interpretacion de registros

1. INTRODUCCIÓN A LA INTERPRETACIÓN
DE PERFILES DE POZO ABIERTO
JORGE ARTURO CAMARGO PUERTO
ING. GEÓLOGO
UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA
PROGRAMA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
NEIVA, 2005

2. TABLA DE CONTENIDO
1. EVALUACIÓN DE FORMACIONES MEDIANTE PERFILAJE DE POZOS
1.1 INTRODUCCIÓN
1.2 OBJETIVOS DE LA EVALUACIÓN CUANTITATIVA DE FORMACIONES
1.3 IMPORTANCIA DEL PERFILAJE
1.4 TIPOS DE HERRAMIENTAS DE PERFILAJE
1.4.1 Perfiles MWD
1.5 LIMITACIÓN DE LOS PERFILES
1.6 PRESENTACIÓN DE LOS PERFILES
1.6.1 Encabezado
1.6.2 Grillas
1.6.3 Escalas de profundidad
2. FUNDAMENTOS DE LA INTERPRETACIÓN DE PERFILES
2.1 INTRODUCCIÓN
2.2 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LOS RESERVORIOS
2.2.1 Porosidad
2.2.2 Permeabilidad
2.2.3 Saturación de agua
2.2.4 Resistividad de formación
2.3 CONDUCTIVIDAD DE MINERALES Y ROCAS
2.4 EFECTO DE LA SALINIDAD Y LA TEMPERATURA SOBRE LA RESISTIVIDAD
2.5 DETERMINACIÓN DE LA RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN
2.6 FACTORES QUE AFECTAN LA RESISTIVIDAD DE FORMACIÓN
2.6.1 Efecto de la porosidad
2.6.2 Efecto de la resistividad del agua de formación
2.6.3 Efecto de la estructura interna de la roca
2.6.4 Efecto del contenido de shale
2.6.5 Efecto de la presencia de hidrocarburo
2.6.6 Efecto de la saturación de agua
2.7 PROPIEDADES DEL LODO
2.7.1 Resistividad del lodo
2.7.2 Perfil de temperatura
2.7.3 Gradiente geotérmico
2.7.4 Invasión del filtrado del lodo
2.7.5 Profundidad de invasión
2.7.6 Factores que afectan la profundidad de invasión
2.7.7 Efecto de la segregación gravitacional
2.8 INVASIÓN Y PERFILES DE RESISTIVIDAD
2.8.1 Perfil neto de invasión
2.8.2 Perfil de invasión de transición
2.8.3 Perfil de invasión con anulo
2.9 PERFILES DE RESISTIVIDAD EN RESERVORIOS ACUÍFEROS

3. 2.9.1 Reservorios acuíferos perforados con lodo dulce
2.9.2 Reservorios acuíferos perforados con lodo salado
2.10 PERFILES DE RESISTIVIDAD EN RESERVORIOS PETROLÍFEROS
2.10.1 Reservorios petrolíferos perforados con lodo dulce
2.10.2 Reservorios petrolíferos perforados con lodo salado
3. POTENCIAL ESPONTÁNEO
3.1 INTRODUCCIÓN
3.2 USOS DEL POTENCIAL ESPONTÁNEO SP
3.3 MEDICIÓN DEL POTENCIAL ESPONTÁNEO SP
3.4 FUNDAMENTOS TEÓRICOS
3.4.1 Potencial electroquímico (Ec)
3.4.2 Potencial electrocinético (Ek)
3.5 FACTORES QUE AFECTAN EL SP
3.6 DISTRIBUCIÓN DE LA CORRIENTE DEL SP
3.7 AMPLITUD DE LA DEFLEXIÓN DEL SP
3.7.1 Relación Rmf/Rw
3.7.2 Espesor capa h
3.7.3 Reservorios arcillosos
3.7.4 Reservorios con hidrocarburos
3.7.5 Diámetro del pozo
3.7.6 Profundidad de invasión
3.8 INTERPRETACIÓN DEL PERFIL SP
3.9 INDICADOR DEL VOLUMEN DE SHALE
3.10 AMBIENTE DEPOSICIONAL DEL SP
3.11 CONTROL DE CALIDAD DEL SP
3.12 DETERMINACIÓN DEL Rw A PARTIR DEL SP
4 PERFIL DE RAYOS GAMMA
4.1 INTRODUCCIÓN
4.2 USOS DEL PERFIL DE RAYOS GAMMA
4.3 FUNDAMENTO TEÓRICO
4.4 PROPIEDADES DE LOS RAYOS GAMMA
4.5 INTERACCIONES DE LOS RAYOS GAMMA
4.6 EQUIPO DE MEDICIÓN DE RAYOS GAMMA
4.6.1 Contadores de Centelleo
4.6.2 Constante de Tiempo
4.7 CALIBRACIÓN DE LAS HERRAMIENTAS
4.8 FACTORES QUE AFECTAN EL PERFIL DE RAYOS GAMMA
4.9 INTERPRETACIÓN DEL PERFIL DE RAYOS GAMMA
4.10 ESTIMACIÓN DEL VOLUMEN DE SHALE (VSH)
4.11 LIMITACIÓN DEL PERFIL DE RAYOS GAMMA
4.12 ESPECTROSCOPIA DE RAYOS GAMMA.
5. PERFILES DE RESISTIVIDAD
5.1 INTRODUCCIÓN
5.2 USO DE LOS PERFILES ELÉCTRICOS
5.3 CONCEPTO BÁSICO
5.4 MEDICIÓN DE LA RESISTIVIDAD EN UN POZO

4. 5.5 PERFILES ELÉCTRICOS CONVENCIONALES
5.5.1 Sonda Normal
5.5.2 Sonda Lateral o Inversa
5.5.3 Correcciones ambientales a los perfiles
5.5.4 Limitaciones de los perfiles eléctricos convencionales
5.6 PERFILES ELÉCTRICOS DE ENFOCAMIENTO
5.6.1 Lateroperfil 7
5.6.2 Lateroperfil 3
5.6.3 Perfil de Enfoque Esférico
5.6.4 Doble Lateroperfil
5.7 PERFILES DE MICRORESISTIVIDAD
5.7.1 Microperfil
5.7.2 Perfil Microesférico Enfocado
6. PERFILES DE INDUCCIÓN ELECTROMAGNÉTICA
6.1 INTRODUCCIÓN
6.2 USOS
6.3 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO
6.4 EQUIPO DE INDUCCIÓN
6.5 VENTAJAS DE LA HERRAMIENTA DE INDUCCIÓN
6.6 FACTOR GEOMÉTRICO
6.7 EFECTO “SKIN”
6.8 EFECTO AMBIENTALES
6.9 EFECTO DE INVASIÓN
6.10 PERFIL DE DOBLE INDUCCIÓN DIL
6.10.1 Ventajas
6.10.2 Limitaciones
6.11 PRESENTACIÓN DE L PERFIL DE INDUCCIÓN
7 PERFIL SÓNICO
7.1INTRODUCCIÓN
7.2USOS DEL PERFIL SONICO
7.3 FUNDAMENTO TEÓRICO
7.4 PROPAGACIÓN DE ONDAS EN UN POZO LLENO CON LODO
7.5 PRINCIPIO DE OPERACIÓN
7.6 SALTO DE CICLO
7.7 DETERMINACIÓN DE POROSIDAD
7.7.1 Ecuación de Wyllie (WTA)
7.7.2 Ecuación de Raymer-Hunt-Gardener (RHG)
7.8 ROCAS CALCÁREAS. POROSIDAD SECUNDARIA
7.9 FACTORES QUE AFECTAN EL PERFIL SONICO
7.9.1 Efecto de baja consolidación
7.9.2 Efecto de la presencia de hidrocarburo
7.9.3 Efecto de la arcillocidad
7.9.4 Efectos ambientales
7.10 CONTROL DE CALIDAD Y CALIBRACIÓN.
7.11 PRESENTACIÓN DEL PERFIL SONICO
7.12 OTRAS HERRAMIENTAS SÓNICAS

5. 7.12.1 Sonico de onda completa
7.12.2 Sonico de espaciamiento largo
7.12.4 Símica de pozo
7.13 CONCLUSIONES SOBRE LA HERRAMIENTA SONICA COMPENSADA
8 PERFIL DE DENSIDAD
8.1 INTRODUCCIÓN.
8.2 USOS
8.3 FUNDAMENTO TEÓRICO
8.4 FUENTES DE RAYOS GAMA
8.5 INTERACCIONES DE LOS RAYOS GAMMA
8.5.1 Producción de par
8.5.2 Efecto Compton de Dispersión
8.5.2 Efecto Fotoeléctrico
8.6 PRINCIPIOS DE OPERACIÓN
8.7 EQUIPO DE MEDICIÓN
8.8 CALIBRACIÓN
8.9 FACTORES QUE AFECTAN LA MEDICIÓN
8.10 DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD
8.11 EFECTO DE LOS HIDROCARBUROS
8.12 EFECTO DEL SHALE
8.13 EFECTO DEL GAS
8.14 PRESENTACIÓN DEL PERFIL DE DENSIDAD
9. PERFIL NEUTRÓNICO
9.1 INTRODUCCIÓN
9.2 USOS DEL PERFIL NEUTRÓNICO
9.3 FUNDAMENTO TEÓRICO
9.4 PRINCIPIOS DE OPERACIÓN
9.5 EQUIPO DE MEDICIÓN
9-6 CALIBRACIÓN DE LA HERRAMIENTA
9.7 EFECTOS AMBIENTALES
9.8 EFECTO DE LA LITOLOGÍA
9.9 EFECTO DE LOS HIDROCARBUROS
9.10 EFECTO DEL SHALE
10 MÉTODOS DE EVALUACIÓN DE FORMACIONES LIMPIAS
10.1 INTRODUCCIÓN
10.2 MÉTODOS RÁPIDOS
10.2.1 Método del Perfil Rxo/Rt
10.2.2 Método del Perfil Ro
10.2.3 Método del Perfil Rwa
10.3 MÉTODOS CONVENCIONALES DE EVALUACIÓN
10.3.1 Método de Archie
10.3.2 Método de la Razón
10.3.3 Índice de Aceite Máximo Producible
10.4 MÉTODOS DE INTERRELACIÓN
10.4.1 Método Hingle
10.4.2 Método de Picket

6. ANEXO 1.
RESPUESTA DE LOS MINERALES COMUNES A LAS SONDAS DE PERFILAJE
ANEXO 2.
TÉRMINOS Y ABREVIATURAS USADAS EN PERFILAJE
Referencias bibliográficas

7. 1 EVALUACION DE FORMACIONES MEDIANTE PERFILAJE DE POZOS
1.1 INTRODUCCIÓN
De los diferentes métodos que se utilizan en el proceso de evaluación de formaciones
petrolíferas, la evaluación mediante perfilaje de pozos, es el único método que provee un
registro continuo versus profundidad, de diferentes las propiedades de las formaciones
atravesadas por un pozo.
Cuando termina la perforación de un pozo, se recurre al perfilaje para cumplir con el
objetivo de la perforación, cual es verificar la existencia y cuantificar la cantidad de
hidrocarburo presente en los poros de las rocas reservorio.
El perfilaje de pozos consiste en bajar una serie de herramientas al fondo del pozo
suspendidas de un cable conductor, que las mantiene conectadas a un equipo de cómputo
en superficie, el cual procesa la información registrada por los sensores de las
herramientas y genera en tiempo real el perfil de las propiedades medidas a lo largo del
pozo (Figura 1.1).
Equipo de
superficie
Roldana
Herramienta
Figura 1.1 Esquema del perfilaje de un pozo

8. Las herramientas registran la información desplazándose del fondo del pozo hacia
superficie, a velocidades promedio de 0.5 pies/seg. y frecuencias de muestreo que van
desde 3 hasta 13 muestras por pie en función del diseño de las herramientas y en función
de las propiedades de las formaciones y del parámetro medido.
En la actualidad, mediante el perfilaje de pozos se mide una apreciable cantidad de
parámetros físicos relacionados con las propiedades geológicas y petrofísicas de los
reservorios, que convierten al perfilaje en el método más útil e importante con que cuentan
geólogos, geofísicos e ingenieros de petróleos en la tarea de evaluar formaciones, gracias
al desarrollo de herramientas de alta precisión y de métodos confiables de interpretación
de perfiles.
La evaluación de formaciones mediante el perfilaje de pozos tiene dos aspectos, uno
cualitativo y otro cuantitativo:
La evaluación cualitativa consiste en correlacionar al detalle los niveles estratigráficos de
una secuencia sedimentaria, entre pozos de un mismo campo o entre pozos de campos o
incluso cuencas diferentes e interpretar la información de los perfiles en términos de
ambientes deposicionales y estratigrafía de secuencias. Toda esta información se plasma
en mapas de litofacies del subsuelo y en modelos geológicos que sirven para optimizar la
localización de nuevos pozos exploratorios y de nuevos pozos de desarrollo.
La evaluación cuantitativa consiste en definir las características físicas de las rocas
reservorio, tales como resistividad, porosidad, permeabilidad, saturación de agua y
litología. Esta información permite distinguir los reservorios saturados con hidrocarburos,
determinar su espesor y estimar las reservas de aceite y/o gas que contienen.
1.2 OBJETIVOS DE LA EVALUACIÓN CUANTITATIVA DE FORMACIONES
La evaluación cuantitativa de formaciones mediante perfiles de pozo abierto tiene dos
objetivos básicos: evaluar las reservas de hidrocarburos y pronosticar producción de los
pozos.
Para estimar las reservas de hidrocarburos in situ es necesario determinar los siguientes
parámetros: porosidad efectiva, volumen total de roca saturada y saturación de agua.
Para pronosticar producción en un pozo, además de la porosidad efectiva φe y de la
saturación de agua Sw es necesario estimar el índice de movilidad de los hidrocarburos IM,
dividiendo la saturación de agua de la zona virgen Sw por la saturación de agua de la
zona lavada Sxo. Cuando el IM es igual a 1 significa que no hubo invasión del filtrado y en
consecuencia, los hidrocarburos no son móviles y por tanto no habrá producción.
Sxo
Sw
IM = Ec. 1.1
Se considera que los hidrocarburos tienen buena movilidad cuando el índice de movilidad
IM < 0,6 - 0.7.
1-2

9. 1-3
1.3 IMPORTANCIA DEL PERFILAJE
La importancia de los perfiles de pozo abierto radica en que la información que se obtiene
de su analisis e interpretación, responde a muchas preguntas que se plantean
especialistas de diferentes disciplinas que participan en la prospección y desarrollo de los
yacimientos de petróleo y gas.
Tabla 1.1 Algunas preguntas a responder por diferentes especialistas
ESPECIALISTA TEMAS DE INTERES
Geofísico / Geólogo
• Profundidad de los topes de las formaciones
• Topes de las rocas reservorio
• Tipo y volumen de hidrocarburo en la trampa
• Comercialidad de las reservas
Ingeniero de Yacimientos
• Espesor de la zona productora
• Homogeneidad de la zona productora
• Porosidad y permeabilidad de la zona productora
Ingeniero de Perforación
• Volumen del hueco a cementar
• Estabilidad de las paredes del pozo
• Sitio para iniciar desviación
• Sitios para sentar empaques de pruebas
Ingeniero de Producción
• Profundidad de la zona a completar
• Rata de producción esperada
• Tipo de fluidos a producir
• Volumen de agua a producir
• Aislamiento hidráulico de la zona de producción
En la evaluación de formaciones la información geológica superficial debe ser
complementada con la información del subsuelo, mediante el estudio de las muestras de
núcleos se sección completa y de pared y de los ripios o cortes de perforación.
La perforación con recobro de núcleos o corazones de roca de sección completa, permite
evaluar en el laboratorio las propiedades petrofísicas de las rocas reservorios tales como
porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos, pero debido al alto costo de este
procedimiento, solo se obtienen núcleos de sección completa en raras ocasiones,
principalmente durante la perforación de pozos exploratorios, cuando las propiedades
petrofísicas de las rocas reservorio no son aún bien conocidas.
La obtención de núcleos de pared que es un sistema alternativo de muestreo, menos
costoso que el sistema anterior, no lo sustituye porque aunque proporciona los mismos
parámetros petrofísicos que los núcleos de sección completa, tiene la desventaja que se
su información es puntual y discontinua.
Los ripios son de lejos la principal fuente de información litológica del subsuelo, pero
debido a que llegan mezclados e incompletos a superficie, no es posible reconstruir con
exactitud la columna estratigráfica de un pozo, en términos de la composición litológica y
profundidad de los topes de las diferentes unidades.

10. 1-4
En contraste con lo anterior, los perfiles de pozo abierto determinan con precisión topes y
bases y registran de forma continua a lo largo del pozo valores aproximados de diferentes
parámetros petrofísicos.
Desde 1927, cuando los hermanos Marcelo y Conrad Schlumberger registraron en
Pechelbronn (Francia) los primeros perfiles eléctricos, el perfilaje se convirtió en una
técnica de uso generalizado en la industria del petróleo de todo el mundo.
1.4TIPOS DE HERRAMIENTAS DE PERFILAJE
Treinta años atrás un arreglo completo de perfilaje para estudiar en detalle un pozo podía
consistir a lo sumo de cinco herramientas: resistividad, porosidad de densidad, porosidad
neutrónica, porosidad sónica y medidor de buzamientos. En la actualidad, además de las
citadas se puede correr las siguientes herramientas; dieléctrica, rayos gama espectral,
sónica dipolar, sónica de onda completa, resonancia magnética, sísmica de pozo,
imágenes de microresistividad e imágenes de ultrasonido.
La información que se obtiene con las herramientas de perfilaje es muy amplia: desde tipo
de fluidos porales, propiedades petrofísicas hasta posición estructural de las capas. En la
tabla 1.2 se incluye un listado de algunas herramientas de pozo abierto, con su respectiva
abreviatura y tipo de información que proporcionan.
Tabla 1.2 Información que proporcionan algunas de las herramientas de cable
INFORMACIÓN
TIPO DE
HERRAMIENTAS
SCHLUMBERGER
HALLIBURTON
Inducción IES, ISF, DIL, DIT-E ISF, HRI, DISF
Doble lateroperfil DLL, LL3, LL7, LL8 DLT
Microresistividad ML, SFL, MSFL ML, MSFL
Dieléctrica HFD, LFD EPT, DPT HFD, LFD
Relación carbono/oxigeno RST C/0
Indicación sobre
fluidos porales
Resonancia magnética MRIL NMR
Sónica CSL, LSS, FWS, BHC BCS, LSS, FWS
Densidad FDC CDL, SDL
Litodensidad LTD SDLT
Neutrónica SNP, CNL, DSN, CNS,
TDT
DSN, DSNT,
CNT-K, DSNT-X
Indicación sobre
porosidad y
litología
Rayos Gamma GR, SGR GR, CSNG
Medidor de buzamiento DIP, HDD, SED DIP, SED, HDDIndicación sobre
posición de las
capas
Sísmica de pozo VSP VSP
Cañón tomamuestras de
pared
SWC SWC
Cañon tomamuestras de
pared por rotación
RSTC RSCT
Toma de
muestras de
núcleos y de
fluidos de
formación Probador de formaciones MTD, RFT FT, SFT
Imágenes de
pared del pozo
Imágenes micro resistivas
Imágenes ultrasónicas
Imágenes de lodo OBM
FMU
UBI
OBNI
EMIT
CAST-V
OMI

11. 1-5
1.4.1 Perfiles MWD
A este grupo pertenecen todos de perfiles adquiridos mediante la nueva técnica de
perfilaje conocida por el acrónimo de MWD. Esta técnica consiste en medir en tiempo real
las propiedades petrofísicas de las rocas, simultáneamente con la perforación de un pozo,
utilizando herramientas que van dispuestas en los collares de la sarta de perforación.
En la última década, la técnica MWD se ha desarrollado mucho gracias a la utilización de
sofisticados sensores y a la incorporación de tecnologías de guía aeroespacial para
aumentar la precisión de los pozos direccionales. Además de controlar el direccionamiento
de las perforaciones, las mediciones con herramientas MWD dan indicación respecto a los
fluidos porales y a las propiedades petrofísicas de los reservorios. En la actualidad esta
técnica mide un número considerable de parámetros con suficiente precisión, comparable
a la precisión obtenida con herramientas bajadas al pozo con la ayuda de cable.
La tendencia a futuro es adquirir con alta precisión, mediante la técnica MWD, todos los
diferentes tipos de perfiles que en la actualidad se registran en hueco abierto con cable,
para evitar el efecto de la invasión del filtrado sobre las mediciones de las herramientas y
para reducir costos y tiempo de taladro de perforación.
1.5 FORTALEZAS Y LIMITACIONES DE LOS PERFILES
Entre las fortalezas que poseen los perfiles, se destacan las siguientes:
• Representan la mayor fuente de información de los yacimientos
• Suministran valores aproximados de las propiedades geológicas y petrofísicas del
yacimiento
• Permiten evaluar cambios laterales y verticales de las propiedades geológicas y
petrofísicas de los yacimientos
• Presentan mediciones estandarizadas
Aunque el perfilaje de pozos es la herramienta más valiosa en la investigación del
subsuelo, no es la única disponible y se debe utilizar conjuntamente con los otros métodos
de evaluación para realizar evaluaciones integrales de formaciones.
Entre las limitaciones de los perfiles, se debe mencionar que las mediciones de las
propiedades petrofísicas que se obtienen con las herramientas de perfilaje son indirectas y
aproximadas, porque están afectadas por la invasión del filtrado de lodo y por factores
ambientales del entorno que rodean a las herramientas y que influyen en las mediciones.
Las mediciones obtenidas dentro del pozo requieren ser corregidas e interpretadas
convenientemente, teniendo en cuenta el principio de funcionamiento de las herramientas
y los factores ambientales.
1.6 MEDICIONES REGISTRADAS EN POZO ABIERTO
De acuerdo al principio físico de operación, las herramientas de perfilaje se pueden
dividir en dos grupos:

12. 1-6
Herramientas pasivas: son aquellas que miden alguna propiedad de las rocas
aledañas a la pared del pozo, que se manifiesta de manera natural, sin introducir en
ellas algún tipo de energía. A este grupo pertenecen la herramienta de
radioactividad de rayos gamma natural y el dispositivo utilizado para medir
potencial espontáneo.
Herramientas activas: son aquellas que introducen algún forma de energía a las
rocas aledañas a la pared del pozo y miden algún parámetro relacionado con la
respuesta de la roca al estimulo aplicado. A este grupo pertenecen las siguientes
herramientas: sónica, eléctrica, de densidad, neutrónica, resonancia magnética, etc.
1.7CALIBRACIÓN DE LAS HERRAMIENTAS
La calibración de las herramientas garantiza que las mediciones que con ellas se
realicen proporcionen resultados confiables. Existen 3 formas de calibraciones:
• Calibración en el taller de la compañía de perfilaje
• Calibración en campo previa al servicio
• Calibración en campo posterior al servicio
Las herramientas neutrónicas y de densidad deben ser calibradas en el taller con la
ayuda de un tanque de agua y de un bloque de aluminio respectivamente. Además,
ambas herramientas deben ser calibradas en campo con calibradores portátiles y
los resultados deben ser muy similares a los obtenidos en las calibraciones del
taller.
La herramienta sónica debe ser calibrada en el taller en un tanque de agua y a
diferencia de las anteriores herramientas, no resulta practico calibrarla en campo.
La herramienta de inducción tampoco se calibra en campo, porque requiere de un
ambiente no conductivo, que se consigue en el taller, colocando la herramienta
sobre un andamio de madera para alejarla de cualquier objeto metálico. Luego se
utiliza un aro de material no conductivo de resistividad conocida y se activa la
herramienta para leer la resistividad.
La herramienta de rayos gamma debe ser calibrada en campo mediante el uso de
una fuente radioactiva portátil de intensidad conocida (en unidades API) que se
coloca a una determinada distancia y se toma la lectura de la herramienta. La lectura
debe coincidir con la intensidad de la fuente. Después se retira la fuente lejos del
sensor de la herramienta y se mide la radiación rayos gama de fondo.
La forma más efectiva de verificar la calibración de todo el equipo de registro
consiste en comparar una sección de 200 pies, denominada sección repetida, con la
sección principal del registro.
1.8CONTROL DE CALIDAD DE LOS PERFILES
El resultado final del analisis de los perfiles será bueno, en la medida que la calidad
de la información analizada sea buena. De la anterior consideración se desprende
que es muy importante controlar la calidad de los perfiles desde su adquisición.

13. 1-7
COSTOS DE LOS PERFILES
ARREGLOS
Tipo de pozo
Tipo de medida
Tiempo, localización, procedimientos
Otros factores
En la actualidad, en promedio, el costo de los perfiles representa entre 5% y el 8% del
costo total de un pozo.
1.9 PRESENTACIÓN DE LOS PERFILES
1.9.1 Encabezado
El Instituto Americano del Petróleo ha estandarizado un formato de encabezado aplicable
a todos los perfiles de pozo abierto (API RP 31A). El formato prevé espacio para la
siguiente información: compañía de servicio, identificación del pozo, localización del pozo,
referencias de profundidad, fecha de registro, profundidad del pozo, profundidad del
revestimiento, diámetro y tipo del revestimiento, diámetro de la broca, intervalo registrado,
información del lodo (tipo, propiedades, resistividades), temperatura máxima en el pozo e
información sobre otros herramientas corridas en el mismo pozo. (Figura 1.2)
1.9.2 Pistas
Las pistas de los registros se distinguen de izquierda a derecha de la siguiente forma: la
pista 1 es la del borde izquierdo del registro, después sigue la pista de profundidad, luego,
a la derecha de la pista de profundidades, siguen las pistas 2 y 3. Eventualmente se
grafica la pista 4 que combina a las pistas 2 y 3 en una sola.
La anchura del registro tiene 8 pulgadas distribuidas así: las pistas 1, 2 y 3 tienen de 2,5
pulgadas cada una y la pista de profundidad tiene 0,5 pulgadas.

14. Figura 1.2 Información del encabezado de un perfil USIT.
1.9.3 Grillas
Se utilizan tres tipos de grillas para mostrar las escalas de las pistas de los perfiles: grilla
lineal, grilla logarítmica y grilla mixta o hibrida (Figura 1.3).
La pista 1 siempre se divide con grilla lineal de 10 de divisiones; las pistas 2 y 3 se dividen
con grilla ya sea logarítmica de 4 ciclos o grilla mixta, en cuyo caso la pista 2 se divide en
grilla logarítmica y la pista 3 en grilla lineal.
1-8

15. Figura 1.3 Tipos de grillas usadas en los perfiles (Tomado de Schlumberger, 198
1.9.4 Escalas de profundidad
Usualmente un mismo perfil de un pozo se presenta en dos escalas de profundidad
diferentes, para ser utilizado en estudios de correlación y en estudios de interpretación
detallada. En Norte América, en estudios de correlación, lo más común es representar en
1 ó 2 pulgadas de perfil 100 pies de pozo, que corresponde a escalas de 1:1200 y de
1:600 respectivamente. En estudios de detalle, la escala más usada es 5 pulgadas de
perfil por cada 100 pies de pozo, que corresponde a escala 1:240.
En la mayoría de los países se usan escalas decimales expresadas en pies o en metros,
entre las cuales las más utilizadas son: 1:1000, 1:500, 1:200, 1:40 y 1:20.
1-9

16. 2. FUNDAMENTOS DE LA INTERPRETACIÓN DE PERFILES
2.1 INTRODUCCIÓN
Un pozo en perforación es un sistema dinámico, en el sentido que el lodo de perforación
utilizado en la perforación de un pozo, invade las rocas porosas permeables en las
inmediaciones de las paredes del hueco y en consecuencia afecta en algún grado las
mediciones de todas las herramientas que se bajan al pozo, y a su vez, las propiedades
de las rocas interceptadas afectan el movimiento y las propiedades del lodo de
perforación dentro del pozo.
2.2 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LOS RESERVORIOS
Las propiedades petrofísicas que se relacionan directa o indirectamente con las
mediciones realizadas con las herramientas de perfilaje son las siguientes:
• Porosidad
• Permeabilidad
• Saturación de agua
• Resistividad
2.2.1 Porosidad
La porosidad Φ se define como la capacidad de una roca reservorio de contener fluidos y
se expresa mediante la siguiente relación:
φ (%)=
Volumen de poros
Volumen total de roca
(100)
Ec. 2.1
En las rocas sedimentarias la porosidad depende de la textura de la roca, la cual a su vez,
es función de varios factores como forma, orientación, grado de selección y tipo de
empaque de los granos. La porosidad es controlada además por el grado de compactación
y el tipo de distribución del cemento de la roca.
Desde el punto de vista genético se distinguen dos tipos de porosidad:
• Porosidad primaria o singenética constituida por los espacios vacíos que quedan entre
los granos durante la depositación de los sedimentos; ejemplo típico es la porosidad
intergranular de los reservorios arenosos.
• Porosidad secundaria o epigenética formada después de la depositación, como
consecuencia de fracturación y disolución calcárea; ejemplo típico es la porosidad
vugular de las rocas calcáreas. La fracturación es otro factor que genera porosidad por
si mismo o que aumenta la porosidad interganular de las areniscas y vugular de las
calizas y dolomías.
Desde el punto de vista de la contribución de la porosidad a la producción de fluidos, en
reservorios arenosos con contenido de shale mayor al 10%, es necesario diferenciar la
porosidad efectiva de la porosidad total del reservorio:
Porosidad Efectiva φe: incluye sólo los poros intergranulares comunicados entre sí, que

17. garantizan permeabilidad y se excluyen los poros del shale, que debido a su tamaño
subcapilar, mantienen inmóvil agua connata y no ofrecen permeabilidad alguna.
Porosidad Total φT: incluye tanto los poros intergranulares de la arenisca como los poros
subcapilares del shale.
En términos cualitativos la porosidad en reservorios detríticos se clasifica de la siguiente
manera:
Tabla 2.1 Porosidad en reservorios detríticos según Levorsen (1956)
Ф(%) CLASIFICACION
0 – 5
5 – 10
10 – 15
15 – 20
> 20
Despreciable a baja
Regular
Buena
Muy buena
Excelente
La práctica mundial ha demostrado que para que un reservorio arenoso tenga producción
comercial, su porosidad debe ser mayor o igual a 9%. No obstante, existen areniscas con
producción comercial, por debajo de este límite, debido a que están fracturadas, es decir,
que poseen porosidad secundaria adicional a la porosidad primaria. De otro lado, existen
reservorios carbonatados con buena producción comercial con porosidad de tan solo 6%.
2.2.2 Permeabilidad
La permeabilidad K es la habilidad de una roca reservorio de permitir el paso de fluidos; la
permeabilidad es controlada por la distribución espacial y el tamaño de los poros. En 1965
Henry D’Arcy propuso la siguiente ecuación para estimar la permeabilidad:
)L/P(A
Q
K
Δ
μ
= Ec.2.2
Donde:
Q= flujo por unidad de tiempo (seg)
μ = viscosidad del fluido (centiposie)
A= área seccional del medio poroso (cm2
)
L= longitud del medio poroso (cm)
ΔP= presión diferencial (atmósfera)
La unidad de la permeabilidad es el Darci (D) que es igual a 1.000 milidarcis (mD). La
permeabilidad de las rocas petroliferas varía en un amplio rango, desde unos cuantos
milidarcis hasta unos 3-4 darcis.
Cualitativamente la permeabilidad de los reservorios de petróleo y gas se clasifica de la
siguiente forma:
Tabla 2.2 Permeabilidad en reservorios de petróleo y gas (Dresser Atlas, 1982)
2 -2

18. K(mD) CLASIFICACION
1 – 15
15 – 50
50 – 250
250 – 1.000
>1.000
Mala a regular
Moderada
Buena
Muy buena
Excelente
Comúnmente la permeabilidad aumenta con la porosidad, sin embargo, existen rocas poco
porosas con alta permeabilidad y viceversa rocas de alta porosidad, como es el caso de
las rocas arcillosas, que son impermeables. Algunas rocas reservorio de composición
calcárea, poseen alta permeabilidad, hasta 3-4 darcys, debido a que adicional a
permeabilidad de la matriz, poseen fracturas naturales o cavernas y canales originados
por fenómenos de disolución calcárea.
En un reservorio las fracturas incrementan la porosidad primaria en tan sólo 0.5-1.5%,
pero incrementan la permeabilidad al punto que pueden controlar completamente el flujo
de fluidos en cercanía de las fracturas; por ejemplo, una fractura de 0.01” de ancho (0.25
mm) controla el 90% del flujo de un pozo a lo largo de la misma.
Se distinguen tres tipos de permeabilidad: permeabilidad absoluta Ka, permeabilidad
efectiva Ke y permeabilidad relativa Kr,
• Permeabilidad Absoluta Ka: se define como la habilidad de transmitir un fluido cuando
la roca está 100% saturada de ese fluido; esta es una propiedad de la roca
independiente del fluido que fluye a través de ella.
• Permeabilidad Efectiva Ke: se define como la habilidad de una roca de transmitir un
fluido cuando la roca esta saturada por dos o más fluidos no miscibles como son el
agua y el aceite. La permeabilidad efectiva Ke siempre es menor que la permeabilidad
absoluta Ka porque el agua de formación adsorbida a la superficie de los granos
reduce el espacio libre de los poros, hecho que dificulta la transmisión del segundo
fluido, el aceite.
• Permeabilidad Relativa Kr: se define como la razón entre la permeabilidad efectiva de
un fluido a saturación parcial Ke y la permeabilidad absoluta de dicho fluido Ka:
Ka
Ke
Kr = Ec. 2.3
Cuando la permeabilidad relativa del agua de un reservorio es cero Krw=0, un pozo
produce gas o aceite secos, es decir, hidrocarburos libres de agua; esto equivale a decir
que en este caso, la permeabilidad relativa del aceite es igual al ciento por ciento
Kro=100%.
En la medida que aumenta la permeabilidad relativa del agua Krw aumenta la cantidad de
agua que produce un reservorio y consecuentemente disminuye la producción de aceite
Kro. La figura 2.1 ilustra la variación de las permeabilidades relativas Krw y Kro en función
de las saturaciones de los fluidos porales, aceite y agua.
2 -3

19. Permeabilidad total
A B
0% 50% 100%
0
1.0
0
1.0
Saturación de fluido mojante
Figura 2.1 Curvas típicas de permeabilidades relativas
2.2.3 Saturación de Agua
La saturación de agua Sw se define como el porcentaje del volumen poral ocupado por
agua.
)100(
poroslosdetotalVolumen
poroslosenaguadelVolumen
(%)Sw = Ec 2.4
Cuando solamente hay agua en los poros, es decir cuando Sw =100%, sólo existe
permeabilidad absoluta del agua Ka.
La Sw es uno de los parámetros más importantes en la interpretación de registros, porque
permite estimar las reservas de hidrocarburo en las rocas reservorio. Un caso especial de
saturación de agua es la saturación irreducible Swirr, que no es otra cosa, que el agua
adsorbida por la superficie de los granos o mantenida fija en las gargantas capilares, por
2 -4

20. efecto de la tensión superficial y presión capilar respectivamente. En condición de Swirr el
agua poral permanece estática, es decir, la permeabilidad relativa del agua es cero y por
tanto un reservorio producirá sólo aceite.
En areniscas, cuando la saturación de agua es igual a 60%, se considera que la
saturación de agua ha alcanzado el límite crítico de saturación, es decir, que por encima
de este límite, la cantidad de agua que produce un reservorio hace antieconómica la
explotación.
En rocas carbonatadas, la saturación de agua igual a 50% es considerada el límite crítico,
sin embargo, algunas calizas producen aceite incluso con Sw=70% y otras producen agua
con tan sólo 30% de saturación de agua.
Cuando una arenisca tiene contenido de shale mayor a 10%, distribuido en forma dispersa
entre los granos de la matriz, los cálculos de porosidad y de saturación de agua, deben
ser corregidos por contenido de shale.
2.2.4 Resistividad de Formación
La resistividad R es la resistencia que ofrece un material al flujo de la corriente eléctrica, la
cual es una propiedad inherente a todos los materiales, independientemente de su forma y
tamaño.
En un conductor eléctrico la resistencia r es proporcional a la longitud del mismo e
inversamente proporcional a su área seccional porque las líneas de corriente se
distribuyen de forma homogénea en toda su sección. (Figura 2.2). La anterior relación se
expresa matemáticamente así: ohmiosΩ
m
m
A
L
r 2
=⎥
⎦
⎤
⎢
⎣
⎡
= Ec. 2.5
A
L
i II
Figura 2.2 Distribución de las líneas de corriente en un conductor metálico
Según la Ley de Ohm, el producto de la resistencia por la intensidad de la corriente es
igual a la caída de potencial; esto significa que conociendo el voltaje y la corriente se
puede calcular la resistencia
[ ]
[ ]
)(Ω== ohm
Amperios
Voltios
I
V
r Ec. 2.6
Debido a que la resistencia de un material depende de las dimensiones del conductor,
como se ilustra en la figura 2.3, el concepto de resistencia tiene poca utilidad en la
práctica.
2 -5

21. r1 < r2
DC
A
V
I r2
r1
DC
A
V
I r1
r3 < r1 y r3 < r2
DC
A
V
I r3
Figura 2.3 Influencia de la longitud y el área seccional de un conductor en la resistencia
(el material de las resistencias r1, r2 y r3 es el mismo)
Con el propósito de eliminar la influencia del tamaño del conductor sobre la resistencia, se
utiliza la resistencia específica ó resistividad R, que es la resistencia que ofrece un
volumen unitario del conductor. En perfilaje, se mide la resistividad que ofrece un cubo de
roca de 1 metro de lado al paso de la corriente, cuando la corriente fluye en dirección
perpendicular a una de las caras. Si el cubo de roca tiene un metro de lado, la resistividad
es igual a un ohmio.metro (1 Ω.m), si el cubo de roca tiene un pie de lado, entonces la
resistividad es igual a un ohmio.pie (1 Ω.pie).
La resistividad R es una propiedad análoga al peso específico, en el sentido, que ambas
reflejan una propiedad que es referida por conveniencia a la unidad volumétrica del
material.
La resistividad R es una constante para cada material, que se relaciona con la resistencia
mediante la siguiente ecuación:
[ ]
[ ]m
m
L
A
rR
m
m
A
L
Rr
2
2
·
)(
)(
·
Ω
=∴= Ec. 2.7
En perfilaje, la resistividad R es el parámetro que se pretende medir con las herramientas
o dispositivos que se corren en pozo abierto.
La resistividad de las rocas reservorio es la propiedad petrofísica más importante, sobre la
cual esta basada la interpretación de perfiles, debido fundamentalmente a dos razones:
• Las herramientas o sondas que miden resistividad, tienen suficiente profundidad de
investigación, para medir la resistividad más allá de la zona afectada por la invasión del
2 -6

22. filtrado del lodo en los reservorios. Las herramientas sónicas y nucleares, por el
contrario, tienen una profundidad de investigación muy somera, no mayor a un pie.
• La alta resistividad de los hidrocarburos hace que las sondas eléctricas sean muy
sensibles a su presencia, incluso ante bajas saturaciones de hidrocarburos.
La resistividad de las materiales de la corteza terrestre varía en un amplio rango: desde
milésimas de ohmio en los metales nativos (Au, Ag y Pt) hasta millones de ohmios en los
materiales aislantes como cuarzo, feldespato y micas.
Cuando la resistividad es menor a 1 Ω.m, es más fácil pensar en términos de
conductividad C, la propiedad reciproca de la resistividad.
⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
=
metro
mhos
R
1
C Ec. 2.8
En la práctica del perfilaje de pozos, para evitar expresar C en fracción de mhos/metro, se
acostumbra expresar C en milimhos/metro o milisiemens/metro:
⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
=⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
==
m
ms
metro
smilisiemen
m
mmhos
metro
milimhos
R
1000
C Ec 2.9
De acuerdo a la anterior igualdad, una resistividad de 1 Ω.m corresponde una
conductividad de 1.000 mmhos/m, una resistividad de 100 Ω.m corresponde una
conductividad de 10 mmhos/m y una resistividad de 1.000 Ω.m corresponde una
conductividad de 1 mmhos/m.
2.3 CONDUCTIVIDAD DE MINERALES Y ROCAS
La conductividad de las rocas sedimentarias se diferencia de la conductividad de los
metales y de ciertas menas metálicas (sulfuros y óxidos) por el hecho, que en las rocas
sedimentarias la conductividad se debe a movimiento de iones, mientras que en los
metales se debe al movimiento de electrones. En el primer caso la conductividad es
electrolítica mientras que en el segundo es electrónica. La conductividad de los mejores
conductores electrolíticos es una millonésima parte de la conductividad de un buen
conductor metálico.
La resistividad R de las formaciones sedimentarias varía normalmente entre 0.5 y 1.000
Ω.m, aunque algunas evaporitas alcanzan resistividades de varios miles de ohmios.metro.
La matriz de las rocas sedimentarias está constituida por materiales no conductivos de la
electricidad en estado seco (cuarzo, silicatos, micas, arcillas). En las rocas sedimentarias
la corriente fluye a través del agua poral o intersticial, a condición de que esta contenga
sales disueltas, las cuales se disocian en cationes y aniones cuando son sometidas a un
potencial eléctrico. Lo anterior explica por qué el agua químicamente pura, libre de iones,
no es conductiva y el agua salada sÍ.
La tabla 2.2 muestra valores de resistividad de distintos materiales: petróleo, gas y aire,
diferentes tipos de agua, algunos sedimentos consolidados y no consolidados y algunos
minerales.
2 -7

23. Tabla 2.3 Resistividad de algunos fluidos, rocas y minerales
MATERIALES RESISTIVIDAD (Ω·m)
Petróleo, gas y aire
Hielo
Agua destilada
Agua lluvia
Agua del mar
∝
105
– 108
2·105
30-1000
0.2
SEDIMENTOS NO CONSOLIDADOS
Arcillas
Arenas (varía con la composición)
2 – 30
100 – 5000
SEDIMENTOS CONSOLIDADOS
Shale
Areniscas
Calizas
Rocas ígneas y metamórficas
200 – 500
50 – 1000
100 – 50000
10 – 10000
MINERALES CONDUCTIVOS
Metales nativos: Au, Ag, Pt
Sulfuros: galenita, pirita, calcopirita, arsenopirita
Óxidos: casiterita, bornita, magnetita y grafito
Otros: anhidrita y bauxita
10-5
10-5
- 1
10-5
- 1
1 - 105
MINERALES NO CONDUCTORES
Cuarzo, feldespato, micas, sal gema, petróleo 105
1012
En perfilaje de pozos se utilizan diferentes símbolos y términos para designar la
resistividad de las diferentes zonas que se forman alrededor de un pozo (Figura 2.4).
2 -8

24. dh
di
dj
h
Drj
(Diámetros de invasión)
Capa adyacente
Capa adyacente
Espesor de capa
Lodo
hmc
dh
Rm
Rs
Rs
Resistividad de la zona
Resistividad del agua
Saturación de agua
Rmc
Torta
Rmf
Sxo
Rxo
Rw
Sw
Rt
' Schlumberger
Zona de
transición
Zona
lavada
Diámetro
de hueco
Zona virgen
Figura 2.4 Diferentes símbolos y términos utilizados para designar la resistividad de las
diferentes zonas de invasión en un pozo (Tomado de Schlumberger, 2000)
Rt = resistividad de la zona no invadida por los fluidos de perforación.
Ro= resistividad de la zona virgen 100% saturada de agua de formación
Rs= resistividad de la capa adyacente
Rw= resistividad del agua de formación.
Rm= resistividad del lodo de perforación
Rxo= resistividad de la zona lavada
Rmf= resistividad del filtrado del lodo
Rmc= resistividad de la torta de lodo
2.4 EFECTO DE LA SALINIDAD Y LA TEMPERATURA SOBRE LA RESISTIVIDAD
Los iones resultantes de la disociación de sales en agua, bajo el efecto de un potencial
2 -9

25. eléctrico, conducen la electricidad; cada ión es capaz de transportar sólo una cantidad
determinada de carga eléctrica y en consecuencia, a mayor concentración de iones y
mayor velocidad de desplazamiento, resulta mayor la cantidad de carga que pueden
transportar los iones y por tanto, mayor conductividad del agua de formación. De la
anterior observación se sacan dos conclusiones:
• La conductividad electrolítica es proporcional a la concentración de iones en solución; a
mayor concentración de iones mayor conductividad.
• La conductividad electrolítica aumenta con el incremento de la temperatura, toda vez
que con el aumento de temperatura disminuye la viscosidad del agua y en
consecuencia, los iones, que pueden ser considerados pequeñas esferas metálicas
cargadas eléctricamente, se desplazan a mayor velocidad.
En resumen, a mayor concentración de iones y a mayor temperatura, aumenta la
conductividad del agua de formación, lo que equivale a decir que disminuye su
resistividad.
2.5 DETERMINACIÓN DE LA RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN
La resistividad del agua de formación Rw puede ser determinada de diferentes maneras:
• Medición directa sobre una muestra de agua representativa. Esta medición realiza
directamente en el laboratorio a una temperatura estándar de 68º F (20º C) mediante
una pila de inmersión que mide simultáneamente resistividad y temperatura.
• Determinación de la resistividad por catálogo de muestras de agua o por interpolación
a partir de mapas de isosalinidad, construidos para una formación y cuenca
determinada.
• Calculo de la resistividad mediante análisis químico. Cuando no se pueden realizar
mediciones directas de resistividad sobre muestras representativas, se recurre a los
análisis químicos disponibles de muestras de agua, porque conociendo la
concentración de los iones presentes en una muestra se determina su resistividad con
alta precisión. Si la salinidad del agua de formación es causada por NaCl, la
resistividad puede ser determinada utilizando nomogramas como el de la figura 2.5.
2 -10

26. Figura 2.5 Nomograma para determinar resistividades de soluciones de NaCl.
Este nomograma permite convertir la resistividad de una solución de una temperatura t1 a
otra temperatura t2. Esta conversión se realiza mediante la formula de Arps. Además
permite conocer la concentración de NaCl para una determinada resistividad y viceversa.
2 -11

27. ⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜
⎝
⎛
+
+
=
77.6
77.6
·
2
1
12
t
t
RwRw t1 y t2 en °F Ec. 2.10
⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜
⎝
⎛
+
+
=
5.21
5.21
·
2
1
12
t
t
RwRw t1 y t2 en °C Ec. 2.11
Donde:
Rw1 = resistividad a la temperatura t1.
Rw2 = resistividad a la temperatura t2.
El nomograma anterior no es aplicable cuando las aguas de formación contienen iones
diferentes a Na+
y Cl-
, especialmente si se trata de iones de bicarbonato, carbonato,
sulfato y magnesio, porque estos iones poseen diferente capacidad de transporte de carga
eléctrica y diferente movilidad que las de los iones de Na+
y Cl-
,
En este caso, la composición química de la muestra analizada se debe convertir a una
composición química equivalente de cloruro de sodio, multiplicando la concentración de
cada ión (en ppm) por el respectivo factor de conversión de Dunlap y luego sumando los
productos así obtenidos. Con la salinidad total equivalente, se ingresa al nomograma de la
figura 2.5 y se determina la resistividad del agua de formación a una temperatura dada,
como si se tratará de salinidad causada por presencia iones de Na+
y Cl-.
.
Tabla 2.4 Factores de corrección de Dunlap
ION FACTOR
Na+
K+
Ca+2
Mg+2
SO4
-2
Cl-
HCO3
-
CO3
-2
1.0
1.0
0.95
2.0
0.5
1.0
0.27
1.26
Un método más exacto que el anterior utiliza el nomograma de la figura 2.6, en el cual los
valores de los factores de conversión no son constantes sino que disminuyen con el
aumento de la concentración total de iones en el electrolito, debido a que con el
incremento de la concentración estos pierden movilidad a través del electrolito. En la figura
anterior se observa que el factor de conversión de los iones de Ca y Mg por encima de
70.000 ppm disminuye hasta -0.5. De manera excepcional, el ión K incrementa su valor
sensiblemente en concentraciones superiores a 40.000 ppm.
Después de leer del nomograma los factores de conversión y de determinar la
concentración equivalente en ppm de NaCl se ingresa a la carta Gen-9 (Figura 2.5) y se
continúa el procedimiento como si se tratara de soluciones de cloruro de sodio
2 -12

28. Li (2.5) OH (5.5)
Br (0.44)
NO3 (0.55)
I (0.28)
NH4 (1.9)
Na & Cl (1.0)
Concentración total de sólidos, ppm o mg/kg
10 20 50 100 200 500 1k 2k 5k 10k 20k 50k 100k 300k
2.0
1.0
0
-1.0
2.0
1.0
0
-1.0
Los multiplicadores que no varían de manera apreciable para bajas concentraciones
(menores a 10000 ppm) se muestran en el margen izquierdo de la carta.
Figura 2.6. Nomograma para convertir concentraciones de soluciones iónicas a salinidad
equivalente de NaCl
2.6 FACTORES QUE AFECTAN LA RESISTIVIDAD DE FORMACIÓN
Los factores que afectan el valor de la resistividad de formación son los siguientes:
• Porosidad de la formación
• Resistividad del agua de formación
• Estructura interna de la roca
• Contenido de shale
• Presencia de hidrocarburos (petróleo y/o gas) :
• Saturación de agua
2.6.1 Efecto de la Porosidad
El efecto de la porosidad sobre la resistividad de un reservorio, es evidente si se tiene en
2 -13

29. cuenta, como se señaló en el numeral 2.3, que en las rocas sedimentarias la corriente
eléctrica fluye a través del agua poral o intersticial, a condición de que el agua contenga
sales disueltas y no a través de la parte sólida o matriz de la roca, que está constituida por
materiales no conductivos. Se deduce que la resistividad Rt es inversamente proporcional
a la porosidad de la roca reservorio, de donde se concluye que de dos muestras de rocas
de diferente porosidad que contengan idénticas soluciones salinas a la misma
temperatura, la roca de menor porosidad será la más resistiva. Cuando la porosidad
desaparece la resistividad de la roca se hace infinita.
2.6.2 Efecto de la Resistividad del Agua de Formación
De la anterior observación se deduce también que la resistividad Rt de una roca reservorio
es directamente proporcional a la resistividad Rw del agua connata que contenga en sus
poros, lo que significa que de dos muestras de roca de idéntica porosidad, una saturada
con agua dulce, resistiva (pocos iones en solución) y otra saturada con agua salada,
conductiva (muchos iones en solución), la muestra saturada con agua dulce tendrá mayor
resistividad.
2.6.3 Efecto de la Estructura Interna de la Roca
Con el propósito de entender el efecto de la estructura interna de la roca sobre la
resistividad, es indispensable introducir el concepto de factor de resistividad de formación
o simplemente factor de formación, que se designa como F ó FR.
El factor de formación F relaciona la resistividad de una roca almacén saturada 100% de
agua con la resistividad del agua de formación que satura a la roca.
Rw
Ro
F = Ec. 2.12
Donde:
Ro = resistividad de la roca almacén 100% saturada de agua de formación.
Rw = resistividad del agua de formación.
El factor F es una constante para una roca dada, no importa cual sea la resistividad del
fluido que satura la roca (agua potable, filtrado de lodo dulce o salado, etc.), es decir, que
no depende de Rw. Este hecho permite calcular el factor F comparando también la
resistividad de la zona lavada y la resistividad del filtrado del lodo:
Rmf
Rxo
F = Ec. 2.13
Donde:
Rxo = resistividad de la zona lavada.
Rmf = resistividad del filtrado del lodo.
En términos generales, para reservorios acuíferos, el factor F se puede expresar así:
Rz
Ri
Rw
Rxo
Rw
Ro
F === Ec. 2.14
Donde:
Ri = resistividad de la zona de transición
2 -14

30. Rz = resistividad de la mezcla filtrado y agua de formación.
En realidad, F es un factor de proporcionalidad adimensional, establecido de forma
empírica por Gustavo E Archie en 1942. Su valor varía en un amplio rango, de 1 a 10.000
y eventualmente puede ser incluso menor a 1. El valor de F para una formación en
particular depende de la estructura interna de la roca, la cual a su vez depende de los
siguientes factores:
• Porosidad de la formación
• Tamaño de poros y de las gargantas entre los poros
• Distribución espacial de poros (empaque)
• Tortuosidad
• Litología
Si se mide la resistividad que ofrece un cubo de roca de 1 metro de lado, que contiene
poros idealmente constituidos por tubos capilares rectos y paralelos a la dirección de flujo
de la corriente, entonces la longitud recorrida por los iones es de 1 metro (Figura 2.7)
En las rocas reales, los capilares no son rectos, sino que los iones se desplazan a lo largo
de poros comunicados de manera tortuosa y en consecuencia la longitud recorrida por los
iones resulta mayor que la distancia entre las caras del cubo (Figura 2.6). La tortuosidad
se expresa mediante la relación:
L
Le
a = Ec. 2.15
Donde:
Le = longitud real recorrida por los iones a lo largo de poros tortuosos
L = longitud recorrida por los iones a lo largo de un capilar recto.
El factor F es una expresión numérica de la tortuosidad de una roca reservorio. Se puede
dar el caso que dos rocas con igual valor de porosidad tengan diferente factor de
formación, porque su tortuosidad es diferente.
La relación entre factor F y la porosidad Φ de un reservorio se aprecia con facilidad si se
considera un cubo de agua salada de 1 metro de lado. La resistencia del cubo de agua y
la resistividad del agua salada están relacionadas mediante la siguiente ecuación:
A
L
Rr ·= Ec.2.16
Donde:
r = resistencia del cubo de agua salada
R = resistividad del agua salada
L = longitud del cubo (recorrido iónico)
A = área del cubo expuesta a la corriente eléctrica
Si la resistividad del agua salada es de 0.05 Ω.m, entonces sustituyendo en la ecuación
2.15 se obtiene:
Rr
m
m
mr =Ω=Ω= entonces;05.0
1
1
05.0 2
Ec. 2.17
2 -15

31. Capilares rectos
llenos de agua con
Rw = 0.05 Ω.m
Área porosa
conductiva: 0.5 m2
Figura 2.7 Efecto de la estructura interna de la roca sobre el factor de formación F.
El resultado anterior confirma que para cualquier material, la resistencia r de un volumen
unitario es igual a la resistividad o resistencia específica R de dicho material.
Si se sustituye el cubo de agua salada por un cubo de roca, con poros compuestos
“idealmente” por tubos capilares rectos y horizontales, entonces el recorrido iónico L del
cubo no cambiaría y se mantendría igual a 1 m. Como la matriz de la roca es aislante, el
2 -16

32. área conductiva de la corriente depende del área porosa total o acumulada de todos los
capilares; suponiendo que el área conductiva fuera 0.5 m2
y sustituyendo este valor en la
ecuación 2.15 se obtiene:
Ω=Ω= 1.0
5.0
1
0.05r 2
m
m
m
Se observa que al reducirse el área conductiva, la resistencia del conjunto aumentó de
0.05 a 0.1 Ω, hecho que confirma que la resistencia es inversamente proporcional a la
sección transversal (Figura 2.6). Como el área conductiva es proporcional a la porosidad,
entonces se puede escribir:
φ
L
Rr = Ec. 2.18
Debido a que las rocas reales no poseen tubos capilares rectos, sino capilares sinuosos y
tortuosos de manera que el recorrido iónico Le es mayor que la longitud del cubo L,
entonces resulta correcto escribir:
φ
Le
Rr = Ec 2.19
De la anterior ecuación es evidente que existe una relación entre resistividad y porosidad,
es decir, que se puede expresar la resistividad en términos de la porosidad y viceversa y
por tanto, es posible introducir un factor de conversión que permita hacer esto y este factor
es precisamente el factor de formación F.
Rw
Ro
saturanteaguadeladresistivid
aguacon100%saturadarocaladeadresistivid
FFactor == Ec. 2.20
Donde:
Ro = resistividad de la roca saturada con agua.
Rw = resistividad del agua que satura, que equivale al cubo de agua
La resistividad Ro equivale a la resistividad del cubo de roca
φ
Le
Rr = y la resistividad
Rw equivale a la resistividad del cubo de agua
A
L
Rr = . Reemplazando las anteriores
resistividades en la ecuación 2.20 se obtiene:
L
Le
a
L
Le
FentoncesmAáreaelsi
L
LeA
A
L
R
Le
R
F ===== siy
·
1;
·
· 2
φφ
φ
Entonces: m
a
F
φ
= Ec. 2.21
Donde:
a = constante que refleja la tortuosidad de una roca reservorio
m = constante que refleja el grado de cementación de una roca reservorio
La ecuación 2.21 que relaciona de forma empírica el factor de formación F con la
porosidad de formaciones limpias, fue propuesta en 1942 y se conoce como la primera
ecuación de Archie, la cual pronto se convirtió en una de las ecuaciones más importantes
2 -17

33. en la interpretación de perfiles eléctricos.
De la ecuación 2.21 se sacan dos conclusiones:
a
L
Le
=• F relaciona la porosidad y la estructura de la roca mediante el cociente que es
una expresión de la tortuosidad.
• F no depende del fluido saturante, ya que en la expresión final la resistividad R del
fluido se cancela. De esta conclusión se desprende que para reservorios acuíferos,
donde no existe otro fluido que agua, en términos más generales el factor F se puede
expresar así:
Rz
Ri
Rmf
Rxo
Rw
Ro
F === Ec. 2.22
Donde:
Ro= resistividad zona virgen saturada con agua
Rw= resistividad del agua de formación
Rxo= resistividad de la zona lavada
Rmf= resistividad del filtrado de lodo en zona lavada
Ri= resistividad de la zona de transición
Rz= resistividad de la mezcla filtrado y agua de formación
El Factor de formación F tiene tres aplicaciones:
• Determinar Ro cuando se conoce F y Rw; en este caso Ro puede ser comparado con
Rt para detectar la presencia de hidrocarburos.
• Determinar F cuando se conoce Ro y Rw; en este caso F se pude utilizar para
determinar porosidad.
• Determinar Rw cuando se conoce F y Ro; en este caso Rw se puede utilizar para
determinar la salinidad del agua de formación.
En la primera ecuación de Archie a y m son constantes que caracterizan la estructura
interna de la roca y que dependen de la litología y del grado de consolidación. La tabla 2.4
muestra diferentes valores de a y m utilizados para calcular F, establecidos mediante
numerosas pruebas de laboratorio realizadas sobre núcleos de rocas de diferente litología
y grado de consolidación, procedentes de distintas cuencas. Aunque los valores
distinguidos con asterisco dan buenos resultados y de hecho son los más utilizados, en el
estudio de un reservorio en particular, se recomienda determinar estos parámetros en
laboratorio.
Tabla 2.5 Constantes a y m para diferentes litologías (Asquith, 1982)
LITOLOGÍA EXPRESIÓN MATEMÁTICA
Calizas y dolomitas (para rocas duras)
2
1
F
φ
=*
2-18

34. Areniscas no consolidadas (rocas blandas)
15.2
62.0
φ
=F*
Formula de Humble Oil Cia.
Areniscas consolidadas
2
81.0
φ
=F*
Areniscas en general (Carothers 1958)
54.1
45.1
φ
=F
Areniscas arcillosas (Carothers 1958)
33.1
65.1
φ
=F
Carbonatos (Carothers 1958)
15.2
85.0
φ
=F
Areniscas del Plioceno del sur de California.
(Carothers 1958) 08.1
45.2
φ
=F
Areniscas del Mioceno de Texas, Louisiana
y Costa del Golfo (Carothers y Porter 1970) 29.1
97.1
φ
=F
Rocas detríticas limpias (Sethi 1979)
)05.2(
1
φ
φ
−
=F
2.6.4 Efecto del Contenido de Shale sobre la Resistividad
El efecto del contenido de shale sobre la resistividad de una roca reservorio depende de la
cantidad y forma de distribución del shale. Como se ilustra en la figura 2.6, se distinguen 3
formas de distribución del shale: laminar, dispersa y estructural.
El shale laminar reduce la resistividad de una roca reservorio, si esta propiedad se mide
en dirección paralela a las láminas de shale. La presencia de shale estructural
prácticamente no altera la resistividad de los reservorios, independientemente de la
dirección en que se mida la resistividad. En contraste, el shale disperso altera la
resistividad de una roca reservorio porque actúa como un conductor independiente y su
efecto se suma a la conductividad electrolítica del fluido poral de la roca.
El shale disperso, además de afectar la resistividad, es el único de los tres tipos de shale,
que reduce el espacio poral (Figura 2.8) y en consecuencia disminuye sensiblemente
tanto la porosidad efectiva como la permeabilidad de las rocas reservorio.
La conductividad de una shale disperso se puede considerar constante, porque la
salinidad de su agua poral no es afectada por la invasión del filtrado. Es necesario
subrayar, que el efecto neto del shale disperso sobre una roca, es poco importante cuando
la roca contiene agua de alta salinidad, porque su aporte a la conductividad pasa
desapercibido, pero es muy importante cuando la roca contiene agua de baja salinidad.
En consecuencia con lo anterior, para areniscas sucias (Vsh>10%) se utiliza el concepto
de factor de formación aparente F :a
2 -19

35. Rw
Ro
saturanteaguadeladResistivid
aguaconsaturada100%suciaareniscaadResistivid
Fa ==
Ec. 2.23
En una arenisca sucia, el factor de formación aparente puede llegar a ser menor a 1,
porque el agua de formación puede ser dulce y su resistividad puede exceder la
resistividad Ro, debido a la presencia de shale conductivo en la arenisca.
Modelos de afectación
φT = φe
φT = φe + Vsh.φsh
φT = φe
φT = φe + Vsh
φe
Matriz
φe
Matriz
φe
Matriz
φe
Matriz
Formas de distribución
A. Arena limpia
B. Shale laminar
C. Shale Estructural
D. Shale disperso
Figura 2.8 Formas de distribución del shale en reservorios arenosos. (Tomado de
Halliburton, 1991)
2 -20

36. 2.6.5 Efecto de la Presencia de Hidrocarburo
En las trampas, el aceite y el gas desplazan al agua, pero por fenómenos de tensión
superficial, una pequeña parte del agua connata, que es el fluido mojante en la gran
mayoría de los reservorios, no es desplazada y permanece adsorbida a la fase sólida o
matriz constituida por sustancias aislantes.
En perfilaje de pozos, el término matriz incluye los granos más el cemento, pero excluye el
shale disperso que envuelve a los granos o rellena los poros y que por si mismo puede
conducir electricidad.
Como el aceite y el gas son sustancias infinitamente resistivas, queda claro que la
resistividad de una roca, parcialmente saturada con hidrocarburo es proporcional a la
saturación de hidrocarburo.
El agua salina no desplazada por el hidrocarburo produce relativa conductividad aún en
yacimientos con alta saturación de hidrocarburo y por tanto, se puede concluir que el
efecto sobre la resistividad de la saturación de hidrocarburo es relativo; es decir, la
presencia de aceite y/o gas en un reservorio aumentan la resistividad Rt del reservorio, en
comparación con la resistividad Ro que tenía esa misma roca reservorio cuando estaba
saturada sólo con agua.
La presencia de hidrocarburo en un reservorio se establece por comparación utilizando el
Índice de resistividad IR, el cual se expresa de la siguiente manera:
100%)(SwaguasolocontienequerocamismaladeadResistivid
gasy/opetróleocontienequerocaladeadResistivid
Ro
Rt
IR
=
== Ec. 2.24
A mayor índice de resistividad, mayor saturación de hidrocarburo y en consecuencia
menor saturación de agua. Para que la saturación de agua en los reservorios sea menor a
la saturación crítica, el índice de resistividad debe ser mayor a 2,7 en reservorios de
arenisca y mayor a 3.3 en reservorios de caliza.
Rt
Ro
Sw = Ec. 2.25
Existen herramientas de resistividad diseñadas para medir Rt con precisión, más allá de la
zona de invasión para reconocer la presencia de hidrocarburos. Sin embargo estas
herramientas no pueden diferenciar entre aceite y gas.
2.6.6 Efecto de la Saturación de Agua
La resistividad de una formación que contiene aceite o gas (ambos aislantes eléctricos) es
una función que depende no solamente de F y Rw sino también de la saturación de agua
Sw. Archie en 1942 determinó experimentalmente que la saturación de agua Sw de una
roca reservorio limpia (Vsh=0), puede ser expresada en términos de su resistividad
verdadera Rt, mediante la siguiente ecuación:
2 -21

37. Rt
Ro
Swn
= Ec. 2.26
Donde:
n= exponente de saturación de agua, el cual para rocas humectadas por agua usualmente
es igual a 2.
Despejando el valor de Ro de la ecuación 2.12 y reemplazándolo en la ecuación 2.26 se
obtiene:
Rt
RwF
Swn .
= Ec. 2.27
Ahora, reemplazando el valor del factor de formación F de la ecuación 2.21 en la ecuación
anterior, se obtiene la ecuación de la saturación de agua para la zona virgen, conocida
como la segunda ecuación de Archie:
( )
( )Rt
Rwa
Sw m
n
.
.
φ
= Ec. 2.28
De manera análoga se llega a la ecuación de la saturación de agua para zona lavada:
( )
( )Rxo
Rmfa
Sxo m
n
.
.
φ
= Ec. 2.29.
En estudios petrofísicos detallados, los valores de a, m y n deben ser determinados de
manera precisa a partir de mediciones realizadas en laboratorio sobre núcleos de roca.
La ecuación de Archie para la zona lavada tiene cuatro aplicaciones:
• Calcular Sw cuando se conoce: el factor F y las resistividades Rw y Rt.
• Calcular Φ frente a zonas acuíferas (Sw=100%); cuando se conoce: Rt, Rw y la
litología de la zona de interés (constantes a y m).
• Calcular Rw frente a zonas acuíferas (Sw=100%), conociendo Ro y la litología de la
zona de interés (constantes a y m)
2.1 PROPIEDADES DEL LODO
Los principales factores que influyen en las mediciones realizadas en un pozo con las
herramientas de resistividad son:
• Resistividad del lodo
• Invasión del filtrado frente a zonas porosas
2.1.1 Resistividad del Lodo
Desde el punto de vista de la resistividad del lodo Rm, los lodos se dividen en dos grupos:
• Lodos conductivos base agua WBM.
• Lodos no conductivos base aceite OBM.
2 -22

38. Los lodos base agua son los más comunes y con ellos se utilizan herramientas eléctricas
que miden resistividad. La conductividad de estos lodos depende de la salinidad del agua;
usualmente se preparan lodos poco conductivos en agua dulce de baja salinidad y con
densidad cercana a 1 g/cc, lodos salados muy conductivos con salinidad de 30.000 ppm y
densidad de 1.02 g/cc y ocasionalmente se preparan lodos en agua saturada en sal, con
salinidad de 250.000 ppm y densidad de 1.2 g/cc.
Los lodos base aceite OBM se utilizan para minimizar el daño a la formación y con ellos se
corren herramientas de inducción electromagnética que miden conductividad; a este grupo
de lodos no conductivos pertenecen también los lodos sintéticos SBM y los lodos base
aire.
La resistividad de los lodos varía en forma inversa con la temperatura, a mayor
temperatura menor resistividad. Para convertir la resistividad de un lodo de una
temperatura t a otra temperatura t1 2., se utiliza la formula de Arps o el nomograma de la
figura 2.5. Esto significa que se asume que el lodo se comporta como una solución de
NaCl, hecho que conlleva a un pequeño error, ya que no todos los lodos son soluciones
de NaCl; algunos lodos contienen iones de Ca, Mg, K, bicarbonato, carbonato, sulfato,
etc.
La resistividad del lodo se mide sobre muestra de lodo tomada de la línea de retorno o de
la piscina de lodo, con la ayuda de una celda de resistividad de 4 electrodos, la cual mide
simultáneamente la resistividad y la temperatura del lodo.
En el encabezado de cualquier perfil de pozo abierto, además del tipo, densidad,
viscosidad y ph del lodo se incluye la temperatura máxima registrada en el fondo del pozo
BHT, la resistividad del lodo Rm , la resistividad del filtrado Rmf y la resistividad del
revoque o torta del lodo Rmc.
La Resistividad del filtrado Rmf y de la torta Rmc se mide sobre muestras de filtrado y de
torta, obtenidos en el sitio del pozo mediante una filtroprensa. Puede ocurrir que la
muestra de lodo tomada en la línea de retorno no sea representativa del lodo que había en
el pozo frente a una formación en particular. Estas anomalías se advierten si diariamente
se mide la resistividad del filtrado y la de la torta del lodo.
Cuando en el encabezado no aparece la resistividad del filtrado o la resistividad de la
torta, estos parámetros se pueden estimar con la ayuda del nomograma de la figura 2.8, si
se conoce el peso del lodo.
2 -23

39. 4
2
1.0
0.8
0.6
0.4
0.2
0.1
0.08
0.06
0.04
0.02
0.01
.04 .06 .08 0.1 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 2 4 6
DENSIDAD DEL LODO
(kg/m3)
2037
1678
1588
1438
1318
1198
(lb/gal)
17
14
13
12
11
10
DENSIDAD DEL LODO
(kg/m3)
10
11
12
13
14
17
(lb/gal)
1198
1318
1438
1588
1678
2037
Rmf
Rmc
Figura 2.9 Nomograma para estimar Rmf y Rmc a partir de Rm
Cuando no se dispone del peso del lodo, Rmf y Rmc se pueden estimar con base en la
siguiente aproximación estadística para lodos con salinidad ocasionada principalmente por
NaCl:
Rmc = 1.5Rm y Rmf = 0.75 Rm Ec. 2.30
2.7.2 Perfil de Temperatura
La temperatura en un pozo se registra de dos formas diferentes:
• Registro puntual de temperatura: usualmente cada herramienta o dispositivo que se baja
al pozo lleva anexo un termómetro que registra la temperatura máxima, que se asume
corresponde a la del fondo del pozo (BHT).
• Registro continúo de temperatura: mediante sonda provista de un termómetro hecho de
un metal resistivo cuya resistividad cambia con la temperatura, se mide la temperatura
descendiendo y con la circulación suspendida.
2 -24

40. En el fondo de un pozo en perforación, la temperatura de fondo (BHT) esta disminuida por
el efecto refrigerante del lodo y por el contrario, hacia la boca del pozo, la temperatura Ts
esta aumentada por el lodo caliente que sube del fondo del pozo (Figura 2.10)
Efecto de calentamiento por el lodo
GG: Gradiente Geotérmico de
la formación
Efecto refrigerante del lodo
Perfil continuo de temperatura
del pozo
ΔT = 50 - 68°F
Temperatura en el pozo
TD
Figura 2.10 Efecto refrigerante del lodo en el fondo y de calentamiento en la boca
del pozo.
Después de 72 horas a una semana de detenida la circulación, la temperatura del lodo se
aproxima a la temperatura de la roca, es decir, se aproxima al gradiente geotérmico.
2.7.3 Gradiente Geotérmico
El gradiente geotérmico G.G varía de acuerdo con la localización geográfica y la
conductividad termal de las rocas; el G.G generalmente es bajo en rocas de alta
conductividad termal como la sal y anhidrita y es alto en cuencas que contienen gruesas
secuencias de shale, debido a que estos tienen baja conductividad térmica.
En el encabezado de los perfiles de pozo abierto se indican los siguientes parámetros:
FT Temperatura de la línea de flujo
BHT Temperatura de fondo del pozo
TD Profundidad total del pozo
Ts Temperatura media de superficie
Con estos datos se calcula el gradiente geotérmico G.G del pozo en ºF/100’
( )
'100
TD
TsBHT
)'100/F(GG
−
=°
Ec. 2.31
Conociendo el gradiente geotérmico se puede calcular la temperatura de formación a
2 -25

41. cualquier profundidad de interés en un pozo, mediante la siguiente ecuación:
( )( .ofunPr
'100
TD
TsBHT
Ts)F(Tf )−
+=° Ec. 2.32
Para convertir temperaturas dadas en grados Fahrenheit a grados centígrados y viceversa
se utilizan los siguientes factores de conversión:
100m
Cº
823.1
'100
Fº1
=
Ec. 2.33
100'
Fº
5486.0
100
Cº1
=
m Ec. 2.34
La temperatura de formación se puede estimar gráficamente utilizando un nomograma
como el de la figura 2.11, si se conoce el gradiente geotérmico y la temperatura media de
superficie Ts.
Temperatura media
de superficie Temperatura (°C)
Temperatura media
de superficie
Temperatura (°F)
60° 100 150 250200 300 350
80 100 150 200 250 300 350
5
10
15
20
25
1
2
3
4
5
6
7
8
27° 50 75 100 125 150 175
25 50 75 100 125 150 17516°
0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6°F/100ft
1.09 1.46 1.82 2.19 2.55 2.92°C/100m
Gradiente Geotérmico
A
B
Figura 2.11 Nomograma para estimar la temperatura de formación a partir
del gradiente geotérmico.
2 -26

42. La temperatura media de superficie Ts se mide en un pozo aproximadamente a unos 70-
100 pies por debajo de la superficie del terreno, con el fin de eliminar las variaciones
estaciónales. En la tabla 2.5 se citan las temperaturas medias de superficie de algunas
regiones petrolíferas del mundo.
Tabla 2.6 Temperatura media de superficie de algunas regiones (Halliburton, 1991)
TEMPERATURA
REGIÓN
Ts (ºF)
Alaska Norte, EEUU 10
Alaska Sur, EEUU 35
Ankara, Turquía 44
Asuan, Egipto 80
Aberdeen, Escocia 48
Bogotá, Colombia 58
Calgary, Alberta 41
California, EEUU 60
Caracas, Venezuela 70
Colorado, EEUU 40
Costa del Golfo, EEUU 70
Changai, China 65
Gabón, África 80
Golfo de México, 60
Lima, Perú 68
Mendoza, Argentina 60
Montañas Rocosas, EEUU 60
Natal, Brasil 73
Oklahoma, EEUU 50
Río de Janeiro, Brasil 73
Santa Cruz, Bolivia 60
Siberia Occidental, Rusia 25
Texas Occidental, EEUU 60
Yakarta, Indonesia 80
Wyoming, EEUU 60
2.7.4 Invasión del Filtrado de Lodo
La pérdida de filtrado del lodo por invasión del espacio poroso frente a las formaciones
permeables, representa el principal problema en la interpretación de registros eléctricos,
por cuanto el filtrado que invade la formación cambia la resistividad de la misma en las
inmediaciones del pozo.
Como resultado de la invasión del filtrado en las formaciones permeables, se forman 4
zonas de forma cilíndrica (Figura 2. 4), que se describen a continuación, en dirección de la
pared del pozo hacia la formación:
• Revoque o torta: zona de relativa alta resistividad y baja permeabilidad (5-10 milidarcis),
cuyo espesor varia entre 1/8” – 3/4". La resistividad de esta zona se designa Rmc.
2 -27

43. • Zona lavada: zona que contiene filtrado del lodo Rmf) y en algunos casos hidrocarburo
residual que no fue desplazado por le filtrado. El espesor de esta zona varia entre 3” - 4”.
La resistividad de esta zona se designa Rxo y la saturación de agua Sxo.
• Zona de transición: zona en la cual el fluido saturante es una mezcla de filtrado y de
agua de formación. El espesor de esta zona es muy variable, incluso puede no existir; la
resistividad de esta zona se designa Ri.
• Zona Virgen: zona no invadida por el filtrado del lodo y en consecuencia su resistividad
corresponde a la resistividad verdadera del conjunto roca fluido original. La resistividad y
la saturación de agua de esta zona se designan Rt y Sw respectivamente.
2.7.5 Profundidad de Invasión
La zona de invasión incluye la zona lavada y la zona de transición cuando esta existe. El
diámetro de invasión dj se mide desde la pared del pozo hasta la interfase con la zona
virgen. La profundidad de invasión con el tiempo tiende a disminuir bien porque los fluidos
de la formación tienden a reinvadir la zona lavada o porque el filtrado desaparece por
difusión. Usualmente el diámetro de invasión se expresa en pulgadas o por medio de la
razón d /d , donde d es el diámetro del pozo.j h h
El diámetro de invasión es función de la porosidad o capacidad de almacenamiento de las
formaciones permeables para almacenar el filtrado que ingresa; a mayor porosidad menor
profundidad de invasión. La combinación de perfiles de resistividad de diferente
profundidad de investigación es posible permite establecer de forma aproximada la
profundidad de invasión. En ha estimado que la profundidad de invasión expresada en
diámetros de pozo, en función de la porosidad es la siguiente:
d = 2d invasión somera para rocas con porosidad alta.j h
dj = 5d invasión media para rocas con porosidad mediana.h
dj = 5d invasión profunda para rocas con porosidad baja.h
2.7.6 Factores que afectan la profundidad de invasión
• Presión diferencial entre la columna de lodo y la formación: la cantidad de filtrado de lodo
que ingresa a la formación es proporcional al diferencial de presión, el cual normalmente
es de 100 psi.
• Composición del lodo: la cantidad de filtrado de lodo que se infiltra es función del tiempo
que tarda en formarse el revoque, el cual a su vez depende de la composición del lodo y
de los aditivos que contiene. Una vez formado el revoque, cesa la invasión porque el
revoque es prácticamente impermeable (5-10 milidarcis)
• Porosidad: este factor es determinante porque antes que se forme el revoque, se infiltran
iguales volúmenes de filtrado frente a capas de baja y de alta porosidad. La profundidad
de invasión es mayor frente a rocas de baja porosidad porque poseen menor capacidad
2 -28

44. de almacenamiento.
• Permeabilidad: para que haya invasión es necesario que la formación sea porosa y a la
vez permeable; sin embargo, la magnitud de la permeabilidad no influye en la
profundidad de la invasión, sino en el tiempo que tomará el filtrado para desplazarse
por efecto de segregación gravitacional dentro de la formación.
2.7.7 Efecto de la segregación gravitacional
Debido al efecto de la gravedad, después de unas horas el filtrado del lodo almacenado en
la zona invadida tiende a ser segregado y a ascender, alterando con el tiempo la forma de
la zona de invasión. Esta segregación ocurre cuando el filtrado es menos denso (menos
salino) que el agua de formación. Como resultado de esta segregación puede ocurrir que:
• El filtrado se acumule hacia le tope de una formación acuífera y hace más profunda la
invasión en el tope, causando asimetría en las curvas de resistividad.
• En el caso de una formación saturada de petróleo en el tope y de agua salada en la
base, el efecto de segregación se manifiesta por invasión profunda en la zona del
contacto agua-petróleo.
El tiempo que tarda en producirse este fenómeno depende del contraste de densidades
entre el filtrado del lodo y los fluidos porales y la permeabilidad vertical de la roca
reservorio.
2.8 INVASIÓN Y PERFILES DE RESISTIVIDAD
La distribución del filtrado dentro de la formación da lugar a tres perfiles de resistividad que
difieren en la distribución radial de la resistividad a partir de la cara del pozo hacia la zona
no invadida. Para identificar estos modelos de invasión en un pozo se requiere disponer
de herramientas de resistividad provistas de dispositivos de lectura somera, intermedia y
profunda para medir las correspondientes resistividades Rxo, Ri y Rt, En la actualidad
existen en el mercado dos combinaciones de herramientas que miden simultáneamente
estas tres resistividades:
• Herramienta de Doble Inducción DIL combinada con el Laterolog-8 o con la sonda
Esférica Enfocada SFL.
• Herramienta Doble Lateroperfil DLL combinada con la sonda Micro esférica Enfocada
MSFL.
2.8.1 Perfil neto de invasión.
En este perfil de invasión, la zona lavada Rxo está en contacto directo con la zona virgen
Rt, es decir, que no existe zona de transición y por consiguiente el diámetro de invasión es
igual a di (Figura 2.4). En el caso hipotético de la figura 2.12, la resistividad Rxo es alta
porque se utilizó lodo dulce y Ro es baja porque la invasión ocurre frente a una zona 100%
saturada de agua salada de baja resistividad. Se asume que el perfil de resistividad fue
registrado poco después de terminada la perforación.
2 -29

45. Ro*
Rxo
dj DistanceResistivity
Borehole
Wall
Figura 2.12 Perfil neto de invasión frente a zona acuífera.
2.8.2 Perfil de invasión con zona de transición
El perfil de transición es más realístico que el anterior y consiste de una zona lavada Rxo y
de una zona de transición Ri en contacto con la zona virgen Rt; la invasión del filtrado
disminuye gradualmente hacia la zona virgen. En este caso el diámetro de invasión es
igual a dj (Figura 2.4). El ancho de la zona de transición depende principalmente del tipo
de formación y de la rata de invasión. Como en el caso anterior la invasión ocurre frente a
zona 100% saturada de agua salada de baja resistividad. (Figura 2.13).
.
Ro*
Rxo
dj Distance
Resistivity
Borehole
Wall
Ri
Figura 2.13 Perfil de invasión con zona de transición frente a zona acuífera
2.8.3 Perfil de invasión con anulo.
Este perfil se detecta ocasionalmente, porque el efecto que lo genera desaparece con el
tiempo (Figura 2.14) y para detectarlo es necesario correr las herramientas eléctricas tan
pronto como se detiene la perforación. Desde el punto de vista del análisis de perfiles, es
muy importante porque sólo ocurre en formaciones petrolíferas, debido a que el filtrado
primero desplaza a los hidrocarburos y después al agua de formación, la cual forma un
anillo circular alrededor de la zona invadida. Dicho anillo está saturado principalmente por
agua de formación, de relativa baja resistividad, en comparación con la resistividad de la
zona virgen Rt que contiene hidrocarburo.
2 -30

46. Ro
RtRi
Ran
Rxo
dj DistanceResistivity
Borehole
Wall
Figura 2.14 Perfil de invasión con anulo.
Los perfiles de resistividad son diferentes para las zonas acuíferas y para las zonas
potencialmente productoras de petróleo. De otro lado, los perfiles de resistividad también
difieren dependiendo de si el lodo de perforación utilizado es más resistivo (Rmf>Rw) o
menos resistivo (Rmf<Rw) que el agua de formación de las rocas reservorio.
2.9 PERFILES DE RESISTIVIDAD EN RESERVORIOS ACUÍFEROS
En reservorios acuíferos la resistividad de la zona virgen se designa como Ro, porque allí
la formación está 100% saturada de agua. Dependiendo de la resistividad del lodo
utilizado que hay dentro del pozo, las zonas acuíferas presentan dos perfiles diferentes de
distribución radial de la resistividad:
2.9.1 Reservorios acuíferos perforados lodo dulce
Cuando se emplea lodo dulce, cuya resistividad Rm es mayor que la resistividad del agua
de formación Rw, las resistividades de las zonas lavada Rxo, de transición Ri y virgen Rt
cumplen la siguiente desigualdad: Rxo>Ri>>Rt. (Figura 2.15)
2.9.2 Reservorios acuíferos perforados con lodo salado
Cuando se emplea lodo salado cuya resistividad es aproximadamente igual que la
resistividad del agua de formación Rw, las resistividades leídas por las herramientas de
investigación somera (Rxo), mediana (Ri) y profunda (Rt) son bajas y además son
aproximadamente iguales Rxo=Ri=Rt (Figura 2.14)
2 -31

47. Rxo
Ro
DISTRIBUCIÓN RADIAL DE
RESISTIVIDADES
Rmf >> Rw
LODO DULCE
TORTA
ZONA INVADIDA
ZONA LAVADA
ZONA VIRGEN
Rmf ≈ Rw
LODO SALADO
ZONA INVADIDA
ZONA LAVADA
ZONA VIRGEN
SECCIÓN HORIZONTAL A
TRAVÉS DE UN RESERVORIO
ACUÍFERO
ZONA VIRGEN
Rt
Sw >> 60%
ÁNULO
ZONA INVADIDA
ZONA
LAVADA
POZO
Rm
Rxo
Rt
Rxo = Ro
Ro
Ro
DISTANCIA
Figura 2.15. Distribución radial de las resistividades frente a zonas acuíferas. (Tomado de
Asquith, 1982)
2.10 PERFILES DE RESISTIVIDAD EN RESERVORIOS PETROLÍFEROS
En reservorios petrolíferos la resistividad de la zona virgen se designa como Rt, porque allí
la formación tiene saturación de agua menor a 60%. De acuerdo a la resistividad del lodo
utilizado en la perforación se distinguen dos perfiles de resistividad:
2.10.1 Reservorios petrolíferos perforados con lodo dulce
Cuando la resistividad del lodo Rm es mayor que la resistividad del agua de formación Rw,
2 -32

48. las resistividades de las zonas lavada Rxo, de transición Ri y virgen Rt son altas
comparativamente con las que se observan frente a zonas acuíferas. La resistividad de la
zona lavada Rxo es alta porque contienen filtrado de lodo dulce e hidrocarburo residual.
Las resistividades disminuyen progresivamente con la profundidad de invasión de
acuerdo a la siguiente relación Rxo>Ri>Rt. Si existe perfil con anulo, la resistividad de la
zona de transición resulta algo menor que la resistividad de la zona virgen: Rxo>Ri<Rt
(Figura 2.16).
2.10.2 Reservorios petrolíferos perforados con lodo salado
Cuando se emplea lodo cuya resistividad es aproximadamente igual que la resistividad del
agua de formación Rw, las resistividades leídas por las herramientas de investigación
somera Rxo, mediana Ri y profunda Rt aumentan gradualmente con la profundidad de
invasión, de acuerdo a la siguiente desigualdad: Rxo<Ri<Rt. Debido a la presencia de
hidrocarburo, la resistividad de la zona virgen Rt es mucho mayor que Ro, es decir, que la
resistividad que tendría el reservorio si estuviera 100% saturado de agua (Figura 2.16).
2 -33

49. Rxo
Rt
Rαn
Rxo
Rt
Rαn
DISTRIBUCIÓN RADIAL DE
RESISTIVIDADES
Rmf >> Rw
LODO DULCE
TORTA
ZONA INVADIDA
ZONA LAVADA
ZONA VIRGEN
ÁNULO
Rmf ≈ Rw
LODO SALADO
ZONA INVADIDA
ZONA LAVADA
ZONA VIRGEN
ÁNULO
Ro
Rt
Rαn
Rαn
Rt
Ro
SECCIÓN HORIZONTAL A
TRAVÉS DE UN RESERVORIO
PETROLÍFERO
ZONA VIRGEN
Rt
Sw << 60%
ÁNULO
ZONA INVADIDA
ZONA
LAVADA
POZO
Rm
Rxo
Rt
Rαn
DISTANCIA
Figura 2.16. Distribución radial de las resistividades frente a zonas petrolíferas (Tomado
de Asquith, 1982)
2.11 PERFILES DE RESISTIVIDAD EN POZOS CON LODO BASE ACEITE
Cuando se perfora con lodos base aceite OBM, independientemente que la zona sea
acuífera o petrolífera siempre se forma un perfil radial de resistividad que decrece en la
dirección de la pared del pozo a la zona virgen. El decremento es proporcional al contraste
de resistividades Rmf y Rw: es muy acentuado frente a zonas acuíferas con agua de
formación salada y es suave frente a zonas petroliferas con agua de formación dulce.
Cuando la invasión del filtrado es muy profunda y el agua de formación es dulce, la
diferencia de resistividades entre la zona lavada y la zona virgen tiende a desaparecer
2 -34

50. como se aprecia en la figura 2.17.
Distancia
dj
Zona petrolífera
Distancia
dj
Zona acuífera
Rxo
Rt
Rxo
Rt
(b) Agua connata salada(a) Agua connata dulce
Distancia
dj
Zona acuífera
Rxo
Rt
Distancia
dj
Zona petrolífera
Rxo
Rt
Figura 2.17. Esquema de distribución radial de la resistividad en pozos perforados con
lodo base aceite OBM
2.1.2 EJEMPLOS Y EJERCICIOS
Ejemplo 1.
Dada la resistividad de un filtrado Rmf=0.10 Ωm a 75° F encontrar la resistividad que
tendría el filtrado a 150° F. Asumir que la concentración de NaCl permanece constante
con el cambio de temperatura.
Utilizando la carta GEN-9 de la figura 2.5
• Se encuentra el punto A que corresponde al punto de intersección de la resistividad
Rmf1=0.10 Ω-m con la temperatura t1=75º F. Este punto muestra que la concentración
de NaCl en el filtrado es de 5300 ppm aproximadamente.
2 -35

51. • Se desplaza el punto A paralelamente a las lineas de isoconcentración hasta encontrar
el punto B que corresponde a la intersección de la concentración 5300 ppm con la
nueva temperatura t2=150º F y luego se lee hacia arriba en dirección vertical
Rmf2=0.050 Ω-m.
La resistividad buscada se puede hallar también utilizando la fórmula de Arps:
m.052.0
77.6150
77.675
.10.0
77.6*t
77.6t
RR
2
1
1mf2mf
Ω=⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
+
+
=⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜
⎝
⎛ +
=
Ejemplo 2.
La resistividad de un lodo con NaCl es igual a 0.70 Ω-m a BHT=250º F. Calcular la
resistividad del lodo Rm a temperatura de formación Tf=140° F.
Utilizando la carta anterior GEN-9:
• Se encuentra el punto de intersección de la resistividad Rm1=0.70 Ω-m con la
temperatura t1=250º F. Este punto muestra que la concentración de NaCl en el filtrado
es de 2,200 ppm aproximadamente.
• Unimos esta concentración con la nueva temperatura t2=140º F y se obtiene la nueva
resistividad del lodo Rm2 = 1.25 Ω-m
Utilizando la fórmula de Arps se obtiene que la resistividad buscada es de 1.22 Ω-m.
m22.1
77.6140
6.77250
0.70.R m
Ω=⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
+
+
=
Ejemplo 3
En la tabla 2.7 se presenta la concentración de iones encontrada en el análisis químico de
una muestra de agua de formación obtenida mediante una prueba DST. Determinar la
concentración equivalente en ppm de NaCl. Utilizar la carta Gen-8.
Tabla 2.7 Concentración de iones del análisis químico de muestra de agua
Concentración.
Equivalente NaCl
(ppm)
Iones Símbolo Concentración Factor
(ppm)
+
Sodio y Cloro
Carbonato
Bicarbonato
Magnesio
Sulfato
Na y Cl-
12,500 1.00 12,500
-2
1,000 0.52 520CO3
-
HCO 5,000 0.28 1,4003
Mg+2
2,000 1.14 2,280
+2
2,500 0.46 1,150SO4
2 -36

52. Concentración total (ppm) 17,850
Ejercicio 1
La resistividad de una muestra de agua de formación es de 0.4 Ωm a 30° C Determinar la
concentración de NaCl y la resistividad a 60° C.
Ejercicio 2
El análisis químico de una muestra de agua de formación determino que contiene 20,000
ppm de NaCl. Estimar su resistividad a 115° F.
Ejercicio 3
La resistividad Rmf, tomada del cabezal de un pozo, es igual a 0.08 Ωm a 75° F.
Determinar su resistividad a temperatura de formación de 200° F y su concentración en
ppm, conociendo que el lodo sólo contiene NaCl.
Ejercicio 4
En un pozo la temperatura BHT=280° F a 16,000 pies. Determinar la temperatura de
formación a 12,400 pies, si la temperatura media Ts de superficie es de 80° F.
2 -37

53. 3 PERFIL DE POTENCIAL ESPONTÁNEO
3.1 INTRODUCCIÓN
El perfil de Potencial Espontáneo SP registra los potenciales eléctricos naturales que se
producen dentro de un pozo, por interacción del lodo de perforación con el agua de
formación y con las capas de shale.
El potencial espontáneo fue descubierto accidentalmente por los hermanos Schlumberger
en 1931, cuando registraban el perfil de resistividad de un pozo. El potencial espontáneo
fue uno de los primeros perfiles eléctricos utilizados en la industria del petróleo y su aporte
resultó tan significativo, que rápidamente se generalizó su uso y aún hoy es uno de los
perfiles más utilizados.
3.2 USOS DEL PERFIL DE POTENCIAL ESPONTÁNEO
El principal uso del perfil del potencial espontáneo SP consiste en diferenciar las
litologías porosas permeables, potencialmente almacenadoras de hidrocarburos, de las
litologías arcillosas improductivas. El perfil del SP tiene además otros usos
complementarios:
• Determinar topes y bases de las rocas porosas permeables
• Correlacionar litologías entre pozos.
• Estimar la resistividad Rw de las aguas de formación.
• Estimar el contenido de arcillocidad Vsh en las rocas reservorio.
3.3 MEDICIÓN DEL POTENCIAL ESPONTÁNEO SP
La medición del SP consiste en registrar, en función de la profundidad, las diferencias de
potencial que se generan de manera espontánea, entre un electrodo móvil, que es subido
a lo largo del pozo lleno con un fluido conductivo y un electrodo de referencia, fijo en
superficie.
El perfil esquemático de la figura 3.1 muestra que el dispositivo para medir el SP es muy
simple y que no constituye por si mismo una herramienta, sino que consiste simplemente
de un cable revestido (encauchetado) con sus dos extremos desnudos, que sirven de
electrodos; el electrodo A esta suspendido en el centro del pozo lleno de lodo de
perforación y el electrodo B, llamado electrodo de referencia, va en superficie conectado a
tierra. Entre los dos electrodos hay un galvanómetro G que mide todas las diferencias de
potencial (ΔV) que surgen entre los electrodos A y B, cuando el electrodo A es
desplazado, desde el fondo del pozo hacia superficie.
El electrodo del SP puede ser integrado a numerosas herramientas de perfilaje; por regla
general, el perfil SP se registra simultáneamente con el perfil de resistividad o con el perfil
de inducción electromagnética o con perfil sónico, siempre y cuando en el pozo haya lodo
conductivo. En los perfiles eléctricos, la curva del SP siempre se grafica en la pista 1 y las
curvas de resistividad y de inducción electromagnética se registran en la pista 2 y 3
respectivamente.

54. Figura 3.1 Perfil esquemático del Potencial Espontáneo
Las deflexiones del perfil del SP obedecen a pequeñas corrientes eléctricas, que se
producen en el pozo frente a los contactos estratigráficos entre rocas permeables y capas
de shale, Las corrientes eléctricas utilizan el lodo del pozo como medio de propagación,
creando diferencias de potencial entre los electrodos A y B. De lo anterior se concluye
que el perfil SP no puede ser registrado en pozos llenos con lodos o fluidos no conductivos
(lodo base aceite, gas o aire) o en pozos ya revestidos, porque en estos casos no existe
conexión eléctrica entre el electrodo A y las rocas permeables.
Frente a capas potentes de shales, la curva del SP forma una línea recta llamada línea
base de shale y en frente a rocas reservorio (areniscas o calizas) el perfil SP deflecta de
la línea base de shale bien a la izquierda (deflexión normal o negativa) o a bien la derecha
(deflexión inversa o positiva), dependiendo del valor de la resistividad del filtrado del lodo
Rmf con respecto a la resistividad del agua de formación Rw. Cuando la salinidad del lodo
es menor que la salinidad del agua de formación (Rmf>>Rw), condición que prevalece en
la mayoría de los casos, la curva del SP deflecta hacia la izquierda y se considera que el
potencial espontáneo es negativo. Cuando la salinidad del lodo es mayor que la salinidad
3-2

55. del agua de formación (Rmf<<Rw) la curva del SP deflecta hacia la izquierda (SP normal)
y se considera que el potencial espontáneo es positivo. Cuando no hay contraste entre
estas dos resistividades, es decir, cuando Rmf ≈ Rw no hay deflexión. (Figura 3.2)
La posición de la línea base de shale dentro de la pista 1, no tiene ningún significado en la
interpretación del perfil SP; su posición se escoge teniendo en cuenta la dirección y la
amplitud de las deflexiones del SP, de forma que la curva no se salga de la pista a lo
largo del perfil pozo.
Figura 3.2 Deflexiones del perfil del SP en función de la relación entre las
resistividades del lodo (Rmf) y del agua de formación (Rw)
La amplitud de las deflexiones se mide gráficamente a partir de la línea base de shale,
sobre una escala relativa, que no comienza en cero y que muestra sólo el valor en
milivoltios asignado por división de la escala. Generalmente el valor que se asigna es de
5, 10, 15, ó 20 milivoltios.
Frente a areniscas limpias (sin arcillocidad), acuíferas y de espesor potente la curva del
SP tiende a alcanzar una desviación máxima de hasta de unos 200 milivoltios,
denominada línea base de arenisca. (Figura 3.1).
Las investigaciones realizadas demuestran que aunque la deflexión del SP es un indicador
de permeabilidad no existe ninguna relación cuantitativa entre la amplitud de las
deflexiones del SP y el valor de la permeabilidad de las rocas almacén. El perfil SP no
hace distinción entre rocas porosas de buena permeabilidad y rocas porosas cuya
permeabilidad es tan baja que no ofrecen interés comercial, incluso por debajo de un
milidarcy (Jim Brook, 1984)
3.4 FUNDAMENTOS TEÓRICOS
El potencial espontáneo SP que mide el galvanómetro es la suma de dos potenciales que
resultan de interacciones dentro del pozo, que involucran movimiento de iones: el
potencial electroquímico Ec y el potencial electrocinético Ek.
SP = Ec + Ek Ec. 3.1
3-3

56. 3.4.1 Potencial Electroquímico
El potencial electroquímico Ec surge cuando dos fluidos de diferente salinidad entran en
contacto. Este componente, que es normalmente el mayor contribuyente a las deflexiones
del SP, es a su vez la suma del potencial de membrana Em y del potencial de difusión Ej
Ec = Em + Ej Ec 3.2
Donde:
Em = potencial de membrana
Ej = potencial de difusión o de intercambio líquido
• Potencial de Membrana
El potencial de membrana Em se genera cuando dos soluciones de diferente
concentración, en este caso el filtrado del lodo de perforación y el agua de formación,
entran en contacto a través de un shale.
En 1943 Mounce y Rust evidenciaron este potencial mediante el modelo que se ilustra en
la Figura 3.3(a). Se trata de una cubeta circular con tres secciones, la primera llena con
shale, la segunda con agua dulce y la tercera con agua salada; las secciones con agua
están separadas por una membrana permeable de porcelana para evitar la mezcla súbita
de las soluciones. El conjunto forma una celda electrolítica que genera una corriente
eléctrica o potencial cuya magnitud es mayor cuanto mayor sea el contraste de salinidad
de las dos soluciones.
Figura 3.3 Modelo de la celda electrolítica de Mounce y Rust.
En la cubeta circular, las flechas indican que la corriente eléctrica fluye del agua dulce al
agua salada y después hacia el shale. Si se invierte la posición de las soluciones de
diferente concentración, el flujo de corriente ocurre en dirección opuesta. Si las
concentraciones de las soluciones en contacto son iguales, no se produce flujo de
corriente.
3-4

57. El modelo de Mounce y Rust guarda una estrecha analogía con un pozo, frente a una
capa permeable (arenisca, caliza, etc.) intercalada entre dos capas de shale como se
ilustra en la figura 3.3(b).
En la mayoría de casos, el filtrado del lodo que invade la capa de arenisca es la solución
de menor concentración y el agua de formación es la solución de mayor concentración. Se
asume que el filtrado del lodo y el agua de formación contienen en solución únicamente
iones de NaCl, pero en diferente concentración.
Debido a la estructura molecular de los minerales arcillosos, las partículas de arcilla del
shale presentan en su superficie carga negativa que atraen iones positivos y repelen iones
negativos. En este caso el shale actúa como una membrana selectiva de iones, que atrae
y deja pasar hacia el pozo a través de sus poros los cationes de Na+
del agua de
formación y repele los aniones de Cl-
.
Después de cierto tiempo, el flujo de cargas positivas crea un desequilibro de iones de Na+
a ambos lados del shale, que produce un potencial denominado potencial de membrana
Em (Figura 3.4).
Figura 3.4 Potencial de membrana en la interfase arenisca-shale.
• Potencial de Difusión
El potencial de difusión Ej, también llamado de intercambio líquido, es el potencial
electroquímico que se genera en el frente de invasión de una roca porosa-permeable, en
la interfase entre el filtrado del lodo y el agua de formación (Figura 3.5).
En la interfase los cationes de Na+
y los aniones de Cl-
fluyen de una solución a otra con
facilidad. Pero debido a que los cationes de Cl-
poseen mayor movilidad que los aniones
de Na+
(Cl-
= 6.76x10-4
cm/seg y Na+
= 4.46x10-4
cm/seg a 18º C) el resultado neto es un
flujo de cargas negativas desde la solución más concentrada, en este caso el agua de
formación, hacia la solución menos concentrada, en este caso el lodo. Esto significa que
3-5

58. se genera una corriente o potencial denominado potencial de intercambio líquido Ej que
fluye hacia la formación, en dirección opuesta al flujo de cargas negativas. La magnitud de
potencial de difusión Ej es aproximadamente 1/5 del potencial de membrana Em.
Figura 3.5 Potencial de difusión Ej
Como cada uno de estos dos potenciales, el de membrana Em y el de difusión Ej
contribuye a que las deflexiones del SP, sean negativas o positivas con respecto a la línea
base de shale, el efecto de estos dos potenciales se suma (Figura 3.6).
Figura 3.6 Potencial resultante de la suma de los potenciales de membrana Em y de
intercambio líquido Ej.
El efecto de los potenciales de membrana y de intercambio líquido se mantiene hasta que
tanto no se alcance el equilibro en la concentración de iones entre el filtrado del lodo y el
agua de formación.
3-6

59. Las aguas de formación en una cuenca sedimentaria generalmente se estratifican de
acuerdo a su densidad y como resultado de ello, las aguas dulces, menos densas, se
encuentran en las formaciones someras y las aguas saladas, más densas, se localizan en
las formaciones profundas (Figura 3.7).
De lo anterior se concluye que, en un pozo perforado con lodo dulce, es de esperar que
frente a las capas permeables someras la curva del SP no presente ninguna desviación o
que las desviaciones sean normales (SP positivo) y que frente a las capas permeables
profundas las desviaciones del SP sean inversas (SP negativo).
SP
15
- +
1000
1500
2000
2500
3000
9500
10000
10500
11000
11500
12000
12500
Figura 3.7 Efecto de la salinidad del agua de formación sobre la dirección
de las deflexiones del perfil del SP.
3.4.2 Potencial Electrocinético
Cuando un electrolito, en este caso el filtrado de lodo, fluye a través de un medio poroso
no metálico, como es la torta de lodo, se genera un potencial electrocinético Ek o potencial
de electrofiltración, cuya magnitud es proporcional, en primer lugar, a la presión diferencial
entre la columna de lodo y la formación porosa y en segundo lugar, a la resistividad y a la
viscosidad del filtrado que pasa a través del medio poroso.
3-7

60. Frente a las rocas porosas permeables, el paso de los iones del electrolito a través de la
torta genera el potencial de torta de lodo Ekmc y cuando el electrolito pasa a través de los
poros de la roca porosa, después de atravesar la torta, se genera también potencial, pero
de muy pequeña magnitud, toda vez que el diferencial de presión ya se ha agotado al
atravesar la torta de lodo.
Frente a los shales se genera una fuerza electrocinética Eksh de pequeña magnitud,
porque la permeabilidad horizontal de los shales es muy baja, aunque suficiente para
permitir la invasión de un pequeño volumen de filtrado. Debido a que el SP es una
medición relativa respecto al shale, la contribución combinada de los potenciales de origen
electrocinético es la diferencia entre el potencial de la torta y el potencial del shale.
Ek = Ekmc - Eksh → 0 Ec. 3.3
En la práctica la contribución neta del potencial electrocinético a la deflexión del SP es
muy pequeña y generalmente es considerada despreciable y por esta razón no se tiene en
cuenta en la formula utilizada para calcular la amplitud de la deflexión total del SP.
)( jmctotal EEESP +== Ec. 3.4
La anterior ecuación se cumple siempre y cuando el agua de formación sea más salada
que el filtrado del lodo (Rw<0.1 ohmio/m) y que el diferencial de presión dentro del pozo
sea normal, aproximadamente de 100 lb/pulg. (Schlumberger, 1972)
Sin embargo, en pozos profundos, perforados con lodos salados y muy pesados,
especialmente frente reservorios depletados, es posible que la contribución del Ekmc sea
significativa y que no se cancele con la contribución del Eksh. En estos casos no es posible
determinar la magnitud de la contribución del potencial electrocinético a la deflexión del
potencial espontáneo total. Este efecto es llamado SP electrocinético.
3.5 POTENCIAL ESPONTÁNEO ESTÁTICO
Las corrientes del SP fluyen por tres medios diferentes: la columna de lodo, la formación
permeable y el shale adyacente y en cada medio ocurre caída de potencial proporcional a
la resistencia del medio (Figura 3.8). La caída total de potencial a lo largo de la línea de
flujo de corriente es igual a la fuerza electromotriz total. Las deflexiones de la curva SP
miden la caída del potencial en la columna de lodo, las cuales representan sólo una parte
del total de fuerza electromotriz, sin tener en cuenta las caídas de potencial en la
formación y en el shale adyacente. (Schlumberger, 1972)
Si a las corrientes del SP no se les permitiera fluir, la caída de potencial que se mediría en
la columna de lodo sería igual a la fuerza electromotriz total. El SP que se registraría en
esas condiciones ideales hipotéticas, se denomina potencial espontáneo estático SSP
3.6 DISTRIBUCIÓN DE LAS CORRIENTES DEL SP
Frente a los contactos estratigráficos la forma del perfil del SP está relacionada con la
distribución de las líneas de corriente del potencial espontáneo, la cual a su vez depende
3-8