AUTOR: ING. ORLANDO GÓMEZ RIVERO Ingeniero Petrolero Fecha: No existente

1. IMPORTANCIA DE LA DETERMINACION DE PROPIEDADES PETROFISICAS EN POZOS
Orlando Gómez Rivero.

2. CONTENIDO
Página.
1.- RESUMEN. 1
II.- INTRODUCCION. 2
III. - LOS REGISTROS DE POZOS.
IV.- DETERMINACION INDIRECTA DE ZONAS POROSAS 6
Y PERMEABLES.
- Teoría del Método.
- Reglas Generales del Método de Inter- 11
pretaci ón
- Gráficas de Telaraí9a 11
- Gráficas de Abanico 13
- Limitaciones del Método 14
V. - EJE1PLO. 14
VI.- CONCLUSIONES. 16
REFERENCIAS. 19

3. ItIPORTANCIA DE LA DETERMINACION DE PROPIEDADES PETROFISICAS EN POZOS
Orlando Gómez Rivero
********************
1.- R E S U M E N
Existen varias actividades relacionadas con la búsqueda, desa-
rrollo y explotación de fuentes primarias de energía que requieren -
de la perforación de pozos. Por otra parte, hay regiones en donde -
el abastecimiento de agua, sea para riego, industria o uso doméstico
como agua potable, proviene principalmente de pozos.
En dondequiera que la evaluación de uno de estos recursos invo
lucre conocer capacidades de almacenamiento y características de flu
jo de fluidos en medios porosos, es precisa la determinación de las
propiedades petrofsicas básicas de las rocas, de importancia econó-
mica, particularríente la porosidad y la permeabilidao. Ambas carac-
tersticas normalmente se pueden determinar con bastante precisión -
en los laboratorios petrosicos; pero, como es bien sabido, estos -
mét000s implican la obtención de muestras de roca del subsuelo, lo -
cual puede resultar muy costoso, que requiera demasiado tiempo, o a
veces muy difícil, cuando no imposible, la obtención de la informa -
ción; además las rocas del subsuelo una vez en la superficie pueden
cambiar notablemente sus características originales. Los métodos -
indirectos, va registros de pozos, para obtener propiedades petrof
sicas de las rocas han venido a contribuir, en mucho, a resolver es-
te problema técnico-económico.
De las dos propiedades petrosicas, porosidad y permeabilidad,
mencionadas antes, la primera de ellas se ha podido determinar in-
oirectamente con bastante precisión a través de los métodos indirec-
tos de registros de pozos. La segunda, sin embargo, la permeabilidad,
continúa permaneciendo evasiva hasta la fecha, y es frecuente que so
lo se pueda hablar de la determinación de cifras aproximadas; a veces
únicamente órdenes de valores de permeabilidad.
- 1 -

4. Existen ciertas relaciones matem.ticas empricas porosidad -
permeabilidad que permiten la determinación de permeabilidades en -
rocas de tipo granular. Pero un elemento adicional ha venido a con
plicar todavía m5s este problema; si la roca esta fracturada, tales
relaciones porosidad-permeabilidad dejan de tener validez; por otra
parte, las fracturas, como elemento importante, tienden a ocurrir -
con mayor frecuencia en rocas de baja porosidad; es decir, en el -
rango en que las herramientas de registros de pozos tienen tambión-
menor precisión en la determinación de la porosidad en forma indi-
recta. La frecuencia con que estos casos han ocurrido en la prácti
ca conuujeron al desarrollo de nuevos métodos indirectos para la -
determinación de estas propiedades petroflsicas; en este trabajo se
expone una nueva técnica de interpretación de registros de pozos pa
ra este fn cuyo uso ha demostrado su eficiencia en un gran número
de casos. Aún cuando el método se ha aplicado únicamente a yacimien
tos petroleros, no existe razón por la cual no se pueda utilizar -
en otras áreas científicas tales como por ejemplo la geohidrología-
y la geotermia. El método esta ilustrado con ejemplos reales. So-
lo requiere del uso de registros convencionales, lo cual le da ven-
taja sobre otros métodos.
II.- INTRODUCCION
* ****************
La perforación de pozos es una actividad común a diversas fun
ciones relacionadas con el aprovechamiento de recursos naturales, -
el ms representativo de los cuales, a nivel mundial es el petróleo
uebido a su car.cter de energético por excelencia. Otros recursos
importantes, en la rama de energía, que también requieren de la per
foración de pozos son la geotermia, el carbón mineral y los minera-
les radioactivos. Los pozos de agua representan igualmente un ren
glón importante en la perforación de pozos. Las actividades de per
foración relativas a cualquiera de estos recursos tienen, a su vez,
corno denominador común el muestreo de las formaciones atravesadas -
por el pozo, muestreo que tiene como finalidad obtener información
geológica, mineralógica y petrofísica, entre otras, para la evalua-
ción del recurso objeto de la perforación. Una parte importante de
-2-

5. este muestreo se puede realizar en forma directa o indirecta.
El muestreo directo de las formaciones ha sido generalmente -
el método más eficaz para obtener la información básica arriba rien-
cionada, mediante la inspección y análisis de los recortes de porfo
ración y del fluido de perforación mismo, y también de las muestras
de roca especialmente obtenidas para tal propósito. Esta fué duran
te mucho tiempo prácticamente la única forma de obtener información
confiable de las propiedades de las rocas en el subsuelo, hasta el
advenimiento de los métodos indirectos 4, pero los citados métodos di
rectos, por su propio carácter, son muy costosos, sobre todo hoy en
da que es coniún perforar pozos cuyo objetivo se encuentra a profun
didaoes del orden de 5,000 metros, y espesores a veces de cientos -
de metros; no obstante, no puede prescindirse totalmente de esta -
práctica y su uso se continúa aún cuando con una mayor discreción -
que los mismos métodos indirectos han propiciado.
Por riétodos indirectos, se entienden aquellos que permiten la
obtención de información del subsuelo sin recurrir a la inspección
y análisis directo de muestras. Para el propósito de este trabajo,
tales métodos se pueden oividir en dos grandes grupos:
Aquellos que se aplican desde la superficie terrestre o desde
la atmósfera o bien desde el espacio exterior; y
Los que se aplican en pozos ya perforados.
Existe, sin embargo, cierta interacción entre ambos grupos; -
algunos parámetros que requiere la aplicación de los primeros, se -
pueden tomar ae la información aportada por los pozos existentes en
la región en estudio. Del mismo modo, la selección de los sitios -
para perforar los pozos para la exploración o desarrollo y explota-
ción de un recurso, tiene como base la información derivada de la -
aplicación de los métodos oel primer grauo. Ambos métodos se deno-
minan geoflsicos; los primeros, métodos geosicos de exploración y
los segundos generalmente métodos geoflsicos de pozo.
-3-

6. Los métodos geofsicos de exploración tienen como propósito -
más coman ayudar a definir la geologa del subsuelo con el fin de -
mejorar las probabilidades de éxito de alcanzar los objetivos de la
perforación de pozos, configuración de estructuras probablemente -
petrolferas, localización de áreas geotérmicas, configuración de -
vetas carbonferas, etc. Entre otros, se incluyen los métodos de -
reflexión sísmica, de refracción sísmica, gravimétricos, magnéticos,
eléctricos, geoqumicos y de imágenes por percepción remota va sa-
télites artificiales terrestres.
Los métodos geofsicos de pozo incluyen principalmente los re
gistros de pozo y tienen como objetivo principal la descripción de-
tallada de caractersticas petrofsicas de las formaciones atravesa
das por los pozos, tal como la que se menciona a continuación.
En materia de exploración y explotación petrolera es precisa
la determinación de parámetros de yacimiento, tales corno porosidad,
saturación de fluidos, permeabilidad, espesor de formación y conte-
nido de arcilla o lutita, como información básica para la evaluación
de los yacimientos. Los registros en pozos geotérmicos son una em-
presa relativamente nueva; sin embargo, se empieza ya a adaptar las
herramientas de registros ya existentes y a planear la fabricación-
de otras nuevas, especiales para el medio geotérmico; también se es
tán desarrollando técnicas propias de interpretación confiables; se
visualiza, sin embargo, la obtención de parámetros petrofísicos si-
milares a los de pozos petroleros, destacando porosidad y permeabi-
lidad 1*. Lo mismo se puede decir respecto a la exploración de ura
nio; los registros pueden proporcionar la mayor parte de la informa-
ción para entender y evaluar el depósito uel mineral , sobre todo en
áreas en donde los afloramientos no pueden relacionarse satisfacto-
riamente con la formación a profundidad 2; nuevamente, la porosidad
y la permeabilidad son aquí importantes para la exploración y para
la ingeniería de los procesos de producción de uranio in situ 2 • -
En muchos casos de aguas subterráneas en rocas ígneas y metamórficas
la mayor parte del caudal a los pozos es a través de fracturas -
* Referencias al final del texto.

7. puesto que los escasos poros existentes son muy pequeños y por lo -
general sin comunicación entre sí; los mismos registros utilizados-
en la industria petrolera pueden servir en la solución de estos -
problemas en pozos de agua.
III . - LOS REGISTROS DE POZOS
Un registro de pozo se define como la obtención gráfica graba
da en forma de curva sobre una película o papel, de medidas de pro-
piedades de formaciones en función de la profundidad 4. Hoy en día,
simultáneamente con estos registros, se pueden grabar en cinta mag-
nética los valores numéricos de tales propiedades. El inicio de la
práctica de registros de pozos lo marca el primer registro tomado -
el año de 1927 en Alsacia, Francia 4; fué un registro de resistivi-
dad. Cuatro años más tarde se tomó el primer registro de potencial
natural. Fueron estos dos los registros clásicos tomados durante -
muchos años en pozos y fué a partir de tales primeros registros que
se empezaron a derivar las primeras interpretaciones cuantitativas
de registros de pozos para obtener indirectamente información petro
física del subsuelo.
En la actualidad, los registros de pozos que se pueden obtener
son muy diversos; así, además de los cie resistividad y potencial na
tural mencionados arriba, se toman, por ejemplo, registros de radio
actividad natural e inducida de las formaciones, electromagnéticos-
de baja y alta frecuencia y acústicos. Queda fuera del propósito -
de este trabajo la discusión de los principios físicos en que se ba
sa cada uno de estos registros; existen varios textos consagrados -
al tema que pueden ser consultados 5,6,7,8,9,10 Es conveniente -
sin embargo, mencionar que, en términos generales y excepción hecha
de los registros de potencial natural y rayos gama naturales, casi
todos los demás tienen como principio común el envío de una señal -
de energía a la formación por medio de una sonda introducida con un
cable al pozo; esta misma señal o transformada en energía de otro
tipo, es captada por los receptores de la sonda después de cierta -
interacción con la formación y enviada a la superficie, en donde se
convierte a unidades prácticas de propiedades de las formaciones y
-5-

8. se registra. De este modo se puede, por ejemplo, obtener informa-
ción primaria de las formaciones acerca de su densidad, tiempo de -
tránsito de las ondas acústicas y resistividad.
Los métodos más avanzados de interpretación de registros de -
pozos orientados al uso de computaaoras permiten obtener mucha in-
formación importante de las formaciones. Así, por ejemplo, se pue-
de conocer la composición mineral de rocas no metálicas, tipoy con
tenido de fluidos en formaciones petrolíferas, identificación de ve
tas carboníferas y su calidad, identificación de mantos acuíferos y
calidad del agua subterránea, evaluación de yacimientos de uranio,-
como ya se mencionó anteriormente.
En dondequiera que la explotación de un recurso implique el -
flujo de fluidos en la formación siempre estará implícita la permea
bilidad. En la sección siguiente se va a exponer el método nuevo,-
que se ha venido citando, para identificar zonas permeables en rocas
del subsuelo en forma indirecta utilizando registros de pozos.
IV.- DETERMINACION INDIRECTA DE
ZONAS POROSAS Y PERMEABLES
Ya se ha mencionado antes la importancia que tienen las zonas
porosas y sobre todo permeables de las rocas en la explotación de -
recursos que involucran el flujo de fluidos. Aquí cabe agregar que
además de los métodos indirectos de registros de pozos existen otros
para este mismo fn que, sin embargo, implican pruebas en pozos una
vez terminados éstos y en yacimientos ya en explotación 1,11,12 -
Mediante los métodos de registro de pozos, se trata de cubrir una -
etapa anterior en la determinación de zonas permeables cuando el po
zo todavía no se adema. Particularmente, el método que aqui se -
presenta está orientado a resolver aquellos casos de roca de baja -
porosidad, baja permeabilidad primaria y fracturas o cavernas; no -
obstante, también se puede aplicar a los casos de petrofísica menos
complicada o normal.
1

9. Existen varios indicadores para detectar permeabilidad de ti-
po secundario, tal como la debida a fracturas y cavernas, que utili
zan diversos tipos de herramientas de registros de pozos 1; sin em-
bargo, por razones técnicas y económicas no es posible la aplicación
de muchos de ellos.
En rocas muy fracturadas o cavernosas resulta casi siempre -
difícil la obtención de muestras de roca del sistema poroso tal co-
mo se encuentra in situ; la roca se destruye por lo frágil al tratar
de cortarla con la barrena y sólo se recupera un porcentaje muy ba-
jo, lo cual, además, origina a veces serias dudas acerca de la pro-
fundidad exacta de la muestra. Casualmente, la fracción de roca re
cuperada, con frecuencia, está compuesta en su mayor parte de la ro
ca de baja porosidad, es decir, de la matriz de roca; ésto puede -
dar lugar a una falsa apreciación de las zonas porosas y permeables
que en realidad posee la roca.
Teoría del Método
Una de las propiedades de las rocas que responde a la porosi-
aad y a la permeabilidad es la resistividad o su recíproca la con-
ductividad. Existen relaciones empíricas obtenidas con base en da-
tos de laboratorio que relacionan la resistividad con la porosidad.
Archie 13, fué quien primero propuso una relación práctica de este
ti po.
F -
1
ømA
(1)
en donde, 0, es la porosidad, en fracción; mA, es el llamado expo-
nente de porosidad y E, el factor de resistividad de la formación -
que tiene por definición.
E =
R0 Resistividad de la roca con 100% de agua salada
R Resistividad del agua que satura la roca.
Se ha encontrado que el exponente rnj varia inversamente con la poro
sidad; es decir, por ejemplo, en rocas de tipo granular, como las -
-7-

10. arenas, es de alrededor de 1.5, mientras que en rocas de carbonato,
de menor porosidad, puede llegar hasta 2.5 6 3; hay, no obstante, -
una serie de factores que lo pueden modificar 14.
Trabajos posteriores de otros autores
15,16,17
dieron por
resultado relaciones similares a la (1), en donde el exponente de -
porosidad tiene otra ley de variación y son del tipo:
F=
a
(3)
m
Se ha encontrado también que el exponente mH de la expresión (3) -
puede variar, teóricamente, desde -cO +Q, de acuerdo con la
relación 17 :
Irs = A - B log a (4)
y se puede determinar por medio de la expresión:
m
= log
(5)
log 0
en donde:
log a = Alog Ø + log E
1 + B log $ (6)
A y B, son dos constantes cuyos valores, determinados a través de -
una amplia estadística, han resultado ser los siguientes 1 :
Tipo de Roca A B
Arenas 1.79 1.29
Carbonatos 1.99 0.87
Estudios posteriores han confirmado estas expresiones, demos-
trando ademas que Ay B se pueden determinar mediante las relacio-
nes 19:

11. A
- log F
(7)
log 0
y:
B
= T 0
(8)
La figura 1 es una representación gráfica de las relaciones -
(1) a la (5). Se puede observar la notoria diferencia en la ley de
variación de los exponentes mA y mH; de paso, también se puede ver
que conociendo los parámetros E y 0 se puede determinar el exponen
te m de cualquiera de las Óos relaciones, 1 y 3. Las figuras 2 y 3
son soluciones particulares de las ecuaciones (4) y (6); en ellas -
se puede observar con mas claridad las regiones positivas y negati-
vas del exponente mH; por su aspecto, el usuario ha denominado a es
tas gráficas: "de telaraÍa".
En los albores de la interpretación cuantitativa de registros
de pozos las ecuaciones (1) a la (3) se utilizaban para determinar-
la porosidad. Actualmente, salvo casos muy excepcionales de ausen-
cia de mayor información, la porosidad se puede conocer en forma ca
si directa a través de otros registros, quedando como incógnita el
factor de resistividad F, o bien el exponente de porosidad m de -
cualquiera de las dos ecuaciones, (1) 6 (3). Es precisamente la de
terminación de estos parámetros 0, E y r!1H, lo que constituye la par
te medular del método para detectar zonas permeables que aqui se -
presenta.
La figura 4 sirve para ilustrar el principio físico del méto-
do; es la representación esquemática de tres sistema porosos básicos
de una roca típica de carbonato. La parte (a) representa una roca
con solamente porosidad primaria y ademas baja, saturada únicamente
con agua salada; la experiencia indica que la permeabilidad corres-
pondiente debe ser igualmente baja y el valor de E, alto. La parte
(b) representa esta misma roca pero ahora además con fracturas efec
tivas; la porosidad total, sin embargo, continúa siendo baja, las -
fracturas no contribuyen mucho a su aumento; cuando se mide la re-
sistividad de rocas como esta, gran parte del flujo de la corriente

12. es a través de las fracturas, la permeabilidad aumenta y el valor -
de E disminuye conforme aumenta el grado de fracturamiento. Finalmen
te, la parte (c) representa el caso de la roca con porosidad baja de
matriz y porosidad secundaria en la forma de pequeñas cavernas inter
conectadas y canales de disolución; la porosidad total ahora si se -
ve aumentada sin que necesariamente llegue a ser alta sino más bien
moderada; la permeabilidad también aumenta y el valor de F disminuye
a medida que aumenta la porosidad secundaria efectiva.
Ya se mencionó antes que el exponente mA de la ecuación (1) -
varia de acuerdo con la porosidad. Sin embargo, cuando en las ro-
cas predomina la porosidad y permeabilidad de tipo secundario debi-
do a la presencia de fracturas y cavernas, mA varia en forma muy di
ferente; se ha encontrado que en este tipo de rocas el exponente -
es muy bajo, del orden de 1.1, dependiendo del grado de fractu-
ramiento de la roca 20,21
Otras investigaciones sobre el tema del comportamiento del ex
ponente m en rocas fracturadas, conducidas independientemente de -
otros autores y por vías diferentes han llevado a conclusión similar.
Utilizando la ecuación (3) se llegó a la conclusión de que en zonas
fracturadas el exponente mH es negativo o muy bajo
2,23
Los re-
sultados ae posteriores estudios de laboratorio confirmaron plena-
mente esta teora 4 . También se ha demostrado que hay convergencia
en la tendencia de los dos exponentes, mA y mH, en zonas fracturadas
demostrando además que tal hecho ocurre preferentemente en rocas de
baja porosidad
181
esta conclusión resulta lógica, ya que estas son
las rocas más susceptibles de fracturarse. Por otra parte, igual-
mente se encontró que en rocas cavernosas, como es hecho común que
suceda en muchos carbonatos, el exponente de porosidad mH es muy al
to, normalmente mayor de 2 siendo no obstante moderada la porosidad;
anteriormente, se habla venido considerando que exponentes altos, -
mayores de 2, perteneclan únicamente a rocas permeables de alta po-
ros idad.
Combinando las ecuaciones (1) (3) y (4), se llega a la siauien
-10-

13. te expresión ib:
m log 0 - A - mj-j
mA =
B
(9)
log 0
que establece la relación existente entre los exponentes de porosi-
dad de las ecuaciones (1) y (3). La figura 5 muestra gráficamente-
esta relación para rocas de carbonato; en ella se puede observar la
convergencia de valores bajos de mA y muy bajos y negativos de mH -
hacia valores de porosidad baja; ambas condiciones pertenecen a ro-
cas fracturadas. También se puede observar otra convergencia, de -
la misma importancia, de valores bajos a medios de mA y altos de mH
hacia porosidades moderauas, condiciones que pertenecen a rocas ca-
vernosas y con canales de disolución. La figura 6 es semejante a -
la 5, es especial para rocas de arena; una convergencia similar -
se puede observar de valores bajos de mA y muy bajos y negativos de
mH hacia porosidad baja, indicando las condiciones de roca fractura
da en este tipo de rocas. Del mismo modo que las figuras 2 y 3, el
usuario ha dado el nombre de gráficas "de abanico" a las figuras 5
y 6.
REGLAS GENERALES DEL NETODO DE INTERPRETACION
Gráficas de Telaraña.
El método para determinar zonas fracturadas y cavernosas, per
nieables, por medio de las gráficas de telaraña, consiste en la apli
cación de las ecuaciones (2) a la (6) y la (9). En cada nivel de -
profundidad seleccionado se determina E por medio de registros de -
resistividad y 0 por medio de los registros llamados "de porosidad"
25,26,27,28,29 Si las formaciones contienen hidrocarburos ambos -
parámetros deben corregirse por este efecto si fuera necesario 25,
30,31 El contenido de arcilla de la roca también afecta a los re-
gistros que miden estos parámetros; existen varios métodos para -
aplicar esta corrección 32,33• En otras palabras, estas correccio-
nes equivalen a que en cualquier situación las condiciones prevale-
cientes en la formación deben convertirse a las condiciones de una
roca sin lutita o arcilla con 100% de agua salada. Una vez determi
-11-

14. nado E, se calculan mH Y mA: luego, esta información se maneja co-
mo se indica a continuación.
En las gráficas de telaraí1a, E, 0 , mH como las de las figu-
ras 2 y 3, se colocan los puntos correspondientes a cada nivel ana-
lizado para el tipo de roca respectivo (carbonatos o arenas). Se -
puede observar que cada una de estas gráficas queda dividida en cua
orantes por dos lineas de valores extremos de m, la vertical cero-
cero, y la horizontal, - 00+ c ; estos cuadrantes se designan como
N, NE, SE y St, por similitud con los cuadrantes geogr5.ficos; tam-
bién se puede notar que estos ejes se cortan a valores de coordena-
das F, 0: 194 y 0.U71 para carbonatos y 24 y 0.17 para arenas.
En el caso de rocas de carbonatos, cuando los puntos E, Ø, si
tuados en la gráfica caen dentro del cuadrante NW las condiciones -
porosidad-permeabilidad pueden corresponder a uno de dos casos. -
Normalmente, exponentes menores de 2 inoican porosidad y permeabili
dad primarias predominantes. Cuando el valor de mH aumenta a más -
de 2 y el factor F disminuje notablemente sin un incremento aprecia
ble en 0, se considera que predominan las condiciones de porosidad-
permeabilidad correspondientes a zonas cavernosas de alta permea-
bilidad. Al cuadrante SE pertenecen las condiciones de menor perniea
bilidad tratándose de porosidad únicamente primaria; es decir, para
cada valor dado de ni a medida que 0 disminuye E aumenta y la permea
biliaad dismiriiuye. En estos dos cuadrantes los valores de niH siem
pre son positivos, variando teóricamente de cero a co.
Los puntos dato que caen en el cuadrante NE son propios de ro
cas que, a pesar de la alta porosidad total que puedan tener, su -
permeabilidad es baja; ésto se debe a que se trata de rocas cuyos -
poros y huecos en general están obstrudos o pobremente comunicados
entre s; el valor de F resulta alto. Al cuadrante SW pertenecen -
los datos F, 0, de rocas fracturadas, teniendo como características
baja porosidad, bajo valor de F y alta permeabilidad. En estos -
dos cuadrantes los valores de mFI son siempre negativos y, teóricamen
te, pueden variar de cero a -o
-12-

15. Los ejes cero-cero, -+cøno indican una delimitacion brusca
de un sistema de condiciones al pasar de un cuadrante a otro, sino
que este cambio es gradual y en las regiones cercanas a los ejes -
pueden presentarse ambas condiciones. De este modo, pueden identi-
ficarse, por ejemplo, sistemas de rocas de baja porosidad y fractu-
radas y con cavernas en los lrnites entre los cuadrantes NW y SW,-
como del mismo modo se pueden distinguir rocas de baja porosidad con
algo de fracturas en regiones vecinas a los Umites entre los cua-
drantes SW y SE.
Grficas de Abanico.
Otra forma de visualizar el tipo del sistema porosidad-permea
bilidad es a través de las grificas de abanico mH , mA, Ø, de las fi -
guras 5 y 6; de modo similar a las gráficas de telaraña de las figu
ras 2 y 3, están divididas en cuadrantes por los ejes 0 = 100%, -
= 7.1%, para rocas de carbonato y Ø t 100%, Ø = 17% para rocas de
arena. Se pueden distinguir las mismas áreas petrosicas de las fi
guras 2 y 3. El cuadrante SW pertenece a las condiciones de roca -
fracturada; tal como se mencionó antes en el texto, en esta área -
coinciden las dos teorias, de bajos valores de rnA y valores muy ba-
jos o negativos de m; es equivalente al cuadrante SW de las figuras
2 y 3.
Para rocas de carbonato, los puntos que caen en el cuadrante-
SE pertenecen a rocas cavernosas de alta permeabilidad; los exponen
tes mA son del mismo orden que para rocas fracturadas pero el expo-
nente mH es alto y positivo; para arenas los puntos en este cuadran
te las identifican como limpias y de alta permeabilidad; este cua-
drante equivale al NW de las figuras 2 y 3.
Al cuadrante NE pertenecen las rocas de porosidad primaria, -
de moderada a baja, para ambos tipos de litologia. Para una misma
porosidad dada, la permeabilidad disminuye a medida que aumenta el
valor de mH 6 m A ; es equivalente al cuadrante SE de las figuras 2 y
3.
-13-

16. El cuadrante NW es característico de rocas con porosidad de -
moderada a alta; la permeabilidad disminuye a medida que los puntos
se alejan del origen a pesar de la porosidad alta que pueda tener -
la roca; los valores de mjj pasan de muy bajos positivos a negativos
y los de mA aumentan a rriás de 2. Es el caso, por ejemplo, de rocas
de carbonato muy porosas y cavernosas, pero con escasa comunicación
entre poros. La región de este cuadrante cuyos valores de niEl resul
tan negativos equivale al cuadrante NE de las figuras 2 y 3.
El cuadro sinóptico que se anexa resume la interpretación bá-
sica que puede darse a los valores de E, Ø, mH y mA computados, se-
gún su ubicación al colocarlos en las gráficas de te1araa y de aba
nico, de las figuras 2, 3, 5 y 6.
En la práctica, el uso de computadoras y graficadores permite
el manejo de gran cantidad de información, dando a este método un -
mayor poder de resolución.
Limitaciones del Método.
Uno de los factores que puede introducir imprecisiones que -
afecten el método es el contenido de arcilla o lutita en la forma-
ción; en la medida en que esta corrección pueda aplicarse con mayor
exactitud los resultados serán más confiables.
V. - EJEMPLO
La figura 7 es un ejemplo de aplicación del método a un pozo
petrolero. La pista extrema izquierda contiene las curvas de los -
registros de potencial natural, rayos gama naturales y de diámetro
de agujero, para referencia de la litologia general de las formacio
nes y geonetra del pozo. Se trata de una roca de carbonato. Las
demás pistas contienen valores computados con base en registros de
resistividad, neutrones, densidad de formación (gama - gama) y -
acústico de porosidad. El intervalo de interés económico se locali
za de 3720 - 3800 m. La segunda pista (S) corresponde a los valo-
-14-

17. res computados de saturación de agua congénita de la formación. La
tercera pista indica los valores computados de contenido de arcilla
6 lutita y la porosidad. En la cuarta pista (E) aparecen los valo-
res computados del factor de resistividad. Finalmente, las pistas-
quinta y sexta están destinadas a los valores computados de los ex-
ponentes de porosidad mj Y m.
La saturación de agua computada indica que se trata de una ro
ca susceptible de producir hidrocarburos libres de agua. Las poro-
sidaaes son de bajas a moderadas y la formación está prácticamente-
libre de arcilla en este tramo. El factor de resistividad, para es
tas porosidades, resulta bajo. Los valores de nlH positivos, hacia
la izquierda, marcados con tinta negra, indican zonas cavernosas -
mientras que los negativos, hacia la derecha, indican zonas fractu-
radas. Se puede comprobar que los valores de mA permanecen anormal
mente bajos para estas porosidades, congruentes con la variación de
m.
La gráfica de telaraña de la figura 8 confirma que se trata -
de una roca principalmente con zonas cavernosas y algunas zonas frac
turadas; los puntos caen prácticamente en su totalidad en los cua-
drantes NW, en la región propia de rocas cavernosas, y SW de rocas
fracturadas. Obsérvense principalmente los valores altos positivos
de m, mayores de 2 y valores bajos de E.
Finalmente, la gráfica de abanico de la figura 9 también con-
firma lo anterior. La mayora de los puntos caen en el cuadrante -
SE en la región correspondiente a rocas cavernosas y SW de rocas -
fracturadas. También se pueden observar los altos valores de m.
La conclusión de la interpretación de los resultados es que se
trata de una roca altamente productiva de hidrocarburos cuya permea
bilidad está principalmente controlada por una eficiente comunica -
ción de zonas cavernosas y por fracturas también efectivas.
-15-

18. VI.- CONCLUSIONES
Se desarrolló una nueva tecnología de interpretación de regis
tros de pozos, que permite la determinación indirecta de propiedades
físicas de importancia económica de las rocas a condiciones de la -
formación; concretamente índices de permeabilidad, que ayudan a de-
finir las características de flujo de fluídos, principalmente en -
dos de los casos que más dificultades presentan: rocas fracturadas
y rocas cavernosas. Se ha aplicado con éxito en muchos pozos petro
1 eros.
Por su índole interdisciplinaria el método tiene un amplio
campo de aplicación. Lo mismo se puede usar en pozos petroleros co
mo en pozos de agua y potencialmente en pozos geotérmicos.
Los parámetros petrofísicos básicos que se determinan son ín-
dices de permeabilidao definidos por el factor de resistividad y
los exponentes de porosidad y la porosidad misma.
El método además de permitir determinar zonas fracturadas, en
rocas de carbonato puede distinguir razonablemente las zonas de al-
ta permeabilidad debidas a fracturas y las originadas por zonas ca-
vernosas.
AGn cuando para aplicar el método es necesario conocer la po-
rosidad, el método puede soportar cierto grado de imprecisión en la
cieterminación de ésta, sobre todo en porosidades muy bajas, lo cual
le da mayor ventaja sobre otros métodos.
Solo se requieren los registros que normalmente se suelen to-
mar en los pozos que son: resistividad, potencial natural, rayos ga
ma naturales, neutrón, densidad y acústico de porosidad.
-16-

19. TABLA DE TERMINOS Y SIMBOLOS
Porosidad, en fracción.
Ro Resistividad de la roca 100% saturada con agua salada, -
Ohms m 2 /m.
Rw Resistividaa del agua que satura la roca, Ohnis m 2 /m
F Factor de resistividad de la formación, definido por el -
cociente Ro/Rw.
a Coeficiente variable de la ecuación (3).
nIA Exponente de porosidad de la ecuación (1) de Archie.
mH Exponente de porosidad de la ecuación (3).
A,B Coeficientes estadísticos de la ecuación (4).
Sw Saturación de agua conge'nita del medio poroso, en fracción.
-17-

20. cç
INTERPRETACION BASICA
FIGURAS 2 Y 3 FIGURAS 5 Y 6
(Telaranas) (Abanicos)
NW NE SE SW NW NE SE 5W
Porosidad primaria alta en arenas o de tipo
cavernoso en rocas de carbonato. Permeabi- X X
lioad alta.
Porosidad primaria de moderada a baja. Per
meabilidad de moderada a baja. Arenas y
-
rocas de carbonato.
Porosidad de moderada a alta.
Permeabilidad baja. Arena y rocas de carbo X X
nato.
Porosidad baja. Rocas fracturadas de alta
permeabilidad. Arenas y carbonatos. X x
Cuadro sinóptico que indica la interpretación básica de los valores computados
de F, 0 , mH y mA segiin su ubicación en las gr.ficas de las figuras 2,3,5 y 6.

21. R E F E R E N C I A S
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-21-

24. •mamas 1ESIS IM
ES1-21-ME
_JIUPuIlI!!PIi
1
_____iY4Y4Iit UIÍIt,
- ll
2 3 4 5 6 8 10 20 bu 40 bU DV LVU
F
50
40
30
20
•1.0 9
7
N)
N)
5
4
3
2
1-
1.
200 300 400 600 800 1000
FIGURA N? 1. Gráfica que muestra la relación entre 1as ecuaciones (1) a 1a (5)•1

25. 4(
• ____
sLUUUI
iuuui•iuu u•••uiuiu•ui
••iunuuuuuiuuuuiuiiii
•UIIIÍH!!II•UIIIHHUIII•iiIlHH1I
UI!!IiIHUIIÍUUIIHHIIIIW1lUI1IIIflhIIII
uIuhIHhuII,IuIiIIiIIIIH.IIIIIIIHhII
_•••.uu•u••___ ___ imui•umi• ________
____••uuuuiu•ui________
••u•uuu•uii________ _____
____...._... -__....u._...-_....u...u.••uuuuiuu•uuuuuiuu•it
•uuuuuuuuuuu•uiuuuiu•iuu uuuuuii
..IIUPHhuuI ___IIHINIU •u•uiiniuuui
_uulIi.Hi UIIIIIHhI•I!IIIIHHII
U1IAhIIIIIIUIIIIIIIIi!IItUiI1IIII1.0 2 3 4 5 6 7 8 9 10 20 30 40 50 60 80 100 200 300 400 500 600 800 1000
E
N)
FIGURA N? 2. Solución gráfica de las ecuaciones (4) y (6) para rocas de carbonato.

26. 50
40
30
20
10
O 9
o ,-
4
Lwi
mm
E
EE I
() T-- 7---- ----
'.-'i
Ni! u /
II Ii TI IIj 1IIIII1II
1.0
1.0 2 3 4 5 6 7 8 9 lO 20 30 40 50 60 80 lOO 200 300 400 500 600 800 1000
F
FIGURA N 3. Solución gráfica de las ecuaciones (4) y (6) para rocas de arena.

27. 2:5%
'Oc
Øe3)
lo
5 ---- ---- — 1
1 lO lOO 1000
F
Ø z 5 0/
(b)
Oc
(%)
10
1 lO I0) 1000
F
100
10
ø(%)
1 lO LOO IO&L)
F
4 5%
T
FIGURA N 4. Esquema que muestra tres tipos básicos de sis-
temas porosos y los valores relativos de facto
res de resistividad y porosidad. 23
-25-

28. LIIIi1V1
3.0
2.5
4
E2.o
1.5
1.0-
ii1!1_
O i rn 2 3 4
FIGURA N? 5. Solución gráfica de la ecuación (9) para -
rocas de carbonato. Obse'rvese la convergencia de valores
bajos de mA y bajos y negativos de rIlH hacia porosidades -
bajasid.
35.
3.0
4
E2.0
1.5
1 O-
0 1
MH
2 3 4
FIGURA N 6. Solución gráfica de la ecuación (9) para -
rocas de arena. Obsérvese la convergencia de valores ba-
jos de n'A y bajos y negativos de rnH hacia porosidades ba-
jas. lb
-26-

29. ç)
(J
o
w
o
L
u)
o-
o
NJ
o
o-
o
-o
o
4-3
E
o
-o c'j
o
o-
u)
-o
o
o-
ur)
u-'
o.
=U)
u-

30. 50
40
30
20
P
0 10
9
o 8
5 7
6
O
A
0
3
2
3700 - 3800
0
c 0.0 tu
SA
0.0
(—)M
.. .
20.0 . .. . . • : . ¡
20.0
gg
toD
:
1
9.5
4.0 C-)M íTL
0.0
1 io' FRCTOR DE RESISTIVIDRD 102 10
FIGURA N 0 b. Gráfica ae telaraña que iuuestra la zona de cavernaj al NR y de fracturas al SR.

31. 3724 - 3800
'o
3.5
3.0
e-'
tu
C-' 2.5
CC
tu
en
.
tu
- 2.0
CC
'U)
a-
'Ji
In
LU
1.5
LU
CL
1.0
EXPONEN1t DE POROSIDAD (EC. DE PUJfI5LE)
FICUÍlA N 9. Gráfica de abanico que muestra la zona de cavernas al SE, Ni de fracturas al SW.