que pueden producirse.
Así, cuando se decide asentar una tubería
o abandonar el pozo, se debe tomar en cuenta toda
la información disponible.
La saturación de agua (Sw) debe ser la base para
esta importante decisión. Pero en el proceso de toma
de decisiones entran otros factores. Estos factores
27

Registros Geofísicos
incluyen volumen de arcilla en el yacimiento (Vsh),
saturación de agua irreductible (Swirr) y volumen
total de agua (BVW), hidrocarburos móviles, etcétera.
En muchas situaciones, las decisiones son resultado
de "sentimiento"; sin embargo, en todos los
casos, no hay sustituto para la experiencia en una
región particular cuando se toma una decisión. En
el proceso de toma de decisiones se pueden emplear
algunos métodos adicionales.
IV. CONCEPTOS BÁSICOS DE INTERPRETACIÓN
Introducción
Esta sección presenta una revisión de los conceptos
básicos de análisis de registros en agujero descubierto.
Un conocimiento práctico de cada uno de
esos conceptos es fundamental para efectuar un
análisis básico a boca de pozo. Para mayor información
acerca de las especificaciones de las herramientas
y discusión sobre su teoría, el estudiante se deberá
referir a los manuales sobre análisis de registros
en agujero descubierto y la evaluación de formaciones
así como a la teoría sobre herramientas y
manuales de operación
El proceso de la interpretación
Los parámetros petrofísicos necesarios para la evaluación
de las formaciones resultan difíciles de
obtenerse directamente. Por esto, generalmente deben
deducirse u obtenerse de la medición de otros
parámetros físicos de las formaciones. Las herramientas
de registros actuales nos permiten obtener
una gran cantidad de parámetros como son: la
resistividad, la densidad, el tiempo de tránsito, el
potencial natural, la radioactividad natural y el contenido
de hidrógeno de la roca.
La interpretación de registros permite traducir estos
parámetros medibles en los parámetros petrofísicos
deseados de porosidad, saturación de hidrocarburos,
permeabilidad, litología, etcétera.
La interpretación de los registros se complica debido
a las alteraciones que provoca el proceso de la perforación.
Este proceso altera el contenido de fluidos en
la vecindad del pozo (ver proceso de invasión).
Ya que se requieren los parámetros petrofísicos de
la formación original no contaminada, la herramienta
de registros debiera ser capaz de "ver" más allá de
28
la zona alterada. De todos modos las técnicas de interpretación
deben ser capaces de compensar el
efecto de la zona alterada.
El propósito de las diferentes herramientas de registros
geofísicos es proporcionar mediciones de donde
se puedan obtener o inferir las características
petrofísicas de las rocas del yacimiento. La meta de
la interpretación cuantitativa de los registros es proporcionar
las ecuaciones y técnicas para que dichos
cálculos puedan llevarse a cabo.
Evaluación de las formaciones
La evaluación de formaciones puede definirse generalmente
como la práctica de determinar las propiedades
físicas y químicas de las rocas y los fluidos
contenidos en ellas. El objetivo de la evaluación de
formaciones es localizar, definir y hacer producir un
yacimiento dado por la perforación de tantos pozos
como sea posible. En este punto, las compañías petroleras
utilizan una variedad de métodos de evaluación
de formaciones, algunos de los cuales se ilustran
en la tabla 3.
Los registros geofísicos son sólo algunas de las múltiples
fuentes de datos usados en la evaluación de formaciones.
Sin embargo, a través de la determinación
precisa de la profundidad, los registros geofísicos son
un medio que se usa para reunir todos los métodos
de evaluación de formaciones. Los registros son una
pequeña porción, pero muy importante, de un gran
enigma. Las decisiones para taponar o terminar un
pozo, a menudo se basan en los registros y en un apropiado
análisis de los mismos.
Alternativas para evaluar formaciones
Evaluación del volumen de hidrocarburos del yacimiento
La fórmula tradicional para calcular el volumen de
hidrocarburos contenido en los poros del yacimiento
es:
9ROXPHQ = 9
[ φ[
( 1 ) [ ( 1−
6
)
*
En donde: VR es el volumen del yacimiento, f es la
porosidad promedio y S w es la saturación promedio
de agua.

Tabla 3
Exploración Definir estructura Sísmisa, mapeo gravitacional y
mapeo magnético
Perforación Perforar el pozo Registro de lodos, nucleo, MWD
Toma de registros Registrar el pozo Registros de pozo abierto
Evaluación primaria Análisis de registros y prueba Núcleos de pared, sísmica vertical
(VSP), pruebas de formación con
cable, prueba de formación con
tubería
Análisis Análisis de núcleos Estudios de laboratorio
Retroalimentación Refinamiento del modelo sísmico Calibración de registros vía
y análisis de registros resultados de análisis de núcleos,
calibración sísmica de los
resultados de análisis de registros
Explotación Producción de hidrocarburos Análisis de balance de materiales
Recuperación Inyección de agua o gas y Análisis de los registros de
secundaria registros de producción producción, análisis de
propiedades microscópicas
de la roca
Abandono Decisiones económicas
N/G es la relación de espesor neto total a espesor
usable del yacimiento como una fracción del espesor
total.
Para evaluar este volumen de hidrocarburos se dispone
de diferentes técnicas que obtienen las características
de la roca de una manera selectiva:
· Los registros geofísicos.
· Los núcleos.
· Los métodos sísmicos.
Para darnos una idea de la incertidumbre de la información
disponible de las rocas de los yacimientos,
tomemos como ejemplo un yacimiento con una configuración
simple. Supongamos un campo con un
espaciamiento constante entre pozos. Un pozo drena
el equivalente de un cilindro con un radio de 0.5 kilómetros.
El yacimiento tiene un espesor de 100 me-
Registros Geofísicos
tros. El volumen total del yacimiento drenado por el
pozo, incluyendo sólidos y fluidos es de 78.5 x 106
m3 y se supone que es atravesado por un agujero
de 20.3 centímetros. (8.5 pulgadas).
Un núcleo perforado en un pozo de 20.3 cm tiene un
diámetro no mayor de 10 cm. En el espesor total de
100 m, se obtiene un volumen de 0.785 m3 de roca.
Este volumen representa un 10-6 porciento del volumen
total del yacimiento.
Una de las herramientas de registros con la mayor
profundidad de investigación es el Doble laterolog.
Su radio de investigación es del orden de 1.25 m. La
resolución vertical es de 0.61 m. En una sola medida,
la herramienta investiga 3 m3. En 100 m, la sección
investigada corresponde a 490 m3, o 6.25 x 10-
6 veces el volumen del yacimiento. Similarmente, la
herramienta de Neutrón investiga un radio de 25.4
29

Registros Geofísicos
cm desde la pared del pozo. Esto corresponde a
0.12 m3 si se considera una resolución vertical de
0.31 m. En toda la sección del yacimiento, se investigan
40 m3 o 0.5 x 10-6 veces el volumen del yacimiento.
La sísmica superficial puede investigar grandes
volúmenes de formación subsuperficial. La profundidad
de investigación es generalmente adecuada
en yacimientos de someros a medianos. La
resolución vertical es pobre, del orden de 2 a 30
metros. La porción de volumen de yacimiento investigado
con esta técnica es de 1.0. Esta técnica
es más apropiada para exploración que para desarrollo
de campos.
Parámetros petrofísicos
Los parámetros petrofísicos necesarios para definir
el potencial de un yacimiento son la porosidad, la
saturación de agua y la permeabilidad. Estos
parámetros no se obtienen de manera directa sino
que se deducen a partir de las características de la
formación medidas directamente con las herramientas
de registros geofísicos.
Porosidad
La porosidad es el volumen de los poros por cada
unidad volumétrica de formación. La porosidad se
define como el cociente que resulta de dividir el volumen
total de poros comunicados, entre el volumen
total de roca.
La porosidad puede ser primaria o secundaria. En
una arena limpia, la matriz de la roca se compone de
granos individuales de arena, con una forma mas o
menos esférica y apiñados de manera que los poros
se hallan entre los granos. Esta porosidad ha existido
desde el momento de depositación y se le llama
porosidad primaria, intergranular, sucrósica ó de
matriz.
La porosidad secundaria se debe a la acción de aguas
de formación o fuerzas tectónicas en la matriz de la
roca después del depósito. Por ejemplo, las aguas
de infiltración ligeramente ácidas pueden crear o
agrandar los espacios porosos al desplazarse a través
de los canales de interconexión en las calizas.
También los caparazones de pequeños crustáceos
pueden disolverse y formar cavidades. Se pueden
presentar tensiones en la formación causando re-
30
des de grietas, fisuras ó fracturas que se agregan al
volumen de los poros.
Saturación
La saturación de una formación es el porcentaje del
volumen poroso ocupado por el fluido en consideración.
Por lo tanto, la saturación de agua es la fracción
o porcentaje del volumen poroso que contiene
agua de formación. La saturación de petróleo o gas
es la fracción del volumen poroso que contiene petróleo
o gas. Los poros deben saturarse con algún
fluido. De esta manera, la suma de saturaciones de
los diferentes fluidos contenidos en la roca es igual
al 100%.
Sw + Sh = 1
Permeabilidad
La permeabilidad es la medida de la facilidad con
que los fluidos fluyen a través de una formación. La
unidad de permeabilidad es el Darcy que se define
como: la cantidad de fluido que pasa a través de 1
cm 2 de área de formación en 1 segundo, bajo la acción
de una atmósfera de presión, teniendo el fluido
una unidad de viscosidad. Si el fluido que pasa es 1
cm 3 se dice que la permeabilidad es de 1 Darcy. Comúnmente
se usa el milidarcy (md) ya que el Darcy
es una unidad muy grande.
Para ser permeable una roca debe tener poros
interconectados o fracturas. Existe cierta relación entre
la porosidad y la permeabilidad. Por lo general,
una porosidad mayor se acompaña de una mayor
permeabilidad. Sin embargo, esto no es una regla.
Las lutitas y ciertas clases de arena tienen altas
porosidades, pero baja permeabilidad debido a que
sus granos son tan pequeños que los caminos que
permiten el paso de fluidos son escasos y tortuosos.
Otras formaciones, como las calizas pueden tener
baja porosidad, pero la presencia de pequeñas
fracturas o fisuras de gran extensión les dan una alta
permeabilidad.
Resistividad y fluidos de la formación
Resistividad
La resistividad es la habilidad de un material para
impedir el flujo de la corriente eléctrica a través de
él. La unidad es el OHM-M. La conductividad es el

ecíproco de la resistividad. Representa la habilidad
de un material para permitir el flujo de la corriente
eléctrica a través de él. Unidades MILIMHO / M o
MILISIEVERT / M
Resistivid ad =
1000
Conductividad
La matriz de la roca, el aceite, y el gas son aislantes
eléctricos. Ellos no conducirán el flujo de una corriente
eléctrica. Además, se dice que sus resistividades
son infinitas. Por su lado el agua conducirá la
electricidad dependiendo de su salinidad. Esto implica
que cualquier flujo de corriente a través de una
formación toma lugar en el agua de formación, y no
los hidrocarburos o la roca de matriz. El agua salada,
con altas concentraciones de sólidos disueltos
(p. ej., NaCl, etc.), conducirá la electricidad mucho
más eficientemente que el agua dulce. Además, el
agua salada tiene mucho menor resistividad que el
agua fresca. En la mayoría de los casos, el agua presente
en una formación a una cierta profundidad será
moderadamente salina. Las zonas conteniendo agua,
además, tienen mayor conductividad -o menor
resistividad- que las zonas conteniendo hidrocarburos.
Debido a que el aceite y gas no conducen la corriente
eléctrica, es imposible distinguirlos de la matriz
de roca con base en la resistividad. Esos fluidos, sin
embargo, llenan los espacios porosos de la formación,
dejando menos espacio para agua conductiva
de formación. Los datos de corriente eléctrica que
fluyen a través de una formación impregnada de hidrocarburos
son forzados a tomar un patrón más
tortuoso, sinuoso alrededor de los hidrocarburos que
ocupan parte del espacio poroso. El efecto global
de la presencia de hidrocarburos es un incremento
en resistividad.
La base para el análisis de registros es comparar la
resistividad medida de una formación con la
resistividad calculada de aquella formación supuesta
de porosidad 100% llena de agua. La resistividad
de una roca a saturación de agua 100% se refiere
como resistividad mojada (R o ). Si, para una porosidad
dada, la resistividad medida es significantemente
mayor que la resistividad mojada, entonces indica
la presencia de hidrocarburos. Esta relación es la
base para determinar el porcentaje de porosidad
que está lleno con agua de formación (saturación de
agua). Además, el porcentaje de porosidad que está
lleno de hidrocarburos (saturación de hidrocarbu-
Registros Geofísicos
ros). La saturación de agua (Sw) para una formación
limpia se calcula usando la ecuación de Archie.
Las resistividades en las formaciones arenosas caen
en el rango de 0.2 a 1,000 ohms-m.
En formaciones calcáreas, las resistividades pueden
ser más altas, del orden de 100 a 40,000 ohms -m.
Los factores que afectan la resistividad son: la cantidad
de sal en el agua. Como regla general, la cantidad
de sal en el agua aumenta con la profundidad.
Por lo tanto a medida que aumenta la cantidad de
sal en el agua, la resistividad disminuye. Esto se debe
a que la cantidad de iones aumenta.
La saturación de agua; a medida que se tiene mayor
saturación de agua, la resistividad será menor, Por
ejemplo: la formación que contiene hidrocarburos
tendrá una saturación de agua baja por lo que nos
da una alta resistividad
Porosidad: si la porosidad es grande, la resistividad
será baja, debido a que en estas condiciones se tendrá
mayor cantidad de agua para un mismo % de
saturación de agua.
La figura 22 muestra el comportamiento en función
de los fluidos y la porosidad.
Concentración moderada de sal
Conductividad media
Ã
Muy poca porosidad
Muy poca conductividad
Ã
Concentración alta de sal
Conductividad alta
ÃÃ
Dos rocas conteniendo el mismo fluido pero diferentes porosidades
Alta porosidad
Conductividad buena
Ã
Figura 22 Dos rocas conteniendo al mismo fluido pero
diferentes porosidades.
31

Registros Geofísicos
La temperatura: a medida que aumenta la temperatura,
la resistividad de la formación disminuye, debido
a que los iones que transportan electricidad se
mueven con mayor rapidez.
La litología: si la formación es arenisca, la resistividad
será menor que si la formación fuera carbonato. El
camino que tiene que seguir la corriente en los carbonatos
es mayor.
Factor de formación y saturación de agua
La resistividad de una formación limpia es proporcional
a la resistividad de la mezcla con la que
está saturada. La constante de proporcionalidad
se conoce como factor de formación. Considere
una formación con una cantidad dada de porosidad,
y suponga que la porosidad se encuentra totalmente
llena con agua salina de formación de
una resistividad dada, (figura 23). La resistividad
del agua de formación (Rw), es muy baja, debido
a que el agua salina es capaz de conducir la corriente
eléctrica. La resistividad de la formación
en si misma (Ro, o resistividad mojada, donde la
porosidad esta 100% llena de agua) dependerá
de la resistividad del agua de formación y algunos
otros factores referidos como el factor de
resistividad de formación (Fr). 50
) =
5
Arreglando esta ecuación, el factor de resistividad
de formación (Fr) se cuantifica como la relación de
la resistividad de la formación mojada a la resistividad
del agua (Rw) presente en esa formación.
32
Figura 23 Modelo de formación: 100% saturado de
agua.
R = F × R
o
r
w
En este ejemplo, la resistividad del agua de formación
(Rw) se define como una constante. Además
los cambios en el factor de resistividad de la formación
(Fr) ocurrirán sólo con cambios en la resistividad
total de la formación (Ro). La única forma en la cual
Ro puede cambiar en una formación de Rw constante
es por el cambio en la cantidad de fluido disponible
para conducir una corriente eléctrica. Esto
va acompañado de cambios en porosidad. Conforme
la porosidad disminuye, la cantidad de agua disponible
para conducir la corriente eléctrica disminuye
también. Resulta un incremento en la resistividad
de la formación (Ro). Además, el factor de resistividad
de la formación (Fr) es inversamente proporcional a
la porosidad (F).
F =
R
o
r
R w
=
Φ
1
Mientras trabajaba sobre calizas en Francia, G.E.
Archie, de la Humble Oil Company, desarrolló la relación
entre la resistividad de la formación y la porosidad.
Archie analizó registros eléctricos (resistividad)
de varios pozos, y porosidad de núcleos de zonas
productoras de los mismos pozos. Él notó que había
cierta relación entre la resistividad y la porosidad,
y fue capaz de identificar zonas de interés utilizando
sólo los registros eléctricos. Lo que realmente
quería saber, era si existía alguna relación que hiciera
posible la determinación de dónde una zona
podría ser productiva, basándose en la medición de
resistividad y la porosidad de núcleos.
Los cambios en la porosidad de una formación pueden
tener efectos diferentes simplemente al incrementar
o disminuir la cantidad de fluido disponible
para conducir una corriente eléctrica. Con un cambio
en la porosidad, podría haber cambios concomitantes
en la complejidad de la red porosa que afecten
la naturaleza conductiva de los fluidos presentes.
El factor de resistividad de la formación (Fr) podría
variar con el tipo de yacimiento. Esos cambios
son expresados por el factor de tortuosidad (a) y el
exponente de cementación (m). a
Fr =
m
Φ
Para las calizas del experimento de Archie, los factores
de tortuosidad y exponentes de cementación fueron
siempre constantes (a = 1.0, m = 2.0). Sin embargo,
éste puede no ser el caso para todos los yaci-
F r

mientos. Aunque ambos parámetros pueden determinarse
experimentalmente para un yacimiento específico,
los analistas de registros utilizan comúnmente
un conjunto de valores para el factor de
tortuosidad (a) y de exponente de cementación (m),
dependiendo de la litología y la porosidad. Esos valores
estándares se presentan en la tabla 4.
a
m
Tabla 4
CARBONATOS
1.0
2.0
ARENAS
Porosidad > 16% Porosidad < 16%
(Humble) (Tixier)
0.62
2.15
Considere ahora que la formación porosa discutida
previamente se llena con alguna combinación de
agua conductiva de formación de resistividad constante
(Rw) y aceite (figura 24). El aceite es un aislante
y no conducirá la corriente eléctrica. Además, debido
a que la formación está llena con ambos fluidos
(aceite y agua) la resistividad de la formación no
será más referida como resistividad mojada (Ro). La
medición de la resistividad de la formación en este
caso -- tomando en cuenta la resistividad de la matriz
de la roca y los fluidos contenidos -- es llamada
resistividad verdadera (Rt).
Figura 24 Modelo de formación conteniendo agua
y aceite.
La resistividad verdadera de una formación será sólo
igual a la resistividad mojada (Rt = Ro) cuando la
Registros Geofísicos
porosidad de esa formación esté completamente
llena de agua conductiva. Sin embargo, debido a
que algunas de las porosidades disponibles podrían
estar llenas con fluido no conductivo como
aceite o gas, la resistividad mojada (Ro) de esa
formación, se relaciona ahora a la medición de la
resistividad verdadera (Rt) por algún factor adicional,
referido como F'.
0.81
R = F’
× R
El factor F' puede también expresarse
como la relación de la resistividad
teórica mojada de esa formación (Ro)
respecto de la resistividad real medida
de la formación (Rt).
2.0
R o F ’ =
R t
En la formación ejemplo, debido a que
se consideran constantes tanto la resistividad del agua
(Rw) como la porosidad, la resistividad mojada (Ro)
resultante también será constante. Además, los cambios
en el factor F' ocurrirán con los cambios en la
resistividad verdadera medida (Rt). Bajo ciertas condiciones,
la única forma en la cual la resistividad verdadera
medida (Rt) de la formación puede cambiar, es a
través de la incorporación o reducción de fluido
conductivo. Por ejemplo, la incorporación de aceite al
yacimiento podría resultar en un incremento en la
resistividad medida de la formación (Rt), debido a que
alguna cantidad de agua conductiva de formación podría
ser desplazada por el aceite. Así, el factor F' resulta
dependiente de la proporción relativa de fluidos
conductivos (agua) y fluidos no-conductivos (hidrocarburos)
en la formación.
El factor F' en la ecuación representa saturación de
agua (generalmente expresada como Sw) la cual es
el porcentaje de espacio poroso en la formación que
está ocupado por agua conductiva de formación. Por
sustitución de ecuaciones, la saturación de agua
puede relacionarse a las propiedades físicas de la
formación y a las propiedades conductivas de los
fluidos que ella contiene.
n R o Fr
× R w a R w
S w =
= = × m
R R Φ R
t
La saturación de agua está relacionada a esas propiedades
por el exponente n (exponente de saturación).
El exponente de saturación puede tener un
rango de valores que dependen de las condiciones
t
o
t
t
33

Registros Geofísicos
específicas del yacimiento. Pero generalmente, se
supone que es igual a 2.0. Con el conocimiento de
las características de producción de la formación en
cuestión, es posible determinar valores más aproximados
para el exponente de saturación.
La ecuación para saturación de agua (Sw), una versión
extendida de aquella presentada como pie de
página en la publicación de Archie en 1942 y comúnmente
referida como "Ecuación de Archie", se
ha convertido en el fundamento de la industria entera
de registro de pozos. En su forma más simple, la
ecuación de Archie se muestra como:
donde:
n = exponente de saturación
a = factor de tortuosidad
F = porosidad
m = exponente de cementación
R w = resistividad del agua de formación
R t = resistividad verdadera de formación
Es importante notar que mientras la saturación de
agua representa el porcentaje de agua presente en
los poros de la formación, ésta no representa la relación
de agua a hidrocarburos que serán producidos
desde un yacimiento. Yacimientos de arenisca
lutítica con minerales de arcilla que atrapan una gran
cantidad de agua pueden tener altas saturaciones
de agua, y solamente producir hidrocarburos. La
saturación de agua refleja las proporciones relativas
de esos fluidos contenidos en el yacimiento. Ahora
bien, obtener valores aproximados de saturación de
agua es el principal objetivo del análisis de registros
en agujero descubierto. Con el conocimiento de la
saturación de agua, es posible determinar el porcentaje
de espacio poroso lleno con un fluido diferente
de agua (p. ej., hidrocarburos), y de allí las reservas
de hidrocarburos.
Ecuación de Archie fraccionada
Sw = saturación de agua
n = exponente de saturación
w n
m
Φ
w
R t
Obtenido a través de las suposiciones de litología o
manipulación de datos y análisis de núcleos.
a = factor de tortuosidad
34
a
Φ
S w = n × m
R
R
w
t
a R
S =
×
Obtenido a través de suposiciones de litología o manipulación
de datos y análisis de núcleos.
F = porosidad
Obtenida de registros (densidad, neutrón, sónico,
resonancia magnética) o análisis de núcleos.
m = exponente de cementación
Obtenido a través de suposiciones de litología o manipulación
de datos y análisis de núcleos.
R t = resistividad de la formación
Obtenidos de registros (inducción, laterolog). Supuesto
para reflejar resistividad de la zona no invadida,
y tomado como la resistividad medida por la
lectura más profunda.
R w = resistividad del agua de formación
Se encuentra entre las variables más difíciles de determinar,
pero es una de las cuales tiene un gran impacto en
los valores calculados de saturación de agua (Sw). A
menudo, es mejor obtenerla mediante análisis de muestras,
pero puede ser definida de registros, bajo ciertas
condiciones. Otras fuentes incluyen mediciones de muestras
de agua de formación obtenidas con herramientas
de fondo, muestras de agua producida, o simplemente
historia local del yacimiento.
V. INTERPRETACIÓN CUALITATIVA
Introducción
El primer paso de cualquier análisis e interpretación
de los registros geofísicos es la interpretación cualitativa
que consiste en dar un vistazo general al conjunto
de registros con el fin de identificar diferentes zonas:
1.Identificación de litologías (arenas, calizas,
dolomías, anhídrita, sal, carbón, arcillas, etc.)
2.Localización de zonas permeables
3.Contenido de fluidos en zonas permeables (agua,
aceite, gas)
4.Condiciones del agujero que pueden afectar la
respuesta de la herramienta (agujero uniforme,
cavernas, rugosidad, salinidad del lodo, etc.)
Para contar con una buena interpretación cualitativa
de los registros, es necesario tener un conocimien

to básico del principio de operación y la respuesta
de las herramientas de registros en diferentes
litologías y condiciones de pozo. Es importante conocer
también las limitaciones inherentes de cada
herramienta de registros para comprender el comportamiento
de las lecturas obtenidas.
Debido a su diseño las herramientas de registros pueden
tener algunas limitaciones. Un ejemplo serían las
herramientas que utilizan un patín que se pega a la
pared del pozo como es el caso de Densidad Compensada
o el Microesférico Enfocado. La respuesta de
estas herramientas se ve muy afectada cuando el contacto
patín -formación no es bueno, debido a la presencia
de cavernas o rugosidad de la pared del pozo.
Un caso extremo sería cuando el diámetro del pozo
fuese excesivo por la presencia de una caverna y se
perdiera el contacto patín - formación inutilizando la
respuesta de la herramienta.
Por otro lado, el diámetro del pozo limita la
confiabilidad de la respuesta de las herramientas de
registro, de manera que en pozos con diámetros muy
grandes, la respuesta puede estar seriamente afectada.
Es importante referirse a las condiciones de
uso de cada una de las herramientas de registros en
donde se especifica el mínimo y máximo diámetro
de pozo en que puede usarse confiablemente la herramienta
en particular.
Lectura de los registros geofísicos
Sin menospreciar el contenido de todos los componentes
que constituyen la impresión de un registro
geofísico de pozo, en esta sección se van a enunciar
aquéllas que permiten analizar o diagnosticar
las características básicas acerca del contenido de
roca y fluidos de un pozo registrado.
Centraremos nuestra atención en:
Encabezado de escalas
Cuerpo de carriles conteniendo curvas
Es conveniente enfatizar que con los sistemas disponibles
para la adquisición de datos, las curvas nos
son entregadas en el escritorio con las correcciones
ambientales aplicadas automáticamente.
1) Encabezado de escalas
a) Esta sección del registro presenta las escalas
con la indicación de los límites máximos y míni-
Registros Geofísicos
mos de la curva en cuestión, así como el tipo y
color de la curva a la que es referido.
b) En esta misma sección se presentan, algunas
áreas coloreadas, que pueden indicar características
de condiciones de agujero o representaciones
objetivas de alguna zona importante desde
un punto de vista objetivo, cualitativo y cuantitativo.
2) Cuerpo de carriles conteniendo las curvas
a) En esta sección se presentan, como una convención,
3 carriles principales, conteniendo cada
uno de ellos una o más curvas de registro
b) Entre los carriles 1 y 2 se presenta, de una
manera estándar, un carril de profundidad, al cual
se le agrega con cierta frecuencia la curva de tensión
sobre el cable, registrada durante la operación
de registro.
En la figura 25 se indican cada una de las partes que
se han comentado arriba.
A partir de la figura 26 se puede observar lo siguiente:
1) Carril 1.
a) En el encabezado de escalas
i) Los valores mínimo 0 y máximo=150 para la
curva de Rayos Gamma.
ii) Los valores mínimo 4 y máximo=14 para la
curva de Calibre del Agujero.
b) En el cuerpo del carril
i) La curva de calibre del agujero nos indica el
diámetro del agujero, que de estar bien conformado,
se verá registrado como una línea recta
(curva punteada de color rojo). En caso de no
estar bien conformado el agujero, la curva se
desviará a la derecha o izquierda, según sea el
diámetro registrado menor o mayor, respectivamente,
que el de la barrena con que se perforó
el pozo.
Figura 16. Registro típico de un caso real en un pozo
de arenas arcillosas.
ii) La curva de rayos gamma, (mostrada con línea
continua en color negro), indica las respuestas más
35

Registros Geofísicos
36
Lutita franca:
Gamma Ray > 90 API Resistividad
< 2 Ω−m
Yacimientos
Areno-arcilloso
Resistividad
>2 Ω−m
δ=2.51gr/cc
Figura 25 Ilustra los principales componentes de una impresión de registros convencionales.
δ=2.67gr/cc
φ=9 u.p.

o menos reactivas a esta herramienta, de acuerdo
con el tipo de roca de formación que se atraviesa.
En este caso y de acuerdo con lo que se ha visto en
la sección de análisis básico y la respuesta de la curva
de rayos Gamma (GR) del ejemplo, por arriba de
3,050 m., donde se indica "lutita franca", la lectura de
GR muestra un comportamiento dentro de una banda
de variación pequeña, sobre un valor promedio
aproximadamente del orden de 90 unidades API (comúnmente
mencionadas como GAPI). Por debajo de
la mencionada zona de lutitas, se identifica una zona
de arenas con intercalación de lutitas, indicado en la
figura como "Yacimiento Areno-arcilloso". En este
caso, los valores de las lecturas de GR varían sobre
una banda mas amplia y su media es inferior a 90
unidades API.
2) Carril 2.
a) En el encabezado de escalas.
i) Los valores mínimo=0 y máximo=20 para la curva
de resistividad. Se indica la presencia de dos curvas,
una profunda (HDRS), de alta profundidad de
investigación y una media (HMRS) de profundidad
media de investigación. Las profundidades de investigación
se han visto en la sección de características
de las herramientas.
b) En el cuerpo del carril.
i) Ambas curvas muestran que en la zona de lutitas,
por arriba de los 3,050 metros, la resistividad es baja,
del orden de 2 ohm-m. Este comportamiento es característico
de las formaciones con alto contenido
de agua (de no verse afectada por algún otro componente
conductivo en la roca). Ya se vio, que las
aguas salinas son excelentes conductoras de la corriente,
por lo tanto mostraran bajas resistividades.
ii) Por debajo de la zona de arcillas, las resistividades
ya muestran valores superiores a los 2 ohm-m, lo
que es indicativo de la posible presencia de algún
otro componente no conductivo (o pobremente
conductivo) como parte integrante del sistema registrado
(roca-fluidos).
3) Carril 3.
a) En el encabezado de escalas.
i) Se muestran los valores mínimo = -15 (lado derecho
del carril por convención) y máximo = 45 para
Registros Geofísicos
la curva de porosidad-neutrón, que será identificada
en el cuerpo del carril como "línea roja fina".
ii) Se muestran los valores mínimo = 1.95 y máximo
= 2.95, para la curva de densidad, que será identificada
como "línea negra fina continua".
iii) Se muestran los valores mínimo = 40 (lado derecho
del carril por convención) y máximo = 140 para
la curva de tiempo de tránsito de registro sónico,
que será identificada en el cuerpo del carril como
"linea no continua fina de color azul claro".
b) En el cuerpo del carril.
i) Curva de porosidad.
(1) La curva de porosidad neutrón indica un valor
promedio, dentro de una banda relativamente angosta
y más o menos uniforme, del orden de 25
unidades de porosidad (u.p.), para la zona lutítica.
(2) La curva de porosidad indica un valor muy variable
característico de las zonas de arenas arcillosas
por debajo de las lutitas, en este ejemplo,
no uniformes en cuanto a presencia de litología y
contenido de fluidos.
(3) La banda sobre la que fluctúan dichos valores es
tan amplio como desde 9 u.p. hasta 26 u.p.
ii) Curva de densidad.
(1) La curva de densidad muestra un comportamiento
mas o menos uniforme, dentro de una banda angosta
dentro de la zona de lutitas. En valor promedio
se puede estimar del orden de 2.57 gr/cc.
(2) La curva de densidad muestra un comportamiento
poco menos uniforme en la zona de arenas arcillosas.
En este caso, los valores oscilan entre 2.51 -
2.67 gr/cc.
iii) Curva de tiempo de tránsito.
(1) Esta información se verá en la sección de análisis
especializado.
La figura 26 muestra el procesamiento de las curvas
adquiridas en campo. Se muestran sus principales
parámetros en el carril de profundidad en el extremo
derecho de la figura, curva de GR en el carril 1, curva
de saturación de agua en el carril 2, áreas porosas con
contenido de agua e hidrocarburos en el carril 3 y en
37

Registros Geofísicos
Figura 26 Muestra el procesamiento resultante de la información de los
registros.
38
el carril 4 áreas indicativas de contenido
de arcilla y arena fraccionalmente,
así como la porosidad efectiva
de la zona registrada.
Respuesta típica del registro GR
La deflexión del registro de GR es
función no sólo de la radioactividad
y densidad de las formaciones, sino
también de las condiciones del agujero
(diámetro, peso del lodo, tamaño
y posición de la herramienta), ya
que el material interpuesto entre el
contador de los rayos gamma (compuesto
de un cristal cintilador y un
tubo photo-multiplicador) y la formación
absorbe los rayos gamma,
infiriendo en la medición de los mismos
(ver figura 27).
Identificación de litologías
La superposición de los registros
Neutrón -Densidad, con el Sónico
como complemento, es generalmente
la combinación más usada
para determinar litologías. La figura
28 nos da la respuesta comparativa
de las tres herramientas básicas
de porosidad en litologías
simples, limpias, saturadas con líquido.
Los valores de porosidad
están calibrados a matriz caliza.
En ocasiones las herramientas de
registros responden de manera diferente
a las diversas litologías y
contenido de fluido en los poros de
la roca. Esto puede usarse para
identificar las formaciones. Resume
de manera gráfica el comportamiento
de las mediciones en
lutita, arena y carbonatos, con las
tres herramientas de Porosidad,
Neutrón Compensado, Litodensidad
y Sónico.
En una lutita no compactada, la
porosidad del sónico dará una lectura
muy alta. Esto se debe a que

Figura 27
C
a
r
r
i
l
d
e
p
r
o
f
u
n
d
i
Cabezal de escalas
Carril 1 d Carril 2 Carril 3
a
d
t
e
n
s
i
ó
n
Pie de escalas
Registros Geofísicos
39

Registros Geofísicos
el tiempo de tránsito de la onda sónica es alto, mientras
que el Neutrón, que mide el contenido de hidrógeno,
no está afectado, por lo que lee prácticamente
la porosidad real. La porosidad del Densidad es
casi cero, suponiendo una densidad de 2.65 gr/cc
de la lutita.
En una arena no compactada con gas, la porosidad
Sónica sigue siendo alta debido a la no
compactación, pero la porosidad del Neutrón es baja
debido a que el gas tiene un bajo contenido de hidrógeno,
mientras que la porosidad del Densidad
es alta debido a que la densidad del fluido contenido
en los poros es baja (el algoritmo para cálculo de
la porosidad considera la densidad del fluido = 1.0).
La porosidad verdadera está entre la porosidad
neutrónica y la de densidad.
En una arena no compactada con aceite o agua, la
porosidad Sónica sigue siendo alta debido a la no
40
Figura 28 Respuesta típica del registro rayos Gamma naturales.
compactación, mientras que la porosidad
del neutrón y del densidad
miden casi igual a la porosidad verdadera.
En una arena arcillosa con gas, la
porosidad del Sónico es alta debido
al efecto del gas y la arcilla,
mientras que la porosidad del Neutrón
tiende a ser alta debido a la
arcilla, pero baja debido al gas. Lo
contrario sucede con la porosidad
del Densidad. El gas tiende a dar
lecturas más altas de porosidad,
mientras que la arcilla tiende a bajarlas.
El efecto es que la porosidad
Neutrónica medirá menos y la porosidad
del Densidad más con respecto
a la porosidad verdadera.
En una arena arcillosa con aceite o
agua, el efecto de la arcilla es porosidad
del Sónico alta, porosidad
Neutrónica alta y porosidad Densidad
baja.
Si la arena es limpia y contiene gas,
las porosidades Sónica y de Densidad
tienden a ser altas mientras
que la porosidad Neutrónica tiende
a ser baja por el efecto del gas.
En una arena limpia con aceite o agua, las tres lecturas
de porosidad tenderán a ser iguales a la porosidad
verdadera de la roca.
En un carbonato limpio, se puede observar la misma
tendencia en la respuesta de la herramienta que en
una arena limpia. Si se tiene presencia de gas, éste
afectará principalmente la respuesta de la porosidad
del Neutrón dando lecturas bajas, mientras que el
Sónico y Densidad tienden a dar lecturas altas. Si el
fluido contenido en los poros es aceite o agua, las tres
porosidades miden igual. (Ver figura 29)
Identificación de zonas permeables
Las capas permeables se identifican a partir de los
registros por medio del potencial natural SP o de la
evidencia de invasión (separación de las curvas de
resistividad con diferentes profundidades de investigación).
La presencia del enjarre detectada con el

3RURVLGDG 6yQLFR 3RURVLGDG /'7
3RURVLGDG 9HUGDGHUD
45
Sónico alto
debido a no
campactación
Sónico alto
debido a no
campactación y
gas
Sónico alto
debido a no
campactación
Sónico alto
debido a gas y
arcilla
Sónico alto
debido a la
arcilla
30
Neutrón no afectado por
la no-compactación
LDT alto
debido gas
Sónico alto debido a gas
LDT alto debido a gas
Sónico alto debido
a la arcilla
Sónico OK
LDT alto debido a gas
Sónico alto debido a gas
LDT OK
LDT alto debido a gas
LDT OK
Neutrón OK
3RURVLGDG 1HXWUyQ
15
Neutrón bajo
debido gas
Neutrón y LDT
OK
Registros Geofísicos
Figura 29 Respuesta de los registros de porosidad de acuerdo a los fluidos contenidos y al tipo de formación.
0
Supone ρb
lutita = 2650
LDT alto debido al gas y
ligeramente bajo debido a la arcilla
Neutrón bajo debido al gas y
ligeramente alto debido a la arcilla
Neutrón alto debido a arcilla
LDT bajo debido a arcilla
Neutrón bajo
debido gas
Neutrón OK
LDT OK
Supone ρb
lutita = 2650
Neutrón bajo
debido gas
Neutrón OK
Sónico OK
Neutrón bajo debido gas
Sónico bajo debido a
porosidad vugular y alto
debido a gas
Sónico bajo
debido a
porosidad
vugular
Porosidad
llena con
Gas
Aceite
ó agua
Gas
Aceite
ó agua
Gas
Aceite
ó agua
Gas
Aceite
ó agua
Gas
Aceite
ó agua
Tipo de
poro
Intercristalina
Intercristalina
Intercristalina
Intercristalina
Vuggy
Litología
conocida
Lutita
no-compactada
Arena limpia
no-compactada
Arena arcillosa
compactada
Arena limpia
compactada
Arcilla compactada
Carbonato
(dolomía ó caliza)
41

Registros Geofísicos
calibrador del pozo (diámetro leído ligeramente menor
que el diámetro de la barrena) es también un
indicio de permeabilidad.
Potencial natural SP
Aunque no hay una relación directa entre la magnitud
de la deflexión del SP y la permeabilidad, en general,
una deflexión negativa (hacia la izquierda) indica
una zona permeable (si el lodo es más dulce
que el agua de formación). Se debe considerar lo
siguiente:
Las deflexiones del SP son reducidas por la
arcillosidad
Las transiciones del SP están bien definidas en formaciones
de baja resistividad (arenas), pero son más
graduales en formaciones altamente resistivas (carbonatos).
El SP no es útil en lodos no conductivos.
Separación de curvas de resistividad
Las capas invadidas y por lo tanto permeables se
hacen evidentes por la separación de las curvas de
4 14
Zona no
permeable
42
Diá.
Barrena
Zona permeable
resistividad profunda y somera. Esto se debe a que
la invasión del filtrado del lodo altera la resistividad
de la zona invadida cuando la resistividad del filtrado
del lodo, Rmf es diferente a la resistividad del
agua de formación, Rw.
Calibrador
Si el pozo está razonablemente en calibre, es decir,
sin rugosidades, cavernas, etcétera, la curva del
calibrador nos puede indicar la presencia del enjarre.
Éste se forma por el proceso de filtración del lodo a
la formación permeable. El calibrador debe ser de
una herramienta como el Microesférico y no del de
Densidad que por la presión que ejerce su brazo medidor
puede cortar el enjarre. Un ejemplo se muestra
en la figura 30.
Efecto de rugosidad y diámetro del pozo en el registro
de densidad
En zonas de derrumbe y/o cavernas en el pozo, la
lectura de la herramienta de Densidad convencional
se ve muy afectada (curva azul entre x870 y x895
metros por ejemplo). En cuanto a la herramienta de
Densidad T.L.D. (curva roja en el carril 2), que conforma
el Plataforma Express, sus mediciones
0.2 1.0 10 100 1000 2000
ILD
ILM
SFL
Calibrador
Invasión muy profunda
SP
Zona permeable
Figura 30 Registro doble Laterolog y esferico enfocado con

correlacionan muy bien con los demás registros gracias
a su nuevo diseño mecánico y a su tercer detector
compensador B.S., cercano a la fuente de rayos
gamma. La figura 31 muestra el efecto de los
derrumbes o cavernas.
Caliper
Figura 31
Arcillas, agua ligada y gas en la herramienta neutrón
Las herramientas de neutrones "ven" todo el hidrógeno
en la formación, aun cuando alguno no esté
asociado con el agua que satura la porosidad de la
formación. Por ejemplo, "ve" el agua ligada asociada
con las arcillas que por lo general tienen un índice
Registros Geofísicos
de hidrógeno apreciable. En las formaciones con
arcilla, la porosidad aparente derivada de la respuesta
de la herramienta de neutrones será mayor que la
porosidad efectiva real de la roca del yacimiento.
Sin embargo, el gas o hidrocarburos muy livianos
generalmente tienen una concentración de hidrógeno
considerablemente más baja que varía con la temperatura
y la presión. Por lo tanto, cuando el gas esté
presente a una distancia suficiente al agujero para
estar dentro de la zona de investigación de la herramienta,
el registro de neutrones leerá una porosidad
muy baja.
43

Registros Geofísicos
Esos dos efectos están reflejados en la figura 32 que
corresponde a un registro tomado en la zona de
Veracruz, en arenas del Terciario productora de gas.
Podemos observar un cruce característico entre las
curvas de densidad DPHZ y de neutrón NPHI en la
pista dos, entre 2015 a 2017 metros, indicador de
presencia de gas en ese intervalo limpio (ref. curva
de GR en verde). Además, se observa una medición
muy alta del C.N.L. en las zonas arcillosas arriba y
abajo del intervalo de arena, con menor efecto en el
registro de densidad DPHZ.
Efecto de litología en el neutrón
Las lecturas de todos los registros de neutrones se
ven afectadas por la litología en la matriz de la roca
hasta cierto punto. Los registros de Neutrón Compensado
tienen una escala para una matriz de caliza.
Si la herramienta de Neutrón se registra en una matriz
de arena por pedido del geólogo, conviene ajus-
44
tar también la escala de la curva densidad de la herramienta
de litodensidad.
Las porosidades para otras litologías se obtienen de
la Carta Por-13b (figura 33) o de otras escalas en los
encabezados del registro. Las correcciones del Neutrón
compensado sólo se aplican a los registros que
se corren en agujeros llenos de fluidos. Cuando el
agujero está lleno de gas, el efecto de litología se
reduce a un nivel insignificante y la porosidad puede
leerse directamente (sujeta a limitaciones).
Calibre HCAL y RG Porosidad Neutrón NPHI y Densidad DPHZ de 45% a -15%
Figura 32
Efecto de las condiciones del pozo
Invasión
Rugosidad y cavernas
Capas delgadas
Efecto de invasión

Figura 33
En páginas anteriores se describió el proceso de invasión
en donde se mencionó que los fluidos originales
cercanos a la pared del pozo son desplazados
por el filtrado del lodo de perforación. Mencionamos
que la resistividad de la roca dependía del fluido
contenido en ella. Si el fluido contenido en los
poros es más salino, esto hace a la formación más
conductiva (menos resistiva), mientras que si el fluido
contenido es menos salino o hidrocarburo, la formación
es menos conductiva (más resistiva).
El proceso de invasión altera el contenido original de
fluidos por lo que influye también en la resistividad
medida.
Registros Geofísicos
Las herramientas de registros tienen una característica
que es su profundidad de investigación que significa
que tan profundo puede "ver" la herramienta.
Un equipo de inducción doble proporciona tres mediciones:
inducción profunda ILD, inducción media
ILM y esférica enfocada SFL. Debido a que las tres
medidas tienen diferentes profundidades de investigación
(Prof. Invest. ILD > ILM > SFL), estarán más
o menos influenciadas por la zona invadida. Si no
hay invasión, las tres curvas medirán prácticamente
lo mismo (ver figura 34). Si la invasión es somera
afectará a la medición con menor profundidad de
investigación, la SFL, mientras que la ILD e ILM medirán
casi igual. Con una invasión moderada, las tres
45

Registros Geofísicos
curvas se separan. Cuando la invasión es profunda,
la separación entre las tres curvas se hace más pronunciada.
-80.0
SP
(mV) 20.0
46
Figura 34 Efecto de invasión.
ILM
0.2
(OHM)
ILD
2000
(OHM)
0.2
SFL
2000
0.2 (OHM)
2000
Sin invasión
VI. INTERPRETACIÓN EN FORMACIONES LIMPIAS
Invasión somera
Invasión moderada
Invasión muy
profunda
Introducción
Una completa evaluación de
una formación limpia (es decir,
libre de arcilla) requiere de varias
etapas e involucra múltiples
cálculos y técnicas complejas.
Adicionalmente, existe
una variedad de suposiciones
que deben hacerse durante el
análisis. El número de pasos
involucrados dificulta recordar
las veces en la cual estos deben
realizarse . Esta sección
proporciona ciertas guías que
deben seguirse cuando se analiza
una formación limpia, y
presenta una secuencia ordenada
por la cual tal análisis
debe ser realizado.
Cuando se toma una decisión
sobre la capacidad productora
de una zona almacenadora de
hidrocarburos, se debe considerar
toda la información disponible.
Los valores sólo de saturación
de agua (Sw) no deben ser
los factores determinantes. Recuerde
que la saturación de
agua no es un reflejo de la relación
de agua a hidrocarburos
que serán producidos del yacimiento.
Es simplemente la proporción
relativa de agua a hidrocarburos
que existe en el espacio
poroso del yacimiento. No
existen guías seguras para determinar
qué constituye "buenos"
y "malos" valores para saturación
de agua. Se deben considerar
las respuestas de los registros
y cualquier otra información
que pueda estar disponible.
Pasos para la interpretación
En la siguiente secuencia se reúnen
los pasos necesarios para
hacer una interpretación en formaciones
limpias:

a). Antes de iniciar la interpretación de la información
obtenida a través de los registros se deberá efectuar
un control de calidad para asegurar que los datos sean
correctos. Este control de calidad consiste en la inspección
visual del registro, especialmente de la sección
donde se hará la interpretación. La calibración de
la herramienta puede indicarnos si ésta funcionó adecuadamente.
También se debe comprobar la litología
con la respuesta de la herramienta. Si se dispone de
otros registros en ese mismo intervalo se deben
correlacionar para verificar que la respuesta es la misma.
Además, si se cuenta con registros de pozos cercanos,
hay que comparar la respuesta de los registros.
En resumen, además de hacer una inspección
visual del registro verificando que sus datos estén correctos
y completos, este paso consiste en hacer una
interpretación cualitativa de los registros, verificando
el estado del agujero a través del calibrador, identificando
las zonas limpias y arcillosas, intervalos
permeables, tipo de formación, calizas, arenas, lutitas,
dolomías, anhidrita, yeso, sal, etcétera.
b). Tomando como base el registro resistivo (Inducción
o Doble Laterolog), verificar que todos los registros
estén a la misma profundidad. En caso contrario
deberá tomarse en cuenta la diferencia de profundidad.
c). Del potencial espontáneo, rayos gamma o la curva
de porosidad definir el espesor del intervalo de
interés. Esta medida deberá hacerse en un tramo de
pozo en buen estado. (Ver calibre de pozo.)
d). Los valores de resistividad del lodo, filtrado y
enjarre son obtenidos en superficie por lo que se
deberán llevar a condiciones de fondo. Si se cuenta
Registros Geofísicos
Paso Observaciones
1 Control de calidad Se deberá efectuar siempre
2 Correlación de profundidad Registro base: resistividad
3 Identificación y espesor de capas SP, GR, φ, pozo en buen estado
4 a) Convertir Rm, Rmf y Rmc a La temperatura depende de la profundidad
condiciones de pozo
de la capa
b) Seleccionar niveles y leer
h > 2 m, registros estables, pozo en buen
valores de los registros
estado
5 Correcciones ambientales Analizar cada registro
6 Determinar Rt y Rxo Con 3 curvas de resistividad
7 Determinar el valor de Rw Elegir métodos adecuados
8 Validar los registros Elegir métodos adecuados
9 Evaluar litología y porosidad Densidad, neutrón, sónico
10 Calcular saturaciones Ecuación de Archie
con la medida de la temperatura en el intervalo de
interés debe usarse este valor, si no debe calcularlo
con la fórmula correspondiente. Leer los valores de
las curvas de los registros en zonas previamente escogidas
en tramos estables y bien definidos.
e). Las lecturas de los registros son más o menos
afectadas por las condiciones ambientales (temperatura,
presión, salinidad del lodo, diámetro de agujero,
etc.) por lo que se deberán aplicar las correcciones
ambientales mediante el uso de las gráficas
adecuadas.
f). La resistividad verdadera de la formación, Rt y de
la zona invadida, Rxo; se obtienen de los registros
de resistividad, pero es necesario usar las curvas con
diferentes profundidades de investigación para poder
compensar el efecto de la zona alterada por el
lodo de perforación. Existen gráficos que nos permiten
obtener Rt o Rxo, además del diámetro de invasión.
Si la invasión se considera pequeña, se podría
considerar que Rt es igual a la resistividad obtenida
con la curva con mayor profundidad de investigación.
g). Sería preferible obtener el dato de Rw mediante
una medición directa. Hay métodos para derivar Rw
a partir del análisis químico de la solución. La
resistividad del agua de formación se puede obtener
a partir de uno o varios métodos. Uno de ellos
es mediante la lectura del SP. Este método es aplicable
principalmente en arenas y cuando se tienen
zonas limpias y arcillosas bien definidas. Otro método
se denomina de resistividad mínima del agua, en
donde se busca una zona limpia y a partir de la Rt y
las lecturas de porosidad se infiere la Rw.
47

Registros Geofísicos
h). Seleccionar los registros que se usarán en la
interpretación, validando que sus respuestas sean
confiables especialmente en la zona de interés.
i). Con los registros de Neutrón Compensado, Densidad
compensada y Sónico de Porosidad se determinan
la litología y porosidad. Para esto, se pueden
usar los gráficos cruzados adecuados.
j). Una vez que se cuente con la resistividad del
agua de formación, Rw, la resistividad verdadera de
la formación, Rt, la porosidad efectiva, así como algunas
constantes se evalua la saturación de agua
Sw, por medio de la fórmula de Archie. Conociendo
Sw, se despeja la saturación de hidrocarburos.
48
Descripción de pasos
y secuencia del
proceso
Valores obtenidos de
la lectura de los
registros.
Interpretación de la
lectura de los
registros.
Resultados
intermedios de la
interpretación.
Continuación de la
interpretación.
5HVXOWDGRV GH OD
LQWHUSUHWDFLyQ
Parámetros auxiliares
necesarios.
Parámetros a ser
seleccionados por el
intérprete.
Información adicional
necesaria.
Ecuaciones utilizadas
en los cálculos.
Interpretación de los
registros de
porosidad
ρb, ∆t, φNL
Es recomendable verificar la congruencia de los resultados
obtenidos en cada paso, si por alguna razón,
el resultado pareciera no ser correcto, hay que
revisar algunos datos importantes como Rw, fef, Rt.
Algunos parámetros usados en las fórmulas se seleccionan
por el interpretador. El exponente de
cementación, m, de la fórmula de factor de formación
de Archie, el exponente de saturación n de la
ecuación de saturación de Archie y otros, deben
seleccionarse con la mayor información posible del
yacimiento.
En la figura 35 se muestra el diagrama de flujo para
interpretar formaciones limpias
Resistividad del agua
de formación y de
rocas invadidas
SP, Rwamin y Rt / Rxo
Interpretación de registros de
porosidad y cálculo de
saturaciones
ILD, ILM, SFLU y MSFL
o
LLD, LLS y MSFL
φ Rw Rt y Rxo
) 5 \ 5 6Z \ 6[R
a y m Rmf n
Humble:
F = a / φ m
Definición de F:
F = Ro / Rw
F = Rozl / Rmf
Figura 35. Diagrama de flujo para interpretación de formaciones limpias.
Archie:
Sw n = Ro / Rt
Sxo n = Rozl / Rxo

ÃÃ
5W RID Doble Inducción fasorial
LLD Doble Laterolog
5[R RIM, RSFL Doble Inducción fasorial
MSFL Microesférico enfocado
I DPHI Litodensidad compensado
9VK SP
NPHI Neutrón compensado
SPHI Sónico digital
Información obtenida de los registros
Doble Inducción fasorial,
Doble laterolog
GR Rayos gamma
GR
5Z SP
Rxo / Rt
Espectroscopía de Rayos
gamma
Doble Inducción fasorial,
Doble laterolog
La tabla 5 nos muestra qué herramienta de registros permite
obtener los parámetros primarios para la interpretación.
Determinación de Rw por el método de inversión de
Archie
A partir de registros la determinación de un valor para la
resistividad del agua de formación (Rw) no siempre proporciona
resultados confiables. Sin embargo, en muchos
casos, los registros proporcionan el único medio para
determinar Rw. Dos de los métodos más comunes para
determinar Rw a partir de registros son el método de inversión
de Archie y el método SP.
El método de inversión de Archie para determinar
Rw trabaja bajo la suposición de que la saturación
de agua (Sw) es 100%. Es necesario, además, que
el método de inversión de Archie sea empleado en
Registros Geofísicos
Adecuado en formaciones de baja resistividad R

Registros Geofísicos
nisca. Entonces este valor puede usarse en la
ecuación de Archie para calcular la saturación de
agua (Sw) en una caliza, en el entendido que las correcciones
por temperatura son hechas. Ésta es una
de las muchas suposiciones que deben hacerse en
las aplicaciones de análisis de registros.
Determinación de Rw a partir del SP
En formaciones limpias es posible encontrar una
zona donde las lecturas del SP nos permitan derivar
la Rw. Esto se logra a partir de la ecuación del potencial
espontáneo estático:
En donde:
Rmfe Resistividad equivalente del filtrado del lodo
Rwe Resistividad equivalente del agua
K Constante que depende de la temperatura
Para derivar el valor de Rw a partir de las lecturas
del SP, es necesario contar con algunas mediciones
del lodo de perforación. Estas mediciones las
realiza el ingeniero operador de la unidad de registros,
a partir de una muestra de lodo tomada
en superficie:
Rm Resistividad del lodo de perforación
Rmf Rmc Resistividad del filtrado del lodo de perforación
Resistividad del enjarre del lodo de perforación
En lodos predominantemente salinos, la Rmfe se
determina como sigue:
a) Si R mf a 75 °F (24 °C) es mayor de 0.1 ohm-m, usar
R mfe = 0.85 Rmf , corrigiendo antes el valor de Rmf
mediante la fórmula:
R 2 = R 1 [(T 1 + 6.77) / (T 2 + 6.77)] en °F
R 2 = R 1 [(T 1 + 21.5) / (T 2 + 21.5)] en °C
b) Si Rmf a 75 °F (24 °C) es menor de 0.1 ohm-m, usar
la carta ó gráfica SP-2 Figura 37 para derivar Rmfe a
temperatura de formación.
El valor de la constante K se obtiene mediante las
fórmulas:
50
5
663 = −.
log
5
K = 61 + 0.133 T, T en °F
K = 65 + 0.24 T, T en °C
La R se determina por medio del gráfico SP-1 Figu-
we
ra 36 y SP-2 Figura 37 o despejando de la ecuación:
5
5
=
−
10
Con el valor de R we y la temperatura de formación se
entra en el gráfico SP-2 para obtener R w .
Ejemplo de aplicación de la ecuación de Archie
Los siguientes ejemplos son trabajados con respecto
al registro mostrado en la Figura 38 Se supuso
que cualquier zona de interés es caliza.
Observando primero la resistividad en el registro, uno
puede inferir que las áreas de alta resistividad (8515 y
8610) indican zonas con hidrocarburos. Las áreas con
baja resistividad (8535 y 8710) contienen agua de formación
conductiva. Esos axiomas no siempre son
correctos debido a que una alta resistividad en una
formación puede ser causada por ausencia de porosidad.
Así, las secciones de mayor porosidad (8515 y
8710) deben ser de mayor interés que aquellos con
menor porosidad (8610). Las áreas con líneas planas
que se encuentran entre las zonas de interés, se supone
que son zonas arcillosas no-productivas.
Para obtener valores optimistas de R w , se debe seleccionar
una zona que contenga preferencialmente
100% de agua, para los cálculos. Esta zona ha de
tener baja resistividad y relativamente alta porosidad.
Hay dos zonas obvias que ajustan esos criterios
(8535 y 8710). La zona a 8710 tiene mayor porosidad;
sin embargo, la zona a 8535 está en una proximidad
muy cerrada a la zona de hidrocarburos, justo
arriba de ella a 8515. El valor de R w de esta zona
mojada probablemente ajusta muy bien al valor de
Rw de la zona de hidrocarburos. Ellos ocurren virtualmente
a la misma profundidad. Una nota más
pesimista, sin embargo, esta zona mojada superior
(8535) puede contener algo de hidrocarburos ya que
la zona mojada y la zona de hidrocarburos ocurren
en la misma unidad litológica porosa. Debido a que
las dos zonas mojadas están presentes, los valores
de R wa deben calcularse para ambas. El menor de
esos dos valores debe usarse para obtener resultados
de saturación de agua (Sw) más optimistas.

Determinación de Rweq del ESSP
Formaciones limpias
Figura 36
Registros Geofísicos
51

Registros Geofísicos
Rw versus Rweq y temperatura de formación
La litología de las zonas de interés ha sido dada como
caliza. Así, para todos los cálculos, los valores apropiados
de exponente de cementación (m) o factor
de tortuosidad (a) deben ser supuestos. En este caso,
para caliza, a=1.0 y m= 2.0.
Cálculo de R w por el método de inversión de Archie
a 8535
52
Figura 37
Φ = 28% or 0.28; R t = 0.
7Ω
− m
2.
0 ( 0.
28)
× 0.
7
R wa =
1.
0
a 8710
R wa
= 0.
0549Ω
− m
Φ = 31% or 0.31; R t = 0.
4Ω
− m
R
wa
R wa
=
( 0.
31)
× 0.
4
1.
0
=
0.
0384Ω
− m
Existen varias posibles explicaciones para la variante
en los valores calculados de Rwa. Los dos valores
más bajos (a 8710) pueden ser posiblemente el
2

Figura 38 Ejemplo de registro.
resultado de una zona mojada más limpia. También
puede ser el resultado de agua a 8710 teniendo una
salinidad completamente diferente que el agua a
8535. Más que deseado, el mayor valor (a 8535) resulta
del hecho que la zona mojada probablemente
contiene hidrocarburos residuales de la zona
superyacente. La decisión de cuál valor de Rwa usar
en el cálculo de la saturación de agua debe basarse
en la experiencia, el sentido común y las deducciones
lógicas. Todas las condiciones discutidas antes
deben ser consideradas.
En cualquier caso donde R w se calcula en diferentes
zonas o por diferentes métodos, el valor calculado
más bajo de R w (dentro de lo razonable) debe usarse
a fin de obtener valores calculados más optimistas
Registros Geofísicos
(bajos) de saturación de agua. Ésta es una suposición
crítica.
Para propósitos de este ejemplo, será usado el valor
más bajo de resistividad de agua a 8710 (Rw = 0.038
W-m). Ya que es el más bajo de los dos, este valor
producirá valores más optimistas de saturación de
agua.
Una vez que se ha establecido un valor razonable
para Rw en una zona, debe ser corregido por temperatura
a la profundidad que le corresponde, dependiendo
de las diferencias de profundidad entre
su origen y su implementación.
Cálculo de R w usando el SP
1. Obtener E SSP del registro SP:
a) En la figura 6, las lecturas del SP se obtienen de la
siguiente manera:
b) Trazar la línea base de lutitas. Esta línea corresponde
con la deflexión más a la derecha del SP en el
carril No. 1
c) Trazar la línea de arenas. Esta línea corresponde
con la deflexión más a la izquierda del SP en el carril
No. 1.
d) Anotar la diferencia en mV entre las dos líneas y
esto corresponderá al potencial espontáneo estático,
ESSP. Observar cuantos mV se tienen por cada
división del carril No. 1. En la figura 6, tenemos una
escala de 10 mV / división; por lo que ESSP es de -
72 mV.
2. Calcular Rmfe:
a) Anotar el valor de Rmf del encabezado del registro
y la temperatura a la que se tomó la muestra. En
este caso, Rmf = 0.6 ohm -m a 25 °C
b) Calcular Rmf' a temperatura de formación. Ya que
la muestra se tomó a temperatura ambiente, es necesario,
trasladar su valor a temperatura de formación,
para este caso, la temperatura de formación es
de 75 °C, por lo que:
R 2 = R 1 [(T 1 + 21.5) / (T 2 + 21.5)] en °C
Rmf' = 0.6[25 + 21.5) / (75 + 21.5)] = 0.289 ohm - m
53

Registros Geofísicos
c) Obtener Rmfe. En este caso, Rmf > 0.1 ohm-m,
por lo que:
Rmfe = 0.85 * Rmf' = 0.245
3. Calcular K:
K = 65 + 0.24 T , T en °C
K = 65 + 0.24*75 = 83
4. Calcular R we :
54
5
0.
245
= = 0.033 ohm -m
5. De la figura No. 37, obtener Rw:
a) Con los valores de Rwe = 0.033 W-m y la temperatura
de formación, 75 °F, entrar en el gráfico SP-2,
donde se obtiene, Rw = 0.039 W-m
Cálculos de S w
Se evaluarán zonas potenciales de hidrocarburos
usando el valor de R w que fue establecido previamente.
Las formaciones con contenido de hidrocarburos
son típicamente caracterizadas por altos valores
de resistividad y porosidad y nuevamente por el
comportamiento no conductivo del aceite y el gas.
Existen dos zonas ilustradas en la Figura 38 que ajusta
esos criterios --8515 y 8610. La zona a 8610 tiene
muy baja porosidad. Su alta resistividad resulta del
hecho que hay poca agua disponible en los poros
para conducir la corriente. La zona a 8515 tiene buena
porosidad (~28%), y garantiza mayor investigación.
Cuando tomamos valores medidos de un registro
para usarlos en la ecuación de Archie, se desea seleccionar
una profundidad simple más que un promedio
de valores a lo largo de una zona. En el curso
de una interpretación real habrá muchas formaciones
atractivas. En cualquier formación simple, un
analista puede seleccionar varias profundidades a
las cuales calcular la saturación de agua (S w ). Ya que
las zonas en el registro del ejemplo están bien definidas,
sólo dos cálculos se requieren, uno por zona.
a 8515
5
=
10
−
10
72
−
83
Φ = 0. 28;
R t = 5.
0Ω
− m
S w = 2 × 2
a 8610
1.
0
( 0.
28)
0.
038
5.
0
= 0.3113 o 31.1% de saturación de agua
Φ = 0. 09;
R t = 8.
4Ω
− m
1.
0
S w =
2 × 2
( 0.
09)
= 0.7473 o 74.7% de saturación de agua
Indicadores de permeabilidad
0.
038
8.
4
Buscando en un registro zonas con alta porosidad y
alta resistividad nos puede conducir a un número
de formaciones atractivas. Sin embargo, la presencia
de alta porosidad y alta permeabilidad no necesariamente
significa que una formación que contiene
hidrocarburos producirá realmente esos hidrocarburos
(especialmente sin estimulación o
fracturamiento hidráulico). Sin datos de un Probador
de Formaciones o un Registro de Imágenes de
Resonancia Magnética, se carece de estimaciones
de permeabilidad. La permeabilidad se refiere a la
habilidad de una formación para permitir el movimiento
de los fluidos que contiene a través de la red
de poros existente y es un requerimiento fundamental
de un yacimiento productor.
Además de proporcionar una estimación cualitativa
de la permeabilidad, el potencial espontáneo puede
también usarse para determinar un valor de la
resistividad del agua de formación (R w ).
Un indicador de permeabilidad (en este caso la respuesta
de SP) para el registro presentado en la figura
38 puede aparecer como la curva mostrada en la
pista 1 de las figura 39. El SP a menudo responderá
en tal forma que refleje la misma tendencia que la
porosidad; sin embargo, éste no es siempre el caso.
Deflexiones negativas de la curva SP se usan como
indicadores cualitativos de permeabilidad. Las zonas
permeables en este registro de ejemplo (figura
39) están indicadas en 8500 a 8535, 8595 a 8610, y
8680 a 8720. La zona responsable de la deflexión SP
más amplia (8700) no es necesariamente la zona más
permeable. Igualmente, el que la zona a 8500 exhiba

Figura 39 Ejemplo de registro ilustrando el indicador de permeabilidad
(curva SP) en la pista 1.
menor deflexión SP que la zona a 8700, no significa
que tenga menos permeabilidad que la zona mas
profunda de las dos formaciones. Mientras la presencia
de una deflexión negativa de SP puede ser
un indicador de permeabilidad en una zona particular,
la ausencia de deflexión no es indicador de ausencia
de permeabilidad.
Si la permeabilidad no es evidente en un registro, la
evaluación de las curvas de porosidad y resistividad
pueden aun resultar en cálculos de baja saturación
de agua. Dependiendo de la geología y el tipo de
herramienta utilizada para indicar la permeabilidad,
pueden ser necesarios el fracturamiento hidráulico
u otro método de tratamiento para producir los hidrocarburos.
La localización de zonas permeables usando la respuesta
SP es un primer paso importante en cualquier
programa de análisis "rápido".
Registros Geofísicos
Notas adicionales acerca de la resistividad
del agua de formación.
Es a menudo difícil determinar un valor
aproximado de la resistividad del agua de formación
(R w ) a partir de registros y generalmente
no es directa como se presentó en los
ejemplos. Una zona que supone estar 100%
saturada de agua puede, en realidad, no
estarlo. La presencia de hidrocarburos puede
eliminar cualquier deflexión de SP, resultando
en cálculos erróneos. Además, en una
formación lutítica arcillosa, los minerales de
arcilla pueden atrapar agua de formación resultando
en resistividades anormalmente
baja. Tal vez la situación más peligrosa es
suponer que una zona sea mojada cuando
realmente contiene hidrocarburos. Esta mala
interpretación resultará en errores compuestos
en el proceso de análisis de registros.
Cuando sea posible, es mejor calcular la
resistividad del agua de formación (R w ) usando
una variedad de métodos a diferentes profundidades.
Los resultados pueden entonces
ordenarse y compararse para revelar el
"mejor pico" para el yacimiento. En un esfuerzo
por ser optimistas en el cálculo de la saturación
de agua (S w ), es generalmente benéfico
para obtener el menor valor (dentro de lo
razonable) para la resistividad del agua de formación
(R w ). El promedio mundialmente utilizado
para la resistividad del agua de formación son
corrección por temperatura es 0.05 W-m.
Ejemplo adicional de cálculo de Rw
El registro para este ejemplo de cálculo se ilustra en
la Figura 40. El objetivo es determinar un valor apropiado
para Rw a partir del registro. Podría suponerse
que cualquier zona de interés es arenisca.
Definición de la zona de interés
La única deflexión SP ventajosa ocurre de 2775m a
2830m. Dentro de esos límites hay dos zonas definidas
de interés. La zona superior (2790m) tiene baja
resistividad y alta porosidad, y es una selección ideal
para cálculos de R w suponiendo 100% de saturación
de agua. La zona inferior (2815m) tiene alta resistividad
y alta porosidad. Esto la hace un candidato deseable
para almacenamiento de hidrocarburos.
55

Registros Geofísicos
Determinación de R w con el método inverso de
Archie
Debido a que la litología de la formación de interés
es una arenisca y la porosidad de la zona a 2790m
es mayor de 16%, los valores del factor de
tortuosidad (a) de Humble y el exponente de
cementación (m) pueden ser supuestos.
56
Figura 40 Registro ejemplo de resistividad y porosidad.
a = 0.62, m = 2.15
Φ = 0. 26;
R t = 1.
4Ω
− m
2.
( 0.
26)
15
R wa =
wa
× 1.
4 0.
0773
= = 0.
125Ω
− m = R
0.
62 0.
62
at 2790m
Métodos "rápidos" en el análisis de registros
Antes de calcular la saturación de agua para
cualquier zona, es necesario leer un registro
y localizar las zonas favorables que garanticen
mayor investigación. Esto sucede no sólo
para zonas con hidrocarburos, sino también
para aquellas que contienen agua. Esto a menudo
se refiere como"escaneo" de un registro.
Hay ciertas respuestas para observar, y
esas respuestas pueden indicar dónde una
zona es almacenadora de hidrocarburos o
agua.
El análisis "Rápido" de registros emplea
escaneo para localizar las zonas potenciales
de interés, y también usa los conceptos y procedimientos
básicos considerados a lo largo
de este texto. El objetivo de desarrollar un
análisis "rápido" es producir rápidamente valores
de saturación de agua para zonas que
parecen interesantes en un registro. Es importante
recordar que en el análisis "rápido"
no se aplican las correcciones ambientales.
Así, los valores de saturación de agua obtenidos
durante un análisis "rápido" pueden no
ser tan aproximados como aquéllos determinados
a profundidad y con análisis e interpretación
detallada de registros.
Cuando se realiza un análisis "rápido" -que
debe ser el primer paso de cualquier investigación
detallada -han de plantearse seis preguntas
para considerar dónde hay una zona potencialmente
productiva.
1. ¿Qué valor será usado para R ? w
2. ¿Cuáles son las litologías de las zonas de interés?
3. ¿Están "limpias" las zonas que contienen hidrocarburos
(libre de arcilla)?
4. ¿Hay suficiente porosidad en la zona?
5. ¿Es la resistividad satisfactoria en las zonas?
6. ¿Son las zonas permeables?
La metodología por la cual un individuo realiza un análisis
"rápido" puede variar. Aún así, cada individuo debe
dirigirse hacia la solución de las seis preguntas indicadas
arriba. Debe haber un orden y consistencia frente
al método. Una sugerencia a la aproximación "rápida"
se muestra en los siguientes párrafos.

Identificar los indicadores de permeabilidad
Lea los indicadores apropiados de permeabilidad con
el registro. Este puede incluir el SP, microlog, Caliper
y aun perfiles de resistividad en la zona de invasión.
Marcar sobre el registro todas las zonas que exhiben
permeabilidad potencial, independientemente
de que existan almacenados hidrocarburos o agua.
Éste debe ser siempre el primer paso de un análisis
"rápido", particularmente con conjuntos de herramientas
de inducción de alta resolución.
Determinación de la resistividad del agua de formación
(R w
)
Si se cuenta con estos datos la fuente está definida.
Si no, entonces puede ser necesario calcular Rw a
partir de registros. Localice una zona relativamente
limpia con suficiente porosidad conteniendo agua y
determine Rw usando el método inverso de Archie
y / o métodos SP. Si se localiza más de una zona con
agua, entonces se debe calcular Rw para todas las
zonas. Tabule los resultados y seleccione el menor
valor de Rw para futuros cálculos. No olvide que los
menores valores de Rw (dentro de lo razonable) producirán
valores más optimistas de saturación de agua
(Sw).
Determinación de la porosidad y resistividad de
zonas
Una vez que que se ha localizado la zona
permeable, las curvas de porosidad y resistividad
deben checarse para ver si la relación entre ellas
indica la posible presencia de hidrocarburos. Esas
curvas deben ser consideradas juntas, y no una
con respecto a la otra. Recuerde que es enteramente
posible para una zona que exhiba un aumento
en resistividad debido a una disminución
en porosidad. Además, sin considerar todos los
datos, es posible identificar erróneamente una
zona compacta como potencialmente productiva.
La mayoría de los registros de porosidad presentarán
dos curvas de porosidad -porosidad densidad (FD) y
porosidad neutrón (FN) -Ambas curvas reflejan la
porosidad de la formación, pero las diferencias en sus
valores dependen de las diferentes formas en la cual
se hacen sus respectivas mediciones.
La ecuación de Archie proporciona sólo un valor de
porosidad. Es necesario calcular la porosidad con
Registros Geofísicos
gráfica cruzada antes de calcular la saturación de
agua. La porosidad con gráfica cruzada se sopesa
en promedio de los dos valores, y con la siguiente
ecuación se calcula la porosidad promedio.
Porosidad gráfica cruzada
Φ
XPLOT
=
2
D
+ Φ
2
2
N
Una determinación rápida de porosidad de gráfica
cruzada se obtiene estimando la porosidad "dos tercios".
Esto se hace visualmente estimando la distancia
a dos tercios entre la curva de porosidad mínima
y la curva de porosidad máxima. Para propósitos
de revisión rápida, el uso de estimar visualmente
la porosidad estimada es suficiente para hacer cálculos
de saturación de agua.
Determinación de la litología de la formación
La información de la litología puede ser determinada
de diferentes maneras. La más básica es examinar
la respuesta de varias curvas. Para propósitos
rápidos, las curvas más útiles para determinación
de litología son rayos gamma, Pe,
resistividad, y una combinación de porosidad neutrón
y porosidad densidad. Una vez determinada
la litología de la zona, los parámetros necesarios
(a y m) pueden ser seleccionados para cálculos
de saturación de agua.
Determinación de limpieza de la formación
Φ
Una preocupación adicional es la limpieza de la
formación la cual se refiere a la cantidad de arcilla
presente. Todos los tipos de formación -arenisca,
caliza y dolomía -pueden contener minerales
de arcilla ("lutita"). La presencia de esos minerales
arcillosos afecta las respuestas de ciertas herramientas
-dígase, herramientas de resistividad
y porosidad -y pueden resultar en una formación
productora mirada como almacenadora de agua.
El grado de arcillosidad de una formación se juzga
a partir de la respuesta de rayos gamma. En
general, la respuesta más baja de rayos gamma
de una zona porosa, corresponde con una menor
cantidad de arcilla ("formación limpia"). Este juicio
requiere de alguna experiencia y conocimiento
en el área, y se detallará ampliamente en la sección
de análisis de arenas arcillosas.
57

Registros Geofísicos
Cálculo de la saturación de agua
La saturación de agua puede ahora calcularse para
aquellas zonas que aparecen como almacenadoras
de hidrocarburos. Recuerde que este valor no es un
reflejo de la relación de agua a hidrocarburos producidos
del yacimiento. Es simplemente la proporción
relativa de agua a hidrocarburos en la porosidad
de la formación. No existen guías seguras para
determinar que constituyen valores "buenos" y "malos"
de saturación de agua. Este juicio requiere de
experiencia y conocimiento local.
Gráfica cruzada de porosidad y litología (CP)
Dos de los usos más importantes de los datos de
registros son los de proporcionar información de
porosidad y litología para propósitos de cálculo de
la saturación de agua (S w ). La porosidad es vital en
eso, ya que es un parámetro de entrada en la ecuación
de Archie. El conocimiento de la litología es útil
ya que proporciona al analista la información necesaria
para hacer una determinación a partir de la cual
utilizara valores del factor tortuosidad (a) y exponente
de cementación (m).
Existen una variedad de métodos - visuales, matemáticos
y gráficos - usados para determinar la
porosidad de la formación . Las mediciones de
porosidad tomadas a partir de registros son raramente
adecuadas para el uso en el cálculo de la
saturación de agua. Una vez que la porosidad neutrón
es corregida por efectos ambientales, el
analista usualmente enfrenta a dos valores de
porosidad porosidad-neutrón y porosidad-densidad.
Sin embargo, los cálculos de saturación de
agua con Archie requieren solamente un valor de
entrada para porosidad.
Porosidad dos tercios (two-thirds porosity)
Un método para estimar visualmente un valor de
porosidad para usarse en la ecuación de Archie
es conocido como Porosidad Dos Tercios ("twothirds").
Este método involucra la estimación leída
a dos tercios de la distancia entre la lectura de
porosidad más baja y la lectura de porosidad más
alta, así este valor se toma para ser usado en la
ecuación de Archie. Este método puede usarse
independientemente del tipo de matriz considerado
(p. ej.: caliza, arenisca, dolomía) para calcular
la porosidad.
58
Independientemente de la selección del tipo de matriz,
Porosidad Dos Tercios puede suponerse que refleja
la porosidad aproximada de una formación de
cualquier litología. La razón de tomar dos tercios de
la distancia entre las lecturas de porosidad, más que
por conseguir un simple promedio, es la de aproximar
más el valor que podría ser calculado por la ecuación
de porosidad de la gráfica cruzada (discutida
más adelante). Algunos analistas prefieren tomar un
simple promedio de las dos mediciones.
Una limitación importante en la estimación de la porosidad
dos-tercios es la presencia de gas. Debido a
que el gas afecta la porosidad neutrón más que a la
porosidad densidad, cualquier rutina que promedie
podría contener un error. Afortunadamente, en presencia
de gas, la porosidad densidad y neutrón se
compensan parcialmente una a la otra. Esta limitación
debe mantenerse en mente cuando se aplica el
método. Además, esta aproximación debe hacerse
con precaución donde está presente la anhidrita.
Debido a la alta densidad de la anhidrita (rb = 2.98g/
cc), la porosidad densidad a menudo leerá demasiado
bajo (en algunos casos, negativo). Promediando
los métodos, además, resultará en un valor de porosidad
de la formación que es bastante bajo.
Porosidad gráfica cruzada
Otro método para obtener un valor simple para porosidad
a partir de datos de porosidad Densidad y
porosidad neutrón es con el uso de la ecuación de la
porosidad de gráfica cruzada (cross-plot porosity).
Φ
XPLOT
=
Φ
2
D
+ Φ
2
2
N
Del valor obtenido de esta ecuación, puede
suponerse que representa la porosidad real de la
formación, independientemente de cuál valor se utilizó
para la matriz con los registros. Estos promedios
dan como resultado valores similares a los obtenidos,
estimando visualmente los dos tercios de
la porosidad de la formación.
Nuevamente, una limitación importante en el uso de
este método es la presencia de gas y anhidrita. Esas
circunstancias crearán una situación en la cual los
valores de la porosidad obtenida a partir de la gráfica-cruzada
no es una aproximación exacta de la porosidad
de la formación. En casos donde la porosi-

dad neutrón lee valores negativos (común en yacimientos
de dolomía anhidrítica), algunos analistas
prefieren usar un simple promedio de valores de
densidad y neutrón como se ilustra abajo.
Φ
XPLOT
Φ
=
Yacimientos de mineralogía compleja
La mayoría de las formaciones almacenadoras de aceite
y gas están compuestas de rocas sedimentarias, a
diferencia de las rocas ígneas y metamórficas. Las rocas
sedimentarias, como su nombre lo indica, están
compuestas de diferentes tipos de sedimentos que
han sido depositados en algún punto de acumulación,
posiblemente la base de algún océano antiguo o un
canal fluvial. Después de algún periodo geológico,
muchas de tales capas de sedimentos pueden acumularse.
Las fuerzas tectónicas impuestas sobre las
capas subyacentes resulta en la compactación y
cementación de los sedimentos consolidados hasta
formarse las rocas sedimentarias.
Por volumen, se estima que las rocas sedimentarias
constituyen sólo el 5% de la litósfera conocida (los
16 kilómetros de espesor de la corteza exterior de la
tierra), mientras que las rocas ígneas y metamórficas
constituyen el 95%. Sin embargo, las rocas
sedimentarias cubren el 75% del área total de tierra
sobre los continentes, con las rocas ígneas y
metamórficas cubriendo el resto. Es evidente, además,
que forman solamente una porción muy delgada
sobre la superficie terrestre.
Para propósitos de esta discusión, las rocas
sedimentarias pueden ser subdivididas en dos categorías
primarias: clásticos y carbonatos. Esas categorías
comprenden los tres tipos de roca de los yacimientos
productores más comunes: areniscas, calizas
y dolomías. La composición, lugar de origen, y
tamaño de grano de los sedimentos individuales de
una roca están entre los factores que determinan la
identidad de la roca.
Rocas sedimentarias
+ Φ
2
&OiVWLFDV &DUERQDWRV
Areniscas/Domos salinos Calizas
Arcillas Dolomías
D
N
Rocas clásticas sedimentarias
Registros Geofísicos
Los sedimentos clásticos son producidos por
intemperismo y afallamiento de rocas pre-existentes.
Esas partículas, habiendo sido derivadas desde algún
otro punto de acumulación, son transportadas, reagrupadas,
y modificadas por movimiento de fluidos tales
como agua o aire. Su depósito normalmente es en
capas horizontales sucesivas. Las formaciones
sedimentarias clásticas son areniscas y arcillas. Además
de ser diferentes en composición, esos dos tipos
de roca también difieren dramáticamente en tamaño
de grano. Esta combinación de similitudes (origen) y
diferencias (tamaño de grano) produce formaciones
que contienen combinaciones de arenisca y arcilla. La
arcillosidad afecta tanto la característica de la formación
como la respuesta de los registros.
Las areniscas se componen principalmente de cuarzo,
feldespato y mica. En muchas formas de arenisca, el cuarzo
constituye el 90% de la fracción detrítica de la roca.
Por esta razón, muchas gráficas se refieren a las formaciones
de arenisca simplemente como "cuarzo".
Rocas sedimentarias carbonatadas
Las formaciones de carbonatos son generalmente marinas
en origen y compuestas principalmente de granos
de esqueleto y /o precipitados marinos. Esos constituyentes
son producidos dentro de la región de acumulación
y no son formados por detritos intemperizados
o afallamiento de rocas pre-existentes. Las
formaciones carbonatadas productoras típicamente
incluyen calizas y dolomías. La principal diferencia entre
esos dos tipos de roca es el mecanismo de origen.
En términos de composición, el término "caliza" es usado
para aquellas rocas cuya fracción de carbonato
(predominantemente calcita: CaCO 3 ) supera la fracción
no carbonatada. El término "dolomía" implica que la
fracción principal de carbonatos está compuesta primordialmente
de carbonato de calcio-magnesio (Ca-
Mg(CO3)2). Debido a que la fracción carbonato en si
misma puede diferir dramáticamente, y el porcentaje
de material no carbonatado puede acercarse al 50%,
algunos términos aplicados a tales formaciones generalmente
podrían ser confusos (p ej.: caliza
dolomítica, dolomita calcárea, etcétera).
Gráfica de identificación de minerales (MID Plots)
Cuando se sospecha de litología compleja y la
exactitud es de la mayor importancia, existen va-
59

Registros Geofísicos
rias técnicas de identificación de minerales que
se pueden usar. En los ejemplos previos del uso
de cartas de Gráfica Cruzada, datos de dos mediciones
de registros (p.ej.: rb y FN, rb y Dt, o FN y
Dt) pueden ser usados para identificar litologías
con sólo dos miembros. Con el uso de una carta
que incluya una tercera medición (p.ej.: e.g., índice
de absorción fotoeléctrica, Pe), se puede obtener
una identificación más aproximada y detallada.
En esta discusión serán consideradas dos téc-
1 nicas de tales gráficas "tres-minerales": U ver-
maa
2 sus r , y rmaa versus Dt .
maa
maa
La determinación exacta de la litología puede ser
necesaria por varias razones:
a) La porosidad puede contener valores cercanos a
pruebas de laboratorio (~5%); sí se desea obtener
valores más aproximados a partir de registros. La
dolomía y arcilla, por ejemplo, ocasionan separaciones
similares entre las curvas de porosidad-neutrón
y porosidad-densidad, basados en una caliza, pero
la porosidad efectiva se calcula de manera diferente
para cada caso.
b) Formaciones compactas (low porosity) a menudo
requieren acidificación o fracturamiento con ácido
para estimular la producción. La optimación de esta
operación requiere del conocimiento de la litología
de la formación.
c) La distribución litológica a través de un campo
puede revelar direcciones preferenciales para las localizaciones
de futuros pozos de desarrollo. Por ejemplo,
la dolomitización está a menudo acompañada
por un incremento de permeabilidad, así que la dirección
en el incremento de contenido dolomítico
puede ser favorable a la dirección de una mayor exploración.
La respuesta fotoeléctrica (Pe) no es lineal con los
cambios en la composición de la formación. Por
ejemplo, dado que para la arenisca Pe es 1.81 y para
la caliza Pe es 5.08, una formación compuesta por
50% arenisca y 50% caliza no necesariamente tiene
un valor de Pe de 3.44. Pero tampoco puede ser una
mezcla de dolomía (3.14) y arenisca suponiendo solamente
la matriz de la roca.
1Umaa = sección transversal volumétrica aparente de la matriz
2
rmaa = densidad granular aparente de la matriz
60
VII. INTERPRETACIÓN EN FORMACIONES ARCI-
LLOSAS
Introducción
No todas las rocas son aislantes perfectos al estar secas.
Muchos minerales, como la galena y la calcopirita,
tienen conductividades altas y conducen la corriente
eléctrica al encontrarse completamente secas. Obviamente,
las ecuaciones de resistividad y de saturación
de agua, que suponen que el líquido de saturación es
el único medio eléctricamente conductivo, no se aplican
cuando la matriz de roca también es conductiva.
Por fortuna, en la mayoría de los lugares con petróleo,
es raro encontrar una cantidad significativa de material
conductivo en una roca de yacimiento potencial.
Sin embargo, cuando la roca contenga mineral
conductivo, la interpretación del registro debe tomar
en cuenta dicha conductividad.
Las arcillas y lutitas no son raras, y contribuyen a la
conductividad de la formación. La lutita muestra
conductividad debido al electrolito que contiene y a
un proceso de intercambio de iones por medio del
cual éstos se mueven bajo la influencia de un campo
eléctrico aplicado entre lugares de intercambio
en la superficie de las partículas de arcilla. El efecto
de la arcillosidad en la conductividad de la arena arcillosa
es con frecuencia muy desproporcionado en
relación a la cantidad de lutita. El efecto real depende
de la cantidad, tipo y distribución relativa de las
lutitas y de la naturaleza y cantidades relativas de
aguas de formación.
La evaluación de las formaciones arcillosas, por lo
general, es hasta cierto punto compleja. La lutita modifica
todas las mediciones del registro, y se requieren
correcciones debido al contenido de lutita. A través
de los años, los investigadores han propuesto
varios modelos de interpretación para el caso de arenas
arcillosas. En ciertos casos el modelo se basa en
la lutita presente en una geometría específica dentro
de una arena arcillosa; por ejemplo, la lutita puede
estar presente en forma de láminas delgadas entre las
capas de la arena limpia, o como granos o nódulos en
la estructura de la matriz de arena; o puede encontrarse
dispersa, a través del sistema poroso, en forma de
acumulaciones que se adhieren o recubren los gra-

nos de arena. Otros modelos de arenas arcillosas se
basan en ciertas características específicas de la lutita,
como su capacidad de intercambio de cationes o área
superficial. Sin importar su concepto básico, la mayoría
de los modelos de interpretación de arenas arcillosas
emplean una técnica promediada por peso con el
propósito de evaluar las contribuciones relativas de
las fases arenosa y arcillosa al proceso total de la arena,
véase la figura 41.
Debido a la mayor complejidad de la interpretación
en rocas arcillosas, no se incluye en esta obra.
Arena
limpia
Lutita
laminar
Método de doble agua
Se han propuesto un gran número
de modelos relativos a la
resistividad y saturaciones de fluidos.
Estos modelos están compuestos
por una parte de arena
limpia, descrito por la ecuación de
Archie, más un término de lutita.
Generalmente, todos los modelos
se reducen a la ecuación de saturación
de agua de Archie cuando
la fracción de lutita es cero.
Uno de estos modelos es el denominado
"Método de doble agua".
Este modelo propone que una formación
arcillosa se comporta como
una formación limpia con la misma
porosidad, tortuosidad y contenido
de fluido, excepto que el agua parece
ser más conductiva que lo esperado
de su salinidad volumétrica. El
exceso de salinidad es debido a
Lutita
estructural
Φ Φ Φ Φ
Lam
Registros Geofísicos
cationes adicionales ligados levemente en una capa difusa
que rodea las partículas de arcilla para compensar la
deficiencia de cargas eléctricas en el cristal de arcilla. Este
modelo no toma en cuenta la exclusión de sal de parte
del volumen de poros cercanos a la superficie arcillosa.
La distribución de iones cerca de la superficie es como se
muestra en la figura 42.
En otras palabras, la capa de agua ligada a la superficie
de arcilla contiene más iones positivos (Na+) que
iones negativos (Cl-). Este hecho es necesario para
balancear la distribución de carga interna negativa de
las partículas de arcilla. El espesor de la capa
difusa de iones positivos (Na+), Xd, se relaciona
con la salinidad de la formación, siendo
más pequeña para aguas más salinas. De
aquí que la conducción del flujo de corriente
a través de esta agua ligada es principalmente
por transporte de iones positivos.
Lutita
dispersa
Cuarzo Cuarzo Cuarzo Cuarzo
Figura 41
Estr
Concentración
iónica local
Figura 42
Dis
En realidad, los iones positivos (Na+), son
mantenidos a alguna distancia de la superficie
de arcilla por el agua de hidratación alrededor
de cada catión y el agua absorbida
por la superficie de arcilla.
Como consecuencia, el espesor de la capa
difusa no puede ser menor que Xd. Sin
embargo, Xd = Xh cuando el agua connata es suficientemente
salina. En otras palabras, cuando el agua
Cl- Cl- Xd
Na + Na +
Distancia desde la superficie de arcilla
x
61

Registros Geofísicos
de formación tiene poca salinidad, la resistividad del
agua ligada es relativamente constante.
Para arcillas con sodio, las distancia Xh es cerca de 6
angstroms y los iones Na+ se apilan en el plano de
Helmholtz, siempre que la resistividad de la salmuera
en los poros sea menor de 0.0425 ohm a 24 °C.
Esta lámina delgada de agua libre de sal (el agua de
arcilla) es importante porque las arcillas tienen un
área superficial muy grande, tanto como 91071 ha/
m 3 comparada con de 1.5 a 3.0 ha/m 3 para una arena
típica, y el volumen de agua de arcilla está lejos de
ser despreciable en comparación con el volumen
total de poros.
Algunas definiciones o conceptos utilizados en este
método son:
Agua ligada: Es el agua adherida a las lutitas como
se describió. Además del agua ligada, las lutitas pueden
contener agua atrapada dentro de su estructura
y no expulsada por la compactación de la roca. Esta
agua no tiene la misma distribución de iones que el
agua ligada y tendrá una diferente conductividad.
En el caso de que la resistividad del agua ligada definida
aquí como RWB se derive de una zona cien
por ciento arcillosa, el valor de RWB se afectará por
esta agua atrapada. Por consiguiente, cuando RWB
se usa como la resistividad del agua ligada de la ar-
62
Cristal de
arcilla
Figura 43
X H
Agua absorbida
Ión de
sodio
Agua de
hidratación
Plano externo de
Helmholtz
O
Agua
H
H
cilla contenida en yacimientos cercanos podría ser
incorrecta. En la práctica, se encuentra que esto no
es problema y generalmente la RWB derivada de las
lutitas puede ser usada en capas adyacentes.
Agua libre: Es toda el agua que no está ligada. Se
debe notar que el agua libre, aunque normalmente
está asociada con el espacio poral, no es necesariamente
producible. Contiene la porción de
agua que es irreducible.
Molécula de
agua
Porosidad total FT: Es la fracción de un
volumen unitario de formación ocupado
por los fluidos, esto es, por agua ligada,
agua libre e hidrocarburos.
Porosidad efectiva Fe: Es la fracción de
un volumen unitario de formación ocupado
por agua libre e hidrocarburos. Se puede
derivar de la porosidad total restando
el agua ligada por unidad de volumen de
formación.
Saturación de agua total SWT: Se define
como la fracción de la porosidad total ocupada
por agua libre y ligada.
Saturación de agua ligada SWB: Se define
como la fracción de la porosidad total
ocupada por agua ligada.
Saturación de agua libre SWF: Se define como la fracción
de la porosidad total ocupada por agua libre.
Saturación de agua efectiva SWE: Se define como
la fracción de la porosidad efectiva ocupada por
agua libre.
Fórmulas aplicables al modelo de doble agua
El objetivo principal del método de doble agua es
reconstruir la resistividad de formación mojada, RO.
Consideremos una formación mojada arcillosa en
donde:
C O = Conductividad mojada verdadera
C WB = Conductividad del agua ligada (lutita)
C WF = Conductividad del agua libre (agua connata)
F F = Volumen de agua libre
F B = Volumen de agua ligada
F T = Porosidad total

Dado lo anterior, entonces F = F + F y por lo
T F B
tanto:
ya que FB representa el volumen de agua ligada la
cual representa entonces la proporción de arcilla fuera
del volumen total. Por lo tanto, SWB es en efecto el
volumen de lutita en la formación bajo investigación.
Por definición:
De la relación de Archie:
F T = F WF + F WB + FH
2 2 F = 1 / F y F = Ro / Rw, Rw = FT Ro
T
Lo cual nos da:
2 Co = F Cw T
En donde:
Cw es la conductividad de la mezcla de agua ligada
y libre.
Considerando volúmenes, tenemos:
φ &
Por lo tanto:
o en resistividad:
6
6
φ
=
φ
De manera gráfica, los resultados se verían como sigue:
φ + φ
=
φ
φ & = φ & + φ &
φ &
& = + = 6 & + ( 1−
6 )
φ φ
2
&
[ 6 & + ( 1−
6 & ]
& = φ
)
5
0
0
= φ
2
[ 6 5 + ( 1−
6 ) 5 ]
5
S Ó LIDOS FLUIDOS
Matriz Sedim ento A rcilla seca Agua ligada Agua libre Hidrocarburos
M a triz L u tita P o ro sid a d efectiv a
5
Porosidad total
Saturación de agua y porosidad efectiva:
Registros Geofísicos
Procedimiento para usar el modelo de doble agua
Con el fin de evaluar una formación arcillosa usando
el modelo de doble agua, se deben determinar
cuatro parámetros:
1. R WF : Del SP (potencial natural), técnica Rwa, catálogos
de resistividad de agua, o valor conocido.
2. R WB : Calculado generalmente de la lutita circundante
a la zona usando la técnica de R WA .
y
5
6
= 0
5
φ = ϕ ( 1−
6 )
Y = φ 6
3. F T : Porosidad total del promedio de F N y F D
después de corregir por efecto de gas, si es necesario.
4. S WB : Relacionada a V SH , y para nuestro propósito
puede ser igualada a V SH , entonces S WB = V SH ..
Hasta este punto, hemos calculado R W y V SH para
nuestro ejemplo, y hemos determinado una porosidad
corregida por gas F T . Todo lo que se requiere
ahora es calcular R WB . Esto se puede hacer utilizando
los mismos valores de F NSH y F DSH determinados
previamente, junto con el valor de RSH en el mismo
punto(s) sobre el registro.
Utilizando todos estos datos se puede determinar
un valor de resistividad mojada R 0 de :
5 = φ ∗ 5
φ
φ =
1
) =
φ
2
5
0
2
2
+ φ
=
φ
1 2
∗
1−
9
5
1
9
+
5
63

Registros Geofísicos
Usando:
Donde RT = RILD corregida por efectos ambientales
si se requiere.
Para llegar a la saturación de agua efectiva un paso
más se requiere:
64
6
6
donde V SH = S WB
Ejemplo de cálculo de Sw usando el modelo de doble
agua.
En la arena arcillosa de las figuras, calcular SWE
usando el método de doble agua. Considerar los
datos siguientes:
Resistividad del lodo: 2.86 ohms a 19 °C
Resistividad del filtrado 2.435 ohms a 24 °C
Temperatura de fondo: 24 °C
a) Determinación de Rw:
Rmfe = 1.1 ohm-m a 24 °C (del gráfico SP-2, figura
37).
SSP = -67 mV ( de la figura 44 a 408.5 m.)
K = 65 + 0.24 T = 65 + 0.24 * 24 = 70.76
1.
1
0.
1243
67 = =
5
5
10
ohm.m a 24 °C
R w = 0.12 ohm-m a 24 °C (del gráfico SP-2)
b) Determinación de R WB :
2 5
=
5
6 − 6
=
1−
6
= −
− −
10
70.
76
F NSH = 50 % , F DSH = 20 % (valores promedios
tomados en lutita 380 - 400 m.)
φ
=
0.
5
+ 0.
2
=
2
0
5 = φ ∗ 5
0.
35
2
>> F TSH = 35 %
R TSH = 2 ohm.m (del registro, 380 - 400 mts.)
5
c) Determinación de F T :
FN = 20 % , FD = 39 % (promedio 407 - 409
mts.)
2 2
φ + φ
φ =
= 0.
3099
2
FT = 31 %
d) Determinación de V SH : (de 407 - 409 mts.)
= 0.0121 = 1.2 %
F E = F T . V SH F TSH = 0.31 - 0.012 (0.35) = 0.3058
FE = 31 %
En el intervalo 407 -409 m. se observa efecto de gas
(FD > FN), por lo que se debe aplicar una corrección
por hidrocarburos. Para simplificar, supondremos
que la porosidad corregida por efecto de hidrocarburos
es:
F T = 29 %
2
= 0.
35 ∗ 2 = 0.
245 ohm-m a 24 °C
*5 − *5
; =
*5 − *5
e) Determinación de S WB :
S WB = V SH = 0.012 (intervalo 407 - 409 mts.)
f) Obtención de R 0 :
9 = 1 . 7 − 3.
38−
( ; + 0.
7
5
0
=
φ
1
2
0.
29
1 2
∗
1−
9
5
40 − 37
= =
110 − 37
2
)
1
9
+
5
0.
04109
=
1
∗
= 1.
43
1−
0.
012 0.
012
+
0.
12 0.
245
= ohm-m

g) Determinación de S WE :
5
6 = 0
5
= 1.
43 = 0.4519
7
(RT = RILD = 7 ohm-m a 408 mts.)
S WE = 45.2 %
Registros
Figura 44
Figura 45
Evaluación de la cementación
Técnica de la cementación
Registros Geofísicos
La cementación exitosa de las tuberías de revestimiento
y tuberías cortas es una operación difícil que
requiere de una planeación apropiada del trabajo en
función de las condiciones del pozo y de un conocimiento
de los mecanismos de presión involucrados
durante la colocación de la lechada de cemento. Las
causas de malos trabajos de cementación pueden
ser clasificadas en dos grandes categorías:
1. Problemas de flujo de origen mecánico.
• Tuberías mal centralizadas en pozos desviados
• Agujeros derrumbados
• Preflujo ineficiente
• Régimen de flujo incorrecto
65

Registros Geofísicos
Estas condiciones se caracterizan por una remoción
incompleta del lodo en el espacio anular del cemento.
2. Degradación de la lechada de cemento durante la
etapa de curado.
Experimentos de laboratorio confirmados por pruebas
de campo han demostrado que la presión diferencial
entre la presión de poro del cemento y la presión
de formación es la causa de muchas fallas en
las cementaciones.
Medidas de laboratorio han mostrado que un cemento
bien curado tiene una permeabilidad del orden
de 0.001 md, con un tamaño de poro debajo de 2m
y una porosidad de alrededor de 35% . Sin embargo,
cuando se permite que el gas migre dentro de la
lechada antes de completarse el curado, la estructura
de poros es parcialmente destruida y el gas genera
una red de poros tubulares los cuales pueden alcanzar
hasta 0.1 mm de diámetro y crear permeabilidades
tan altas como 1 a 5 md. Este cemento "gaseoso",
a pesar de que soporta el casing, no es capaz
de proporcionar un sello apropiado para el gas
de la formación. Se tienen disponibles ahora ciertos
aditivos que previenen este mecanismo y aseguran
un aislamiento apropiado de la zona en intervalos
que contienen gas.
Ya sea que la causa de la mala cementación sea de
origen mecánico o de presión, el resultado afectará el
aislamiento hidráulico entre las formaciones, la cual
es la función principal de una cementación primaria.
Un programa de evaluación de la cementación deberá
ser capaz de determinar no sólo la calidad de
la operación de cementación o la necesidad de trabajos
de reparación, sino analizar también las causas
de fallas con el fin de mejorar el programa de
cementación de futuros pozos en el mismo campo.
Registro CBL - VDL
El registro sónico de cemento (CBL), combinado después
con las formas de onda de densidad variable
(VDL), ha sido por muchos años la forma principal
de evaluar la calidad del cemento.
Principio de operación
Entre otros factores que afectan las propiedades acústicas
de una tubería de revestimiento cementada se
66
tiene la adherencia entre la tubería y el cemento. La
onda que viaja a lo largo de la tubería es atenuada
cuando la energía se pierde en el medio que rodea la
tubería, es decir, cuando la adherencia es buena.
El registro CBL, es una grabación de la amplitud del
primer arribo de energía en un receptor a 3 pies de
distancia del transmisor.
El registro de densidad variable (VDL) es opcional y
complementa la información proporcionada por el
CBL. Es un despliegue de onda completa de la señal
en el receptor a 5 pies.
Figura 46 Medida CBL - VDL.
Los factores que influyen en la amplitud de la señal
son:
• Calibración
• Presión y temperatura
• Envejecimiento de transductores
• Atenuación en el lodo
• El diámetro y espesor de la tubería de revestimiento
(TR)
La energía recibida a una cierta distancia de la fuente
por un receptor centrado en la tubería decrece al
incrementarse el diámetro de la tubería.
Cuando se tiene una buena cementación, el nivel de
la señal es pequeña. La disminución en la amplitud
de E1 parece un alargamiento del tiempo de tránsito,
ya que el nivel de detección es constante.

Casing
Inch
18
16
14
12
10
8
6
4
20 30 40 50 60 70 80 90
Amplitude
Figura 47 Amplitud de la señal recibida en función
del diámetro de TR.
Figura 48 Tiempo de tránsito en zonas con buena
cementación.
El registro VDL
Registros Geofísicos
El principio del registro de densidad variable se explica
en la figura 49: el tren de onda completo es
mostrado en la película como franjas claras y oscuras,
el contraste depende de la amplitud de los picos
positivos.
Las diferentes partes de un tren de ondas pueden
identificarse en el registro VDL : Los arribos de la
tubería se muestran como franjas regulares y los arribos
de formación son más sinuosos, etcétera.
Figura 49 Principio del registro de densidad variable.
Buena adherencia tubería - cemento
{
Tubería sin cementar
{
Interpretación del registro CBL-VDL
E pequeño
1
Salto de ciclo en TT
VDL sin contraste
E grande, amplitud CBL alta
1
TT constante
VDL franjas bien contrastadas
Coples: Patrones chevrón
Entre otras cosas, la medida de la amplitud del CBL
es función, de la atenuación debida al acoplamiento
acústico del cemento a la tubería. La atenuación de-
67

Registros Geofísicos
pende de la resistencia compresiva del cemento, el
diámetro de la TR, el espesor del tubo y el porcentaje
de adherencia de la circunferencia. (Ver Figura 51
Respuesta del CBL en canales.)
Interpretación cualitativa
La figura 52 muestran tres registros de CBL tomados
en el mismo pozo en diferentes tiempos.
La figura 52a muestra el registro obtenido cuatro
días después de la cementación inicial de la tubería
de 7" en un agujero de 8-1/2", con cemento
clase G.
68
Figura 50
Figura 51
El CBL-VDL de la figura 52b se corrió después de un
trabajo de cementación forzada y la figura 52c, muestra
el registro obtenido presurizando la tubería.
Este ejemplo ilustra claramente las diferentes condiciones
que mide el CBL.
Tubería mal cementada
La mayoría de la energía acústica viaja a través de la
tubería al receptor, con muy poco acoplamiento a la
formación.
CBL : DT de la tubería, la amplitud (E1) alta

(a) Después de la
cementación
Figura 52 a,b, y c Respuesta del CBL.
(b) Después de la c. forzada © Con el casing presurizado
Registros Geofísicos
69

Registros Geofísicos
VDL : Sólo hay señales de la tubería, mostrándose
como franjas regulares y bien contrastadas
Nótese que los coples de la tubería introducen alteraciones
en la trayectoria de la onda de sonido. Estas
aparecen en el CBL (incremento en DT, disminución
de la amplitud) y en el VDL ("patrones Chevrón").
La sección A de la figura 52a y 52c, muestran la respuesta
del CBL-VDL a la tubería libre.
(a) Después de la cementación(b) Después de la c.
forzada © Con la tubería presurizada
Buena adherencia de la tubería y buen acoplamiento
acústico a la formación
La energía acústica es transmitida a la formación.
Esto resulta en señales débiles de la tubería de revestimiento
aunado a señales fuertes de formación,
dependiendo de las características de la formación.
CBL : Amplitud (E1) baja; cuando la amplitud es muy
baja, el tiempo de tránsito puede sufrir alargamiento
o un salto de ciclo
VDL : Señales de la tubería débiles; arribos de señal
fuerte de la formación si la atenuación en la formación
no es demasiado alta.
La sección (b) de las figuras. 52b y 52c de 7,800 a
7860 pies es un ejemplo de buena adherencia, con
alargamiento y saltos de ciclos.
Comentario: Una formación muy rápida puede ocasionar
que la señal de formación llegue primero que
la señal de la tubería al receptor. Entonces el DT disminuye
y la amplitud aumenta.
Buena adherencia de la tubería pero mal acoplamiento
acústico a la formación. El cemento atenúa la
energía acústica, pero la energía transmitida hacia
y recibida desde la formación es muy baja.
70
CBL : Baja amplitud (E1)
VDL : Sin arribos de formación
Canalización y microánulo
Microánulo : Se forma un pequeño espacio vacío
entre la tubería y el cemento en una tubería bien
cementada.
Canalización : Hay cemento, pero no rodea completamente
a la tubería
En el caso del microánulo, probablemente existe un
sello hidráulico, pero para la canalización posiblemente
no. Sin embargo, se tiene formas de onda y
resultados del registro en ambos casos:
CBL : Amplitud (E1) moderada, DT constante
VDL : Arribos moderados de la tubería y de formación
La sección C de la figura 52b (de 8,000 a 8100 pies)
indican canalización o microánulo.
Si se tiene microánulo, presurizando la tubería mejora
la adherencia; la comparación entre la sección
B y C, figuras 52b y 52c comprueba que se tiene un
microánulo entre 7,815, 8,050 y 8,100 pies.
Interpretación cuantitativa
La amplitud E1 depende del porcentaje de la circunferencia
de la tubería que está cementado (figura 14).
Además, cuando la circunferencia de la tubería está
completamente cubierta por lo menos con ¾" de
cemento, hay una relación entre la amplitud E1 y la
resistencia compresiva del cemento.
Estas relaciones se usaron para construir el
nomograma de la figura 53, el cual se obtiene de
la amplitud del CBL en mV y del porcentaje de la
circunferencia de tubería adherido por el cemento.
A esto se le conoce como "índice de adherencia".
La determinación de la amplitud E 1 en tubería libre y
tubería cementada es válida para una herramienta
calibrada en agua dulce.
El índice de adherencia nos da una indicación de la
calidad de la cementación. Este índice se define:
En donde:
$]L(
GE / SLH)
%, =
$]F(
GE / SLH)
BI = Índice de adherencia
Azi = Atenuación en la zona de interés
Azc = Atenuación en la zona bien cementada

Figura 53 Nomograma para interpretación del CBL.
La atenuación se puede determinar con el nomograma
de la figura 16. Este índice de adherencia es, en
la práctica, igual a la proporción de circunferencia
de tubería, que está adherida.
Registros Geofísicos
Un índice de adherencia de 1 indica
una completa adherencia.
Una adherencia incompleta se
indica por un BI menor de 1.
El valor mínimo necesario de
indice de adherencia, BI, necesario
para obtener un buen sello
hidráulico varía dependiendo
de las condiciones locales. En la
práctica, un BI = 0.8 ha dado
buenos resultados. Sin embargo,
el BI por si solo, no es suficiente
para garantizar un buen
aislamiento de la zona. Se deberá
considerar también la longitud
del intervalo cementado. La
experiencia de campo indica
que el mínimo intervalo adherido
necesario para un buen aislamiento
depende del tamaño
de la tubería de revestimiento.
La figura 54 se obtuvo de observaciones
y pruebas de aislamiento
en pozos y muestra,
el intervalo con un BI de 0.8 requerido
para asegurar un buen
sello, en función del diámetro
de la tubería.
Como referencia, siempre se
deberá tomar un tramo de registro
en tubería 100% libre. Esto
nos permite verificar la respuesta
o sensitividad de los transductores,
así como posibles
efectos del fluido.
La respuesta (amplitud CBL) en
tubería libre, considerando agua
dulce, depende del diámetro de
la TR (ver figura 55).
Resumen de interpretación del CBL-VDL
Ejemplos:
71

Registros Geofísicos
72
E Amplitude (mv)
1
100
90
80
70
60
50
30
20
2
Intervalo Mínimo Requerido
15
10
5
0
Bond Index = 0.8
5 51/2 6 7 8 9 93/8 10
Casing Size
Figura 54 Intervalo requerido para un buen. sello.
SFT 119 in FLUID (SFT 155)
4 6 8 10 10 14 16 18 20
Casing ID (inches)
TCSG
Figura 55 Amplitud del CBL en tubería libre.
9 5/8 CSG

Figura 56 Respuesta del CBL-VDL en diferentes condiciones.
Registros Geofísicos
73

Registros Geofísicos
Efecto de microanillo. Registro con y sin presión
74
Figura 57

Registro afectado por formación rápida
Figura 58
Registros Geofísicos
75

Registros Geofísicos
76
Figura 59 Cartas de interpretación.