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GGGEEEOOOQQQUUUEEESSSTTT
Schlumberger Instructor: Ing. Geólogo Jorge Aboud S. N.

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CURSO DE REGISTROS ELÉCTRICOS.
CONTENIDO
INTRODUCCIÓN
OBJETIVO 1 :
ANALIZAR LAS RAZONES QUE JUSTIFICAN PERFORAR Y PERFILAR POZOS
OBJETIVO 2 :
CONOCER LAS PROPIEDADES FÍSICAS DE LAS ROCAS
OBJETIVO 3 :
REALIZAR EL CONTROL DE CALIDAD A LOS PERFILES.
OBJETIVO 4:
CONOCER DISPOSITIVOS ELÉCTRICOS PARA EVALUAR EL YACIMIENTO.
4.1.- Características, propiedades generales, utilidad e importancia de los perfiles.
4.2.- Perfil de potencial Espontáneo (SP)
4.3.- Perfil de Rayos Gamma (GR)
4.4.- Perfiles de Resistividad.
4.4.1.- Investigación profunda = Macrodispositivos.
4.4.1.1.- Lateroperfil
4.4.1.2.- Perfil de Inducción:
4.4.1.3.- Perfil Esférico enfocado
4.4.2.- Investigación próxima = Microdispositivos.
4.4.2.1.- Perfil Microesférico:
4.4.2.2.- Microperfil
4.4.2.3.- Microlateroperfil y perfil de proximidad:
4.5.- Perfiles de Porosidad.
4.5.1.- Perfil sónico:
4.5.2. Perfil de lito-densidad
OBJETIVO 5.- CONOCER GENERALMENTE LOS ASPECTOS PETROFÍSICOS, PARA UNA
MEJOR INTERPRETACIÓN BÁSICA, APLICANDO LA METODOLOGÍA ADECUADA.
5.1.- REVISAR LOS MÉTODOS MÁS IMPORTANTE PARA EL CÁLCULO DE LA SATURACIÓN
DE AGUA.
5.1.- Saturación de Agua
5.1.2.- Utilidad:
5.1.3.- Métodos para determinar la Sw:
5.1.3.1.- Análisis de Núcleos.
5.1.3.1.1.- Concepto:

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5.1.3.1.2.- Objetivos
5.1.3.1.3.- Métodos de Adquisición.
5.1.3.2.- Ecuación de Archie
5.1.3.3.- Método Gráfico
5.1.3.4.- Determinación de la saturación de agua (Sw) en formaciones arcillosas.
5.1.3.4.1.- Modelo de Simandoux:
5.1.3.4.2.- Modelo de Saraband
5.1.3.4.3.- Modelo de Waxman-Smith Normalizado.
5.1.3.4.4.- Modelo de Doble Agua.

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INTRODUCCIÓN
El objetivo principal de los registros eléctricos es ayudar en la localización de formaciones o rocas
ricas en petróleo y gas. Los registros sirven además para obtener datos necesarios en la
interpretación de los ambientes de depositación, estructuras geológicas, como también en las
operaciones de completación de pozos nuevos o viejos y en la estimación de reservas.
El desarrollo tecnológico de las herramientas de registros, ha tenido un gran avance en nuestra
era moderna; con los dispositivos más sofisticados, complejos y compactos con la cual podemos
obtener una mejor, precisa y rápida evaluación e interpretación petrofísica de nuestros
yacimientos petrolíferos.
Por lo tanto, tengamos en cuenta, que la comprensión de los conceptos básicos es esencial aún en
las técnicas de interpretación más avanzada.
Registros, instrumentos de registros y la información geológica así como la perforación, no son
más que herramientas del oficio. El propósito de todas esta herramientas es la determinación del
valor comercial del pozo. Por consiguiente, toda información que se obtenga respecto a la litología,
porosidad, permeabilidad y saturación es de gran importancia.

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CURSO DE REGISTROS ELÉCTRICOS.
OBJETIVO 1
ANALIZAR LAS RAZONES QUE JUSTIFICAN PERFORAR Y PERFILAR POZOS Y
DEFINIR EL AMBIENTE DE TRABAJO PARA LA OBTENCIÓN DE PERFILES.
1.1.- Introducción a la interpretación de perfiles
En el desarrollo del curso se contempla los siguientes aspectos:
 Reconocimiento de los diferentes perfiles y sus curvas
 Discusión de los principios de medición de las herramientas de perfilajes
 Discusión de los principios básicos de interpretación de perfiles a pozo abierto
 Introducción a la interpretación rápida o “quick look” y la interpretación manual detallada.
1.2.- Necesidad de perforar y perfilar pozos.
Los métodos sísmicos de superficie ayudan a identificar estructuras en el subsuelo que pueden
constituir trampas y contener fluidos, pero no permiten identificar si el fluido es hidrocarburo o
agua. La única forma de definir la presencia de hidrocarburos en estas estructuras es perforar un
pozo.
La interpretación de perfiles es el proceso que utiliza mediciones obtenidas dentro del pozo
(perfiles) para permitir evaluar las características de las formaciones en el subsuelo, con los
siguientes objetivos principales:
 Identificar la presencia de yacimientos
 Estimar el volumen de hidrocarburos “in situ”
 Estimar el volumen de hidrocarburos recuperable
 Auxiliar en la identificación de ambientes de depósito.
Las mediciones que pueden obtenerse dentro del pozo, puede agruparse en cuatro
categorías:
a) Registro durante la perforación:
Control geológico (Mud Logging)
MWD (Measuring-While-Drilling) o mediciones durante la perforación.
LWD (Logging While Drilling) o perfiles durante la perforación.
b) Corte y análisis de núcleo, corona, o corazón.

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c) Registros a cable: perfiles eléctricos
Aunque la interpretación de perfiles no contribuya para la determinación del área de drenaje A, ni
del factor de eficiencia F, permite obtener una buena determinación de la porosidad , de la parte
de la porosidad que contiene agua en la roca-reservorio, denominada "Saturación de agua" Sw y
del espesor vertical del intervalo productivo h, siendo por lo tanto fundamental para la
determinación del volumen de reservas.
1.3.- Ambiente de trabajo
El proceso de perforación de un pozo genera muy poca información sobre su potencial productor.
Si existen hidrocarburos, el peso del lodo de perforación evita que fluyan a la superficie y genera
una presión diferencial que los mueve para dentro de la formación. El examen de los cortes o

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"cuttings" indica la litología encontrada y puede revelar evidencias de hidrocarburos, pero no
permite estimar la cantidad de petróleo o gas "in-situ".
Los perfiles suministran los datos necesarios para una evaluación cuantitativa de los hidrocarburos
“in-situ”. Las herramientas modernas de perfilajes generan una enorme cantidad de información
sobre las propiedades de las rocas y de los fluidos encontrados. Desde el punto de vista de
tomada de decisiones, los perfiles son una parte esencial del proceso de perforación y terminación
de pozos.
1.3.1.- Tipos de pozos
Se destacan a continuación las características más relevantes de pozos abiertos y pozos
entubados.
1.3.1.1.- Pozo abierto
El pozo abierto o OH ("Open-Hole') es el más importante para la interpretación de perfiles, ya que
la mayoría de los perfiles necesarios para interpretación solamente pueden ser obtenidos en pozo
abierto.
A continuación se listan los parámetros más relevantes al interés de este curso, así como el rango
de valores que frecuentemente adopta cada uno de ellos en la mayoría de los pozos:
Profundidad del pozo- entre 300 y 8,000 m Desviación de la vertical: entre 0 y 90'
Salinidad del lodo: entre 1,000 y 200,000 ppm Presión del fondo: entre 500 y 20,000 psi
Profundidad de invasión: entre 1 y 100' Temperatura de superficie: entre -30 y 5OºC
Temperatura de fondo: entre 100 y 400'F Diámetro del pozo: entre 5 y 17' (pulgadas ó in)
Densidad del lodo: entre 9 y 17 lb/gal Espesor del revoque: entre 0.1 y l".
En ambientes tan hostiles como estos, los perfiles deben suministrar información sobre el estado
de las rocas-almacén antes de haber sido alteradas por el proceso de perforación.
Para tener una perspectiva de las proporciones de un pozo típico, la relación entre el diámetro y la
profundidad final del pozo es similar a la relación entre el espesor y la largura de un cabello
humano.

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1.3.1. 2.- Pozo entubado
Se denomina pozo entubado o CH ("Cased-Hole') al pozo después de bajar la cañería o "casing" y
de cementar el espacio externo de la cañería para aislar las formaciones de interés, en el cual se
pueden disparar cañones bajados a cable en las zonas a ser probadas. Equipos especiales de
control de presión permiten controlar el pozo e incluso disparar los cañones con diferencial de
presión negativo (a favor de la formación).
Existen herramientas de perfilaje para pozo entubado. Las mas frecuentemente utilizadas permiten
determinar la calidad de la cementación, detectar y cuantificar el movimiento de fluidos dentro del
pozo, así como medir el gradiente de temperatura y de densidad de fluidos dentro del pozo.

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Algunas de estas herramientas son de diámetro suficientemente delgado para poder bajar por la
tubería o 'tubing', ya sea para medir dentro de la tubería o en la cañería, por debajo del packer o
(empacadura). Otras, solamente pueden ser utilizadas en la cañería; deben ser utilizadas antes de
bajar el packer, de lo contrario será necesario sacar la tubería y el packer para poder obtener estos
perfiles.
1.4.- Tipos de Iodos
Se describen los dos tipos más comunes de lodo. En casos especiales, algunos pozos son
perforados a base de aire; este caso no es considerado en este curso.
1.4.1.- Lodo a base de agua
El lodo a base de agua o WBM ('Water-Based-Mud') es el mas comúnmente utilizado y el mas
adecuado para la mayoría de los perfiles existentes. Para los datos de salinidad y densidad
especificados a continuación, se supone que la sal predominante en el lodo es el cloruro de sodio
(NaCl).

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1.4.1.1.- Agua dulce
La densidad del agua dulce es muy próxima a 1.0 gr/lcc. Su salinidad es baja, lo que dificulta el
paso de la corriente eléctrica (resistividad muy alta) y por eso impide obtener perfiles
representativos de potencial espontáneo (SP) y aquellos que envían corriente a la formación a
través del lodo.
1.4.1.2.- Agua salada
El lodo a base de agua de mar tiene una salinidad de aproximadamente 30,000 partes por millón
(ppm) y una densidad de aproximadamente 1.02 gr/cc. Es adecuada para la mayoría de los
perfiles existentes.
1.4.1.3.- Agua saturada en sal
El lodo saturado en sal tiene una salinidad de aproximadamente 250,000 ppm y una densidad de
1.2 gr/cc. Su bajísima resistividad afecta los perfiles de inducción y hace con que, en general, el
perfil de SP no tenga definición y aparezca como una línea prácticamente recta.
1.4.2.- Lodo inverso
El lodo inverso o OBM ("Oil-Based-Mud") casi siempre contiene agua, pero el petróleo constituye
su fase continua. Una característica de este lodo es el menor daño causado a las formaciones,
comparado con los Iodos en base de agua. Es por naturaleza menos denso y mucho mas resistivo
que el lodo en base de agua, lo que dificulta obtener los perfiles de SP y aquellos que envían
corriente a la formación a través del lodo.
1.5.- Permeabilidad y el proceso de invasión (o lavado de la formación)
El proceso de invasión de la formación sólo ocurre cuando la formación es permeable y está
originado por la presión hidrostática del lodo ser mayor (en la profundidad de la capa permeable)
que la de la formación.
1.5.1.- Efectos de la perforación
La perforación de pozos por rotación, incluye un trépano o "bit' en el extremo de una larga columna
de perforación o "drill-string", la cual es rotada desde la superficie a velocidades de 50 a 150 rpm.
La acción combinada de esta rotación con la de pesos de 10,000 a 40,000 libras que son aplicados
directamente encima del trépano, tritura la roca. Los cortes o "cuttings" son retiradas y
transportadas hasta la superficie por el lodo de perforación, el cual es bombeado por dentro de la

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columna, sale por orificios del trépano y regresa a la superficie por el espacio anular entre la
columna y el pozo. Durante este proceso, las formaciones pueden erosionarse o colapsar
originando diámetros menores que el del trépano o derrumbarse originando diámetros mayores.
Además, las formaciones permeables son generalmente lavadas por los fluidos de perforación,
generando revoque en la pared del pozo.
1.5.2.- Permeabilidad
La permeabilidad, representada por k en milésimos de Darcies (md), es la capacidad de la
formación de permitir que los fluidos la atraviesen. Es una medida del volumen de fluidos con
viscosidad de 1 centipoise que pasan por un área de 1 cm2
bajo un gradiente de presión de 1 psi.
La unidad de permeabilidad es el Darcy, igual a 1,000 md; este valor de permeabilidad es muy
grande para muchas roca-reservorio que tienen permeabilidad en el rango de 1 a 100 md.
Cuando un medio no permite el paso de fluidos, se dice que es impermeable (por ejemplo, las
lutitas o "shales").
Contrariamente a la porosidad, la permeabilidad depende fuertemente del tamaño absoluto de los
granos. Sedimentos de granos grandes, con grandes espacios porales, tienen alta permeabilidad.
Rocas con granos pequeños, con pequeños espacios porales y caminos de flujo muy tortuosos,
tienen baja permeabilidad.
1.5.3.- Invasión (o lavado de la formación)
Durante la perforación, para evitar el descontrol del pozo o 'blow-out', la presión Pm originada por
la columna de lodo debe ser mayor que la presión P, de los fluidos en el espacio poral (o presión
de yacimiento). El diferencial de presión P, - P, que generalmente es de unas pocas centenas de
psi, fuerza el fluido de perforación dentro de la formación. Si la formación es permeable, el fluido
de perforación entrará en la formación dejando en la pared del pozo las partículas sólidas que
contiene, lo que genera una capa de revoque o 'mud-cake'. El líquido que filtra dentro de la
formación, denominado de filtrado o 'mud-filtrate', desplaza los fluidos originalmente contenidos en
la roca, generando una zona lavada en las proximidades de la pared del pozo.

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1.5.3.1.- Revoque
El proceso de invasión que genera revoque o "mud-cake" en la pared del pozo comienza así que el
trépano corta la formación permeable. El proceso es rápido al inicio, haciéndose mas lento a
medida que aumenta el espesor del revoque, con lo que disminuye su permeabilidad.
Rápidamente el proceso se hace tan lento, que para los fines prácticos puede considerarse
finalizado. En realidad, el revoque es erosionado por la rotación durante la perforación y también
durante las maniobras con la columna, por ejemplo para cambiar el trépano, con lo cual el proceso
de invasión y formación de revoque se reinicia cada vez. El espesor típico del revoque,
representado por hmc = es de 1/4" o menos.
1.5.3.2. Zona lavada
La zona lavada, próxima a la pared del pozo, contiene el filtrado del fluido de perforación o "mud-
filtrate", extendiéndose desde la pared del pozo hacia dentro de la formación, hasta una distancia
tal que los fluidos encontrados sean los originales en la roca (zona virgen). Esta distancia se
denomina profundidad de invasión, y su valor puede variar desde 2" para Iodos de muy buena
calidad en formaciones de alta porosidad (con mucho espacio poral disponible para acomodar la
invasión), hasta mas de 1" para Iodos de baja calidad en formaciones de baja porosidad (con poco
espacio poral).

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1.5.3.3.- Zona virgen
La zona virgen representa la roca permeable conteniendo en el espacio poral fluidos no afectados
por el proceso de perforación ni por el de invasión.
1.5.3.4.- Profundidad de invasión al momento del perfilaje
La profundidad de invasión al momento del perfilaje depende de varios factores, siendo los
principales la característica del filtrado del lodo y el diferencial de presión entre el lodo y el
yacimiento. El cabezal del perfil especifica el valor estático de velocidad de filtrado de lodo como
"pérdida de agua"; representa el volumen de filtrado en cc, que pasa por un papel de filtro durante
30 minutos con un diferencial de presión de 100 psi a 76'F en una celda de prueba, según el patrón
API. Una pérdida de agua típica es de 12 cc; un lodo con 30 cc es considerado un mal generador
de revoque; un valor de 4 cc es excelente. Desafortunadamente, datos experimentales mostraron
que no hay una buena correlación entre la característica estática a condiciones de superficie y el
proceso dinámico de invasión en condiciones de pozo. En consecuencia, no es posible predecir la
profundidad de invasión a partir de las características del lodo. Por lo tanto, la profundidad de
invasión debe ser inferida a partir de la información de los perfiles.
1.5.3.5.- Descripción de la roca lavada
En las proximidades de la pared del pozo, la roca permeable está lavada por el filtrado del lodo de
perforación. En seguida, alejándose de la pared del pozo hacia dentro de la formación, existe una
zona de transición y finalmente, la zona virgen o no alterada por la invasión. Generalmente se
asume que todo el agua de formación en la zona lavada es substituida por el filtrado de lodo,
incluyendo el agua irreducible, ya que existe intercambio iónico entre el agua irreducible original
(salinidad de la zona virgen) y el filtrado de lodo (salinidad generalmente mayor que en la zona
virgen).
Si la formación contiene hidrocarburos, parte de ellos serán desplazados por la invasión. La
fracción de hidrocarburos resultante (denominada de residual) está normalmente en el rango de 10
a 40% del volumen original, dependiendo del contenido inicial de hidrocarburos y del contraste
entre la movilidad del filtrado y la del hidrocarburo. El agua desplaza bastante bien el gas y el
petróleo de densidad media, pero es poco eficiente desplazando petróleo pesado de alta
viscosidad. En estos casos, la invasión no es uniforme en todas direcciones, con lo que la
profundidad de invasión varía alrededor del pozo.

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En la zona de transición, parte del agua de formación y parte de los hidrocarburos (si existían)
fueron desplazados por el filtrado, pero a un grado menor que en la zona lavada. A medida que se
desarrolla el proceso de invasión, la zona de transición se va desplazando cada vez mas lejos de
la pared del pozo.
En areniscas de alta porosidad y permeabilidad, el filtrado puede segregar verticalmente por causa
de la gravedad; filtrados de baja salinidad invadiendo areniscas con agua de formación de alta
salinidad, tenderán a desplazarse hacia el tope de la capa, en el caso opuesto, agua invadiendo
una arenisca con petróleo tenderá a desplazarse hacia la base de la capa. Si la profundidad de
invasión detectada por los perfiles varía de la base al tope de la capa, puede estar mostrando los
efectos de la segregación vertical del filtrado.
Las lutitas o "shales' no se invaden ni generan revoque en virtud de su permeabilidad
prácticamente nula. Sin embargo, frecuentemente existen reacciones químicas con el lodo
causando la expansión y/o derrumbe de las lutitas, resultando en la formación de cavernas o
atrapando la tubería de perforación.
1.5.3.6.- Patrón de invasión
Se denomina patrón de invasión o "invasión-profile" a la variación de características tales como
resistividad y saturación al pasar de la zona lavada, por la zona de transición, hasta llegar a la zona
virgen. El patrón más simple, utilizado para modelado por computadora, es el escalón o "step-
profile', en el que no existe zona de transición, pasándose bruscamente de la zona invadida a la
zona virgen. La realidad es mucho más compleja, pudiendo existir diferentes patrones; uno de los
mas divulgados es el de anillo o "annulus", en el cual la zona de transición presenta una
resistividad menor que la de las zonas invadida y virgen.
I.6.- Roca-Reservorio
La roca-reservorio ideal es una roca limpia (sin lutita) y permeable. En general, la matriz está
compuesta de granos de arena o "sand' (constituidos principalmente de silicio, SiO2), caliza o
'limestone' (carbonato de calcio, CaCO), dolomía o "dolomite" (carbonato de magnesio,
CaCO,MgCO,), o mezclas de las tres litologías, con porosidad primaria, intergranular o
intercristalina. El tamaño de grano puede variar de fracciones de milímetro (mm) a 162 mm. En la
zona virgen, el espacio poral está lleno de agua, petróleo y posiblemente gas. El agua existe
cubriendo los granos, formando un camino continuo, muy tortuoso, a través de la roca; la tensión
capilar hace con que sea imposible desplazar esta agua (irreducible). El gas, si existe, ocupa los
poros mayores, dejando el petróleo en los poros de tamaño medio.

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I.7.- Otras rocas
Además de las rocas-almacén, existen muchas otras rocas que, sin constituir yacimiento, son muy
importantes en la interpretación de perfiles.
I.7.1.- Arcilla
La arcilla es un componente muy común en las rocas sedimentarias, constituidas básicamente de
silicatos de aluminio, con densidad variable entre 2.2 a 2.7 gr/cc. Dependiendo del ambiente en
que fueron generadas, pueden tener diferentes composiciones químicas:
Clorita (mgFeAl)6(SiAl)4Olo(OH)8
Ilita KAl4(si7Al)O2O(OH)4
Kaolinita Al4Si4Ol,(OH)8
Montmorillonita (CaNa),(AIMgFe)4(SiAl)8020(OH)4(H20)n
Las partículas de arcilla son muy pequeñas, menores que 1/256 mm, de 10 a 1,000 veces menores
que los granos de arena. La relación superficie-volumen es muy alta, de 1 00 a 1 0,000 veces
mayor que en las areniscas. Por estas razones, las arcillas mantienen un gran volumen de agua
que no puede fluir pero que afecta la respuesta de los perfiles.
1.7.2.- Limo
GRANO
MATRIZ
CEMENTO
POROSIDAD
FIGURA N
O
9 ESTRUCTURA ESQUELETAL DE LAS ROCAS CLASTICAS

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El limo o "silt' está constituido por granos de silicato de aluminio mezclado con silicio; el tamaño de
grano es intermedio entre los de arena y arcilla, entre 1/16 y 1/256 mm, lo que hace que el fluido
contenido en el espacio poral, en términos prácticos, no pueda fluir.
1.7.3.- Lutitas
Las lutitas o "shales" son principalmente mezclas de arcilla y limo depositados en aguas
prácticamente quietas (ambiente de muy baja energía). Pueden tener buena porosidad, pero la
permeabilidad es esencialmente nula. De esta manera, las lutitas puras no representan interés
para la producción de hidrocarburos, aunque pueden ser roca-generadora (potencial de haber
generado hidrocarburos). Sus dos características principales, en términos de interpretación de
perfiles, es que pueden entrampar los hidrocarburos localizados en rocas permeables subyacentes
y que pueden contaminar la roca-reservorio (arcillosidad) de tres diferentes modos:
Lutita laminada: o 'lamináted-shale' son finas láminas de lutita, con espesor del orden de 1 cm,
separando finas láminas de roca-reservorio limpia, sin afectar la permeabilidad horizontal a través
del yacimiento, pero disminuyendo la permeabilidad vertical de la zona prácticamente a cero. La
arcillosidad en un volumen del yacimiento (fracción de lutita en el volumen considerado) varía de 0
a (100%) al aumentar el espesor de las láminas de lutita en relación al espesor de las láminas de
roca reservorio limpias.
Lutita dispersa: o "dispersed-shale"; la lutita ocupa el espacio poral de la roca-reservorio,
disminuyendo drásticamente su porosidad efectiva y su permeabilidad. La arcillosidad (fracción de
lutita en la zona de interés) varía de 0 a un valor máximo igual al de la porosidad de la roca,
cuando la lutita ocupa totalmente el espacio poral.
1.7.4.- Minerales especiales
Los siguientes minerales son frecuentemente encontrados en formaciones con litologías
complejas:
1.7.4.1.- Anhidrita
La anhidrita es una roca formada por sulfato de calcio, CaSO4, muy compacta y pesada, su
densidad es de 2.98 gr/cc, sin interés para la producción de hidrocarburos, pero frecuentemente
encontrada próxima a zonas de interés.
1.7.4.2.- Halita

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La halita, o sal de cocina, es una roca muy plástica constituida de cloruro de sodio, NaCl; su
densidad es de 2.04 gr/cc. Es altamente soluble en agua, lo que hace que frecuentemente se
erosione cuando el lodo es a base de agua dulce.
OBJETIVO 2 :
CONOCER LAS PROPIEDADES FÍSICAS DE LAS ROCAS
El conocimiento de las propiedades físicas de las rocas es de fundamental importancia en la
evaluación de formaciones. Se va a definir las siguientes propiedades de las rocas:
1. Resistividad de la formación
2. Resistividad del agua de formación
3. Temperatura de la formación
4. Porosidad
5. Factor de resistividad de la formación
6. Saturaciones
7. Permeabilidad
2.1.- Resistividad de la formación
La resistencia que ofrece un material al flujo eléctrico es directamente proporcional a la longitud del
material e inversamente proporcional a su área. como se expresa a continuación:
Longitud
r(resistencia) = R(resistividad) Area
Despejando la resistividad se tiene:
R = rA Ohm.m2
L m
Basado en la ecuación anterior, se puede definir entonces, que la resistividad de un material es la
resistencia eléctrica que ofrece un cubo de un material cuyas dimensiones son de un metro
cuadrado de área transversal por un metro de largo, o la que ofrece una unidad volumétrica de
dicho material. La unidad de la resistividad es Ohm-m.

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La resistividad de la formación constituye una propiedad muy importante para indicar litología y
contenido de fluido. La mayoría de los minerales constituyentes de las rocas al igual que los
hidrocarburos, no son conductores de la electricidad o sea que son resistivos. En las rocas
sedimentarias la parte sólida está formada por minerales no conductores de la electricidad tales
como cuarzo, silicatos, carbonatos, etc. Estas rocas conducen la electricidad, solamente debido a
la presencia de fluidos conductivos dentro de los espacios porosos interconectados, como es el
agua de formación.
2.2.- Resistividad del agua de formación
El medio poroso de un yacimiento puede contener agua, petróleo y gas, ya sea individualmente o
cualquiera de los dos o los tres al mismo tiempo. La mayoría de las rocas de los yacimientos, sin
embargo, contienen siempre cierta cantidad de agua de formación, aún cuando se aproximen a
condiciones de ser mojadas por petróleo. El conocimiento sólido de la resistividad del agua de
formación, es factor básico para la interpretación de los registros eléctricos.
El agua contenida en los poros de los estratos penetrados por la perforación, puede variar
considerablemente de acuerdo a la localización geográfica, a la profundidad y a la edad geológica.
Las aguas superficiales por lo general son dulces y de resistividad comparativamente alta, a
medida que se perfora a mayor profundidad, el agua que se encuentra en las formaciones se hace
más salada. Sin embargo, cabe señalar que este fenómeno no tiene nada de uniforme o regular.
Son muchos los factores que pueden influir en la salinidad de los acuíferos profundos. Uno de ellos
es la salinidad del mar que estaba presente cuando se depositaron los sedimentos; otro lo
constituye la proximidad a las antiguas desembocaduras del río y sus aguas dulces; o bien un
aumento de concentración salina por percolación cuando los sedimentos eran aun jóvenes, etc. La
resistividad de las aguas superficiales pueden exceder los 20 a 50 ohm-m a la temperatura
ambiente, mientras que las aguas muy salinas de las perforaciones profundas pueden tener
resistividades tan bajas como 0.04 ohm-m a 750
F, lo cual corresponde a una solución de
saturación completa.
Las aguas de formación son conductoras de la electricidad debido a las sales ionizadas en
solución que dichas aguas contienen. Al aplicarse un gradiente de potencial eléctrico a una
solución salina (electrolito), los iones migran hacia el electrodo de polaridad opuesta a sus
respectivas cargas. Los cationes (iones positivos) van hacia el cátodo (electrodo negativo) y
viceversa. Cuando alcanzan el cátodo, los cationes monovalentes se neutralizan al aceptar un

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electrón. A su vez, los aniones monovalentes, al llegar al ánodo, se neutralizan por pérdida de un
electrón.
Puesto que cada ión monovalente sólo puede llevar una unidad de carga eléctrica, la capacidad
electro conductora de un electrolito, depende del numero de iones por unidad de volumen
(concentración), así como de la velocidad del ión (movilidad). Además de los iones monovalentes,
tales como Na +, K+, Cl-, HCO3- pueden encontrarse iones polivalentes en solución en el agua de
formación. Cada uno de estos iones puede ser portador de más de una unidad de carga eléctrica
como en Ca+ +, Mg+ +, C03-, 5-, S04-.
La temperatura es otro factor que afecta la capacidad conductora del agua de formación, debido a
que influye en la movilidad de los iones, a mayor temperatura, mayor es la movilidad de los iones,
por lo tanto mayor capacidad conductora. Como la conductividad es el inverso de la resistividad, se
puede decir que la resistividad de un fluido es inversamente proporcional a la temperatura, como lo
expresa la siguiente ecuación:
R1 = T1
R2 T2
R1 = Resistividad de la solución a la temperatura T1
R2= Resistividad de la solución a la temperatura T2
Actualmente se recomienda usar la relación de Arps:
R1 = (T1+X)
R2 (T2 -X)
X= constante = 6.77 (para temperatura en 0
F)
Existen varios medios para determinar la resistividad del agua de formación:
 Medición directa de la resistividad en una muestra representativa.
 Análisis químico de la muestra en el laboratorio determinando la
concentración iónica.
 Calculando la resistividad a partir de los registros (curva de SP, método
Rwa, etc.).
 Uso de archivos y bancos de aguas de formación.

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2.2.1 Medición directa de la resistividad en una muestra representativa.
2.2.1.1.- Factor de Formación ( a Presión de Sobrecarga )
Las muestras se someten a limpieza con solventes orgánicos, para remover el hidrocarburo y
sales orgánicas presentes en el espacio poral. Posteriormente, se determinan las propiedades
básicas (permeabilidad, porosidad, volumen total y volumen de poro) a presión de sobrecarga.
El proceso de saturación se realiza a vacío y a presión de 2000 psi por 48 horas, con salmuera de
Cloruro de Sodio de salinidad equivalente a 10,000 ppm.
A cada muestra se desplaza 20 volúmenes porosos de agua de salmuera, para obtener una
completa saturación del espacio poroso. Al final de este ciclo, se mide la resistividad de la roca
saturada (Ro), valor utilizado en el cálculo de factor de formación.
El valor de resistividad de la roca (Ro) que se obtene se corrige a 77° F utilizando la siguiente
ecuación:
R F R T prueba
T prueba
o o@ @
.
.
77
6 77
77 6 77
 








El cálculo de factor de formación se realiza tomando el valor de resistividad de la roca 100%
saturada (Ro) y el de la salmuera saturante (Rw), usando la siguiente ecuación:
FF
R
R
o
W

Donde:
FF = Factor de formación.
Ro = Resistividad de la roca 100% saturada, ohm-cm.
Rw = Resistividad del agua de formación, ohm-cm.

Schlumberger
2.2.1.2 Factor de Formación corregido por Arcillosidad
La determinación de factor de formación corregido por arcillosidad se utiliza el método de
Conductividad, por la inyección de cuatro salmueras, encontrando los valores de Cw y Co (inverso
de Rw y Ro, respectivamente) para cada salinidad. Finalizado este proceso, los valores
encontrados se graficarán en un plano cartesiano: Co versus Cw, encontrando la ecuación de la
recta de la forma y = mx+b, para los tres (3) mejores puntos, del cual se obtiene el valor de factor
de formación corregido por arcillosidad (FF*), del recíproco de la pendiente de la regresión (m) y la
concentración de intercambio catiónico efectivo y equivalencia de las arcillas (BQV), del intercepto
de la recta con el eje y (b).
BQv mediante la siguiente ecuación:
 C
FF
C BQo w v 
1
*
Donde:
FF* = Factor de formación corregido por arcillosidad
B = Equivalencia de conductividad de las arcillas
({1/ohm-m}/{equiv/litro})
Qv = Concentración de intercambio catiónico efectivo meq/ml vol poroso
Co = Conductividad de la roca 100% saturada con salmuera, mho-cm
Cw = Conductividad de la salmuera, mho-cm
2.2.2.- Indice de Resistividad a condiciones de laboratorio y corregido por arcillosidad.
Para la determinación del índice de resistividad, se utilizan las muestras limpias, las cuales se
trabajan en el análisis de factor de formación.
Finalizado el análisis de factor de formación, cada una de las muestras se colocan dentro de una
manga de viton, la cual tiene dos (2) electrodos metálicos, desarrollados para transmitir las
medidas de resistencia eléctrica de las muestras a cada punto de saturación.

Schlumberger
Al final de una de las caras de las muestras, se coloca un diafragma poroso, saturado con la misma
salmuera con la cual se satura las muestras, actuando como contacto capilar.
Presión de confinamiento de 550 psi se aplica al anular, entre la manga y la celda, transmitiéndole
esta presión a la muestra.
Este proceso de saturación se lleva a cabo con aire húmedo, aplicando presiones increméntales de
1, 2, 4, 8, 15 y 35 psi.
Al finalizar el equilibrio en cada punto de presión, la resistencia de la muestra bajo este punto de
saturación de salmuera, se mide a una frecuencia de 1khz y 1.0 voltio.
Con los valores de resistividad de la roca parcialmente saturada (Rt) en cada punto de presión y
los valores de resistividad de la roca 100% saturada (Ro), que se determinan en los análisis de
factor de formación, se calcula el índice de resistividad utilizando la siguiente ecuación:
n
w
o
t
SR
R
IR
1

Finalmente, los valores de índice de resistividad se grafican en un plano cartesiano contra
saturación de salmuera, determinando el valor del exponente de saturación “n”, de la pendiente de
la recta; usando para ello la regresión de potencia de la forma:
y axb

2.2.2.1.- IR corregido por arcillosidad
Los valores de BQv (concentración de intercambio catiónico efectivo) encontrados en la
determinación del factor de formación por el método de conductividad, se usan en la corrección de
los valores de índice de resistividad, obtenidos para cada una de las muestras, usando la
siguiente ecuación:

Schlumberger














 
Sw
CwBQv
CwBQv
SwIR n
1
1
Donde:
IR = Indice de resistividad
Sw = Saturación salmuera, fracción
n* = Exponente de saturación corregido
Qv = Concentración de intercambio catiónico efectivo, meq/ml del volumen
poroso.
B = Equivalente de conductividad de las arcillas ( 1.45@ 77 ºF.)
Cw = Resistividad de la salmuera saturante @ 77 ºF, ohm-cm.
Una vez obtenido el valor de n*, se calcularon los valores de índice de resistividad corregido por
arcillosidad IR*, para cada punto de saturación.
Los valores de IR* (corregidos) se grafican contra la saturación de agua, obteniendo el
exponente de saturación general corregido “n*” de la pendiente de la recta, utilizando para ello una
regresión de la forma y=axb
2.3.- Temperatura de la formación
En vista que la resistividad de las soluciones acuosas está en función de la temperatura y para
interpretar cuantitativamente los registros, es necesario conocer la resistividad del agua de la
formación y del barro de perforación a la profundidad de la formación que nos interesa, Por
consiguiente, es preciso determinar la temperatura de un pozo a cualquier profundidad.
La temperatura de las formaciones es función de la profundidad a la cual se encuentra un
determinado estrato y del gradiente geotérmico (la proporción en que aumenta la temperatura de
acuerdo a la profundidad) del área considerada. En un pozo de petróleo, la temperatura del fondo
se obtiene colocando un termómetro de máxima lectura junto con el dispositivo de registro y se
anota la temperatura una vez sacado el dispositivo del pozo. Suponiendo que la temperatura entre
la superficie y la profundidad máxima cambia linealmente o sea que el gradiente geotérmico es
lineal, la temperatura a cualquier punto del pozo puede ser determinada partiendo de estas dos
lecturas.

Schlumberger
Estimación de la temperatura de la formación. Reproducido de “Log Interpretation Charts" de
Schlumberger:
Para determinar la temperatura a cualquier profundidad, simplemente se entra al gráfico por el eje
vertical con la profundidad hasta cortar con el gradiente geotérmico de este pozo y luego se lee la
temperatura en la escala horizontal en la parte inferior.
Ejemplo:
Profundidad total de 10.000 pies; temperatura del fondo del pozo, 1800
F; temperatura media de la
superficie, 800
F; profundidad de la formación, 6.000 pies. La temperatura de la formación a 6.000
pies es de 1400
F.
La temperatura de una formación de interés también puede ser determinada usando la siguiente
ecuación:
Tf =Ts + Pf (Tm -Ts) / Pm
Donde:
Tf = Temperatura de la formación de interés
Ts = Temperatura media de la superficie
Tm = Temperatura máxima (del fondo)
Pm = Profundidad máxima
Pf = Profundidad de la formación de interés
2.4.- Porosidad
Es el volumen poroso por unidad de volumen de la formación. Es la fracción del volumen total de
una muestra que esta ocupada por poros o espacios vacíos. El símbolo de la porosidad . Una
sustancia densa y uniforme, como lo sería un pedazo de vidrio, tiene porosidad cero. Por el
contrario, una esponja tiene porosidad muy alta. La porosidad de las formaciones del subsuelo
pueden variar considerablemente. Los carbonatos densos (calizas y dolomitas) y las evaporitas
(sales, anhidritas, y yeso) pueden tener cero porosidad, para todos los efectos prácticos. Por su
parte, las areniscas bien consolidadas pueden tener de 10% a 15% de porosidad, mientras que las
no consolidadas pueden tener un 30% o más de porosidad. Finalmente, las lutitas o arcillas

Schlumberger
pueden tener una porosidad mayor de 40% llena de agua, pero estos poros individualmente
considerados, son por lo general tan pequeños, que la roca es impermeable al flujo de los fluidos.
La porosidad depende principalmente de los siguientes factores:
 El empaque geométrico, en condición ideal, el empaque de los granos esféricos que son todos
del mismo tamaño, dan como resultado las siguientes porosidades máximas de acuerdo a los
distintos empaques geométricos:
Cúbico 47.6%
Rómbico 39.5%
Hexagonal 25.9%
 El escogimiento, el empaque de granos esféricos de diferente tamaños (mal escogimiento)
reduce la porosidad.
 La cementación, la acción de cementación por cristalización secundaria de cualquier mineral
(cuarzo, calcita, dolomita, etc.) reduce la porosidad.
 La angularidad y grados de redondez tienen influencia en la porosidad, los granos con mayor
grado de redondez permiten un mayor porosidad y viceversa.
 La granulación (el proceso por el cual los granos de los minerales se rompen por presión de
sobrecarga), por lo general, aumenta la porosidad. Sin embargo, la superficie específica
también se incrementa, por lo tanto, se reduce la permeabilidad.
 La solución de minerales a través de aguas circulantes aumenta la porosidad. En los
sedimentos clásticos esto no tiene mucha importancia. No obstante, constituye un factor
significativo, para el desarrollo de la porosidad en las rocas carbonáticas.
2.4.1.- Porosidad Intergranular o primaria
Las porosidades se clasifican de acuerdo a las condiciones físicas del material que rodea los
poros, así o primaria como según la distribución y forma de los poros mismos. En una arena
limpia, la matriz de la roca está compuesta de granos individuales, los cuales son más o menos
esféricos y se encuentran empacados de alguna forma donde existen poros entre ellos. Esta
porosidad se denomina intergranular o porosidad de matriz.
2.4.2.- Porosidad Secundaria

Schlumberger
Dependiendo de la forma en que fueron depositadas, las calizas y dolomitas también pueden tener
porosidad intergranular. Pueden igualmente exhibir una porosidad secundaria la cual se presenta
en forma de cavidades de disolución o pequeñas cavernas. La porosidad secundaria es causada
por la acción de las aguas de formación o de las fuerzas tectónicas sobre la matriz de la roca
después de la depositación. Por el contrario, las aguas que se filtran y que son ricas en minerales
pueden dar lugar a depósitos que sellan parcialmente algunos de los poros o canales de las
formaciones calizas, fenómeno que reduce su porosidad y/o altera la geometría de los poros. Sin
embargo, si las aguas son ricas en sales de magnesio, al filtrarse a través de la calcita pueden
provocar un reemplazo gradual del calcio por el magnesio. Debido a que este reemplazo ocurre
átomo por átomo y molécula por molécula, y que el volumen de una molécula de dolomita es 12%
menor que la de la calcita, el resultado es un volumen menor de la matriz y un correspondiente
aumento en el volumen poroso. Las tensiones en la formación también pueden causar redes de
fracturas o fisuras, lo cual aumenta el volumen poroso. Por lo general, sin embargo, el volumen real
de las fracturas, es relativamente pequeño; normalmente no incrementan la porosidad de la roca
de manera significativa, aunque si pueden aumentar su permeabilidad.
2.5.- Factor de Resistividad de Formación
La piedra angular de la interpretación cuantitativa de los registros es el conjunto de relaciones
propuesto por G.E. Archie en 1941, el cual relaciona la resistividad, la porosidad y la saturación de
agua de los yacimientos de hidrocarburos. Archie introdujo el concepto de "factor de resistividad de
la formación", F, o simplemente factor de formación, por medio del cual se relaciona la resistividad
de una arena saturada de agua Ro, con la resistividad del agua Rw.
Visualice un recipiente cúbico abierto en su parte superior, de 1 metro en todas sus dimensiones,
sus lados no son conductores, excepto dos caras opuestas de metal que sirven de electrodos.
Primeramente, el tanque se llena de agua que contiene un 10% de cloruro de sodio, simulando así
el agua típica de una formación. Se aplica en los electrodos un voltaje alterno de baja frecuencia, V
y se mide la corriente 1 resultante (ilustración 1-2a). La razón V / I (voltios/amperes) es Rw, que es
la resistividad del agua de la formación, en unidades Ohm-m. Esta resistividad es una propiedad
intrínseca del agua y es una función de su salinidad y temperatura. Luego, se vierte arena en el
tanque con agua, reemplazando una cantidad de agua que ha sido expelido. Cuando la arena llega
exactamente al borde superior, el resultado es una formación acuífera porosa de un metro cúbico.
Se aplica otra vez el voltaje y se mide la corriente I2. El valor I2 será menor que I1, puesto que hay

Schlumberger
menos agua para conducir la electricidad. La razón V/I2 es Ro, que representa la resistividad de
una formación saturada 100% de agua.
En todo caso Ro es siempre mayor que Rw y la relación de estas dos resistividades se define
como Factor de Formación:
F = Ro / Rw
Las investigaciones posteriores llevadas a cabo por Archie, establecieron que F es una función de
la porosidad, como lo demuestra el siguiente experimento. Consideremos un bloque de arenisca.
La resistividad del bloque es Ro y la del agua en el bloque es Rw.
Este bloque tiene una porosidad  y tiene una saturación de agua de 100%. La longitud del bloque
es L y su corte transversal tiene un área Ac. Se aplica una corriente eléctrica en la cara izquierda
del bloque y la corriente sale del mismo por la cara derecha.
Como el único medio conductor en este bloque es el agua, es posible concebir un bloque
equivalente de agua que tenga la misma resistencia que la arenisca. La corriente que fluye a través
de la arenisca, sigue un paso tortuoso, de modo que la longitud de Le del bloque equivalente es
algo mayor que la longitud real de L.
La cantidad total de agua en la arenisca es AcL. Puesto que esta cantidad también debe ser la
misma en el bloque equivalente, entonces el área de su corte transversal es AcL / Le. Según la
ecuación (r = R L / A), la resistencia de la arenisca es:
ro = R0 L
Ac
y la resistencia del bloque equivalente de agua es:
rw = Rw Le
( Ac L)
Le

Schlumberger
Puesto que estas dos resistencias son iguales, entonces,
R0 = ( Le )2
( 1 ) = F
Rw L 
Lo que demuestra que F es inversamente proporcional a la porosidad y la constante de
proporcionalidad es la tortuosidad (Le / L)2
. En una investigación experimental de un gran numero
de areniscas limpias saturadas de agua, Archie encontró que el factor de formación F podía
relacionarse con la porosidad  a través de la ecuación:
F = 1 .
m
El exponente m, llamado factor de cementación. La ecuación original de Archie se modificó
posteriormente, por la introducción de una constante empíríca "a" en la ecuación:
F = a .
m
Humble Oil Company ha recomendado usar la siguiente ecuación:
F = 0.626 [ 1 ] .

Esta ecuación fue desarrollada a través del estudio de un gran número de muestras, para
areniscas de alta porosidad (por lo general no consolidadas) tiene el mismo efecto de usar la
ecuación de Archie con m= 1.8 y para las areniscas bien consolidadas. el de usar con m = 2 , a fin
de eliminar el exponente de cementación fraccional, la fórmula de Humble puede modificarse del
siguiente modo:
-F = 0.81 .
2

Schlumberger
Dentro de los rangos normales de porosidad, ambas expresiones proporcionan resultados
bastantes similares.
Para rocas carbonáticas no fracturadas, Shell recomienda usar la relación:
F = 1 .
m
2.6.- Saturaciones
La fracción del espacio poroso ocupado por el agua se denomina "saturación de agua" ó Sw, la
fracción restante, contentiva de petróleo o gas, se denomina "saturación de hidrocarburo" o Sh,
como uno es el complemento del otro, entonces Sh = (1- Sw).
El supuesto general es, que el yacimiento estuvo inicialmente repleto de agua y que a lo largo del
tiempo geológico, el petróleo o el gas formados en otro lugar, migraron hacia la formación porosa,
desplazando el agua de los espacios porosos de mayor tamaño. Sin embargo, los hidrocarburos
que migran nunca desplazan toda el agua intersticial. En efecto, hay una saturación de agua
irreducible o Swi, representada por el agua retenida por la tensión superficial sobre la superficie de
los granos, en el contacto entre los granos y en los intersticios más pequeños.
Su valor varía entre 0.05 (5%) en las formaciones de granos muy gruesos, hasta 0.4 (40%) o más,
en las formaciones de granos muy finos con alta superficie específica. El agua irreducible no fluirá
cuando la formación se somete al proceso de producción.
Cuando el petróleo y el gas (que no son conductores de la electricidad) están presentes en una
roca porosa, conjuntamente con una cierta cantidad de agua salina de formación, su resistividad Rt
es mayor que Ro (la resistividad de esa misma formación, si estuviera saturada 100% de agua),
debido a que hay un volumen menor de agua disponible para el paso de la corriente eléctrica.
La relación entre estas dos resistividades se denomina índice de Resistividad I, el cual indica la
proporción de hidrocarburos presente en la formación. Cuando I=1 indica que la formación está
saturada 100% de agua ya que Rt = Ro, el valor de I aumenta a medida que la saturación de
hidrocarburos aumenta ( o a medida que Sw disminuye).
La resistividad de una roca parcialmente saturada de agua (Rt), depende no sólo del valor de SW,
sino también de su distribución en el interior del espacio poroso. La distribución de las dos fases

Schlumberger
(agua e hidrocarburo) dentro de la roca, depende de la humectabilidad de la misma, de la dirección
en que fue establecida (drenaje o imbibición) y del tipo de porosidad, ya sea intergranular,
cavernosa o ambas).
Archie, concluyó que la relación entre Sw e I puede expresarse de la siguiente manera:
Sn
w = 1 = Ro
(I) Rt
Según la definición del factor de formación Ro = FRw y F = a / m
entonces:
Sn
w = (FRw) = a(Rw)
Rt m
Rt
2.7.- Permeabilidad
Es la medida de la facilidad con que los fluidos se desplazan a través de una formación.
La permeabilidad es una propiedad dinámica para una muestra dada de roca y para un fluido
homogéneo, siempre que el fluido no interactúe con la roca misma. La unidad de permeabilidad es
el "darcy", la cual es bastante grande. Por ello se emplea la milésima parte, o sea, el milidarcy
(md). El símbolo de la permeabilidad es k. Para que sea permeable, la roca debe poseer poros
interconectados o fracturas, por lo tanto, hay una relación de tipo general entre la porosidad y la
permeabilidad. Una mayor permeabilidad, generalmente se corresponde con una mayor porosidad,
aunque esto no siempre constituye una regla absoluta.
Las lutitas y algunas arenas tienen una alta porosidad, pero los granos son tan pequeños que los
conductos aprovechables para el movimiento del fluido, son bastante restringidos y tortuosos. Por
tal motivo, la permeabilidad puede ser muy baja en tales casos. Otras formaciones, como las
calizas, pueden estar compuestas de roca dura ininterrumpida por fisuras muy pequeñas o por
fracturas de gran extensión. La porosidad de tales formaciones puede ser baja, pero la
permeabilidad de una fractura puede ser muy grande. En consecuencia, las calizas fracturadas,
pueden exhibir una porosidad baja conjuntamente con una permeabilidad extremadamente alta.
El volumen total del espacio poroso interconectado se llama "porosidad efectiva". En las rocas

Schlumberger
clásticas, ésta generalmente es igual a la porosidad total o absoluta. Es obvio que si los poros de
una roca no estuvieran interconectados, no existia permeabilidad alguna. La siguiente es la
ecuación de Darcy que expresa la rata del flujo a través de un medio poroso y permeable con
unidades prácticas:
Q=1.127A (K / PI L)
Donde:
K =Darcy
Q = Rata de flujo (bbl por día) P = Diferencial de presión (psi)
L = Distancia recorrida por el fluido (pies)
A = Área transversal (pies2
)
 = Viscosidad (centipoise)
Desde hace mucho tiempo se conoce que existe una correlación general entre porosidad y
permeabilidad. Esto quiere decir que si se tienen dos rocas compuestas de granos del mismo
tamaño, la que posea mayor cementación tendrá menor porosidad y menor permeabilidad. Por
consiguiente, es de esperar que la permeabilidad de una arenisca pueda ser expresada en
términos de la saturación del agua irreducible, la cual es la medida del tamaño del grano y de la
porosidad, que a su vez refleja el grado de cementación.
Schlumberger a partir de estudios de campos sobre la porosidad, la permeabilidad y la saturación
de agua irreducible, ha desarrollado una ecuación empírica que relaciona estas tres variables:
K1/2
= 250

Swi
Donde:
K es en milidarcis,  y Sw son fracciónales.
La debilidad de esta ecuación surge al considerar que, la permeabilidad depende de la sexta
potencia de la porosidad y de la segunda potencia de la saturación del agua. Si la porosidad y la
saturación son determinados a partir de datos de los registros eléctricos, pueden contener errores

Schlumberger
aún sean pequeños, estos pueden elevarse a la sexta potencia y al cuadrado en la determinación
de la permeabilidad.
Esto no quiere decir que la ecuación deba ser descartada, sino que los resultados deben ser
considerados sólo como indicativo de orden de magnitud. Una correlación muy bien documentada
es la de Timur, quien efectuó cuidadosas mediciones de laboratorio en 155 núcleos de arenisca de
la Costa del Golfo Colorado y California. Las correlaciones que obtuvo entre porosidad, saturación
de agua irreducible y permeabilidad se expresa en la siguiente ecuación:
K = ( 93 


( Swi )
3. - CONTROL DE CALIDAD DE LOS PERFILES.
RESUMEN: Análisis de los criterios de control de calidad de perfiles o LQC (“Log Quality
Control”), enfatizando la importancia de efectuarlo antes de comenzar cualquier interpretación.
Existen algunos controles de calidad a ser aplicados al papel como al archivo digitalizado, como
son:
a.- Velocidad del perfilaje.
b.- Sección repetida.
c.- Correlación de profundidad.
d.- Especificaciones publicadas.
e.- Datos faltantes o equivocados.
f.- Verificación de los datos grabados.
g.- Puesta en profundidad con los registros del hueco anterior.
h.- Validación de perfiles utilizando técnicas de interpretación.
i.- Escala correcta.
j.- Otros.

Schlumberger
OBJETIVO 4
PRESENTAR LOS DISPOSITIVOS DE PERFILAJE A HOYO DESNUDO Y ANALIZAR LAS
DIFERENTES APLICACIONES Y LIMITACIONES DE LAS HERRAMIENTAS.
Las herramientas de registros que se bajan al pozo, están diseñadas para medir las propiedades
eléctricas, acústicas y radiactivas de la formación.
4.1.- Características, propiedades generales, utilidad e importancia de los perfiles.
Como tenemos:
- Registro continuo de parámetros físicos en los pozos.
- Transmisión de la información recibida por el cable de tracción.
- Los registros se graban desde la base hacia arriba y al final dé cada fase de perforación,
(diámetro: 17”, 15 ½”, 12 ¼” 8”, 6”), o en cualquier momento según requerimiento geológico.
- Se registran parámetros físicos naturales (sp, radiactividad) o inducidos
(velocidad acústica, radiactividad, resistividades, etc).
- Se graban con escalas usuales de 1/100 y l/500 ó 1/2000 y 1/1000.
- La calidad de los registros está en función de la calidad del pozo perforado y el tipo de lodo.
4.1.1.- Finalidad de los registros :
- Identificar litología.
- Delimitar estratos de yacimientos.
- Calcular porosidad y saturación de hidrocarburos.
- Seleccionar estratos a probar.
- Calcular reservas en yacimientos.
- Hacer correlaciones a nivel de campo, semi-regional o regional.
-

Schlumberger
4.1.2.- Electrofacies
Utilización cualitativa de los perfiles eléctricos que permite establecer una columna litológica
vertical o identificar secuencias sedimentológicas y cuerpos arenosos, marcadores o así como
comparar intervalos entre pozos :
Etapas del trabajo:
- Calibración de perfiles.
- Identificación de facies.
- Identificación de la litología.
- Determinación de secuencias.
- Identificación de cuerpos sedimentarios.
- Comparación entre pozos.
- Correlación entre pozos.
- Dibujo o cartografiado de datos.
- Se utilizan los perfiles que están mas influenciados por los cambios litológicos que por los
fluidos.
- Los estudios básicos se hacen con curvas a escala l / 500, ó l / 200 en caso de calibración con
núcleos.
- Las correlaciones se hacen con curvas de l/500 (estudios de yacimiento) de
1/1000 ó escalas más reducidas según el tipo de estudios.
4.1.3.- Perfiles más utilizados:
- RAYOS GAMMA = GR o NGT (GAMMA-RAY ESPECTRAL).
- NEUTRON = CNL o CNT.
- DENSIDAD = FDC, GAMMA-GAMMA /LDT.
- SÓNICO = BHC o LST.
- POTENCIAL ESPONTÁNEO = S.P.
- RESISTIVIDAD = INDUCClÓN (IEL,DIL)
LATEROLOG (DLL).
MICROLATEROLOG
MICROLOG.
ENFOCADO (SFL, MSFL).
-CALIBRE = CAL/SÓNICO.
CAL/FDC-CNL

Schlumberger
BGT.
- BUZAMIENTO = CURVAS HDT.
CLUSTER
GEODIP
SHDT
-OTROS PERFILES CBL/VDL TDT
EPT NGT
GST HRT
GLT FMS
4.2.- PERFIL DE POTENCIAL ESPONTÁNEO (SP)
OBJETIVO: Discutir el origen del potencial espontáneo, de la respuesta del perfil, de las
herramientas y la interpretación.
4.2.1.- Definición:
Medida de la diferencia de potencial eléctrico natural entre la superficie y el subsuelo. La curva
resultante es un registro de la diferencia de potencial eléctrico de un electrodo móvil en el pozo y
el potencial eléctrico de un electrodo fijo en la superficie.
Este registro se usa normalmente en pozos perforados con fluidos cuya base es agua dulce.
4.2.1.2.- El perfil de SP puede aplicarse para:
 Localizar los contactos entre capas y correlacionarlos con los otros perfiles.
 Detectar capas permeables.
 Determinar la salinidad del agua de formación.
 Estimar el espesor de las capas.
 Evaluar la arcillosidad de las capas.
4.2.1.3.-Origen del Potencial Espontáneo.
Dentro del pozo se originan potenciales eléctricos espontáneos en las interfaces entre rocas
permeables e impermeables, así como la interface entre zona virgen y zona lavada; como
consecuencia se establece la circulación de corrientes eléctricas dentro de la formación, en la

Schlumberger
interface entre capas permeables e impermeables, las cuales atraviesan el lodo dentro del pozo
solamente en las profundidades del contacto de estas capas.
No existe ninguna corriente eléctrica dentro del pozo en el centro de una lutita; en consecuencia, la
curva de SP es plana ( línea base de lutitas). Al aproximarse a un contacto entre capas, la
herramienta de SP pasa por la zona de corrientes en el lodo, generada por el potencial
espontáneo; en el contacto entre capas, el flujo de corriente es máximo, así como el cambio de
potencial por cm de pozo ( denominado dependiente del perfil del SP). Una vez pasado el contacto
entre capas, la intensidad de la corriente en el lodo disminuye hasta desaparecer, con lo que la
curva de SP permanece en un valor constante, generalmente más negativo en las zonas
permeables que en las lutitas o “shales”. Al aproximarse al próximo contacto ocurre una situación
inversa a la anterior, con lo que la curva de SP regresa a la línea base de lutitas.
El lodo en el pozo debe ser conductivo para permitir la circulación de las corrientes eléctricas
mencionadas Por otro lado, si el lodo es demasiado conductivo, no existiría diferencia de potencial
que pueda ser detectada ya que lodo sería un corto circuito.
Generalmente el Rmf es conocido, por lo tanto puede usarse el perfil de SP para estimar el valor
de Rw de la resistividad del agua de formación.
Si las salinidades (por consecuencias, también las resistividades) del filtrado y del agua de
formación son de valores aproximadamente iguales, la separación de la línea-base de lutitas será
cero o de unos poco mv, dificultado la interpretación de la curva SP para detectar capas
permeables o para estimar el espesor o arcillosidad de las capas.
4.2.1.4.- Herramientas de perfilaje:
No existe herramienta específica para obtener el perfil de SP; siendo que apenas se necesita un
electro expuesto al lodo, conectado eléctricamente con el equipamiento de superficie, la práctica
común es incluir ese electrodo en las herramienta de Inducción y en las de Laterolog. Normalmente
el electrodo de SP es el sensor más profundo y, por esta razón, es el que define la profundidad de
la herramienta en el pozo.

Schlumberger
4.2.1.5.- Interpretación:
La amplitud del SP depende de:
 Potencial de membrana (Em).
 Diferencia de salinidad entre los estratos.
 Potencial de “JUNTION” (Ej), diferencia de salinidad entre cada capa y el
filtrado de lodo.
SP = EM + Ej
Em = despreciable.
Ej = importante.
- Escala = milivoltios (relativa)
- El SP representa la actividad iónica debida a la diferencia de concentración en NaCl entre el
lodo y las capas.
En lutitas o capas sin porosidad = Sin actividad lónica, sp=0 (línea base ).
En capas porosas = Actividad lónica según la diferencia de salinidad.
- Deflección positiva = agua más dulce que el lodo.
- Deflección negativa = agua mas salada que el lodo.
- No deflección = agua y lodo con la misma salinidad.
Depende fundamentalmente de la diferencia de salinidad entre el agua de formación y el filtrado. Si la
salinidad del agua de formación es mayor la deflección será hacia la izquierda, lo contrario, la deflección
será hacia la derecha.
1. Con el calculo del SP y ajuste con la temperatura se puede calcular la resistividad (Rw) y la
salinidad del agua intersticial de las capas.
2. En el caso de capas de arenas limpias con agua, la deflección del SP es función de la
permeabilidad y del tamaño de grano, el SP permite separar las capas porosas de las
capas sin porosidad y estimar la salinidad del agua intersticial.

Schlumberger
3. No se puede identificar litología o delimitar correctamente las capas sin apoyo de otros
perfiles.
4.3.- Perfil de Rayos Gamma (GR)
OBJETIVO: Discutir el origen de la radioactividad natural de las rocas, principios de medición y
respuesta de los perfiles.

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4.3.1.1.- Definición GR
La curva de Rayos Gamma o GR representa la radiactividad natural de las formaciones y es
presentada en unidades API (“American-Petroleum Institute”) cada unidad API es definida como
1/200 de la respuesta generada por un calibrador patrón constituido por una formación artificial que
contiene cantidades bien definidas de uranio, torio y potasio, mantenida por el API en Houston,
Texas. USA.
Generalmente, la curva de GR es presentada en la pista 1, junto a las curvas de SP y de
calibrador, con escalas de 0 a 100 ó de 0 a 150 API. Al igual que la curva de SP, la de GR tiene su
escala definida de manera tal que ambas curvas indican zonas permeables cuando están próximas
del extremo inferior de la pista, y ambas indican lutitas o “shales” cuando están próximas del
extremos superior de la pista (con el cabezal a la izquierda del observador).
Este perfil es muy útil para identificar zonas permeables debido a que los elementos radiactivos
mencionados tienden a concentrarse en la lutitas o “shales” (impermeables), siendo muy poco
frecuente encontrarlos en areniscas o carbonatos (permeables).
La curva de rayos gamma puede obtenerse en un pozo entubado, lo cual no puede hacerse con la
curva de SP, y ello aumenta su valor como herramienta de correlación.
4.3.1.2.- Origen de los Rayos Gamma.
La radioactividad natural de las formaciones proviene de los siguientes tres elementos presentes
en las rocas:
Uranio (U), Torio (Th) y Potasio (K).
El decaimiento de estos elementos genera la emisión continua de los rayos gamma naturales, los
que pueden penetrar varias pulgadas de rocas y también pueden ser medidos utilizando un
detector adecuado dentro del pozo.

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El perfil puede aplicarse para:
 Detectar capas permeables.
 Evaluar minerales radioactivos.
 Correlación con perfiles a pozo entubado.
 Determinar la arcillosidad de las capas.
 Definir los minerales radioactivos.
 Correlación pozo a pozo.
4.3.1.3.- Variaciones Estadísticas.
Las variaciones estadísticas son una característica inherente a todos los perfiles nucleares, los
cuales nunca repiten exactamente (pasando dos veces por el mismo intervalo) debido a pequeñas
variaciones u oscilaciones alrededor del verdadero valor de respuesta del perfil. Estas oscilaciones
son variaciones aleatorias y no representan la respuesta de la formación.
4.3.1.4.- Herramientas de Perfilaje:
Existen dos tipos de herramientas de rayos gamma: la tradicional que mide la radioactividad
natural total de la formación y la de espectrometría de rayos gamma naturales.
4.3.1.5.- Efectos Ambientales:
La respuesta de la herramienta de diámetro de 3 5/8” está generalmente calibrada en las
condiciones del pozo de 8”, conteniendo lodo de densidad 1,2 gr/cc. La misma formación con la
misma radioactividad, en pozos con diámetro mayor y lodo mas denso ( donde hay mayor
absorción de rayos gamma en el lodo antes de que alcancen el detector), producirá una respuesta
atenuada de la curva GR; por el contrario, en pozos de pequeño diámetro y lodo liviano, la
herramienta producirá una respuesta aumentada en la curva de GR.
Existen gráficas para estimar la corrección en función del diámetro del pozo, peso del lodo y
posicionamiento de la herramienta (centralizada o descentralizada).

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4.3.1.6.- Interpretación:
- En rocas sedimentarias el rayo gamma permite identificar las Lutitas de los otros tipos de
rocas.
- En secciones Lutíticas se puede parcialmente reconocer el tipo de minerales arcillosos
dominantes e identificar lutitas orgánicas o uraníferas.
4.3.1.7.- Calibración del rayo gamma.
- Con núcleos, podemos calibrar a partir de la observación visual y del estudio petrográfico.
Separar clase de arcillosidad según requerimento.
- Sin núcleos, buscar respuesta GR Max.*
Buscar respuesta GR Min.
Trazar líneas.
Dividir el intervalo GR Max GR Min. en 10 partes.
Cada división = 10% de arcillosidad.
Separar clases de arcillosidad:
Arenas limpias = 0 15 a 25%
Arenas arcillosas = 15 40 a 50%
Lutita > 50 %
Formula base = Vcl = GRL - GR min.
* Eliminar picos de mas alta radiactividad.
4.3.2.- Espectrometría de Rayos Gamma Naturales (Spectral Gamma Ray - NGT)
El "Spectral Gamma Ray" permite leer la radiactividad según las respuestas de los tres elementos
básicos:
K, U , Th
Permite identificar, las rocas con alto contenido de potasio =
Evaporitas.
Arenas micáceas.
Feldespáticas.
El origen de la alta radiactividad en las lutitas =
Materia orgánica (U, Th).
Micas (U)
Tipo de arcillas
Capas de cineritas (U, Th)
Capas fosfáticas (U)

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formula:
GR = A (K) + A' (Th) + A"(U)
Curvas K en %
U en ppm
Th en ppm.
GRS = A (K) + A' (Th)
Uranio eliminado.
GR - GRS = Contribución del Uranio.
4.3.3.- Medición de la Radioactividad Natural de Rayos Gamma
Desintegración natural de los átomos inestables:
K 40
Th 232
U 238.
Energía 0.2 a 2.8 Mev.
Rocas Radiactivas:
Potasio (K) Arcillas tipo ILITA.
Mica.
Feldespatos.
Evaporitas tipo Kcl, K2SO4.
Thorio (Th) Rocas Igneas (primario).
Arcillas (absorción).
Minerales pesados.
Uranio (U) Rocas ígneas (primario)
Micas y Circón.
Materia Orgánica (absorción)
Arcillas (absorción).
4.3.4.- Rocas sin Radiactividad. (Puras).
1. Arenas y Areniscas
2. Calizas y Dolomitas.
3. Carbón.
4. Fluidos (excepto lodo de perforación).

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5. Sal.
6. Yeso y Anhidrita.
7. Oxido e Hidróxidos metálicos.
4.3.5.- Interpretación:
Debido a que los elementos radioactivos están generalmente concentrados en los minerales
arcillosos, el perfil de GR es muy utilizado en la determinación de la arcillosidad Vsh (fracción lutita
de volumen total de la roca) en las formaciones permeables. Básicamente se efectúa una
interpolación lineal entre las lecturas de GR en formaciones limpias y lutitas o “shales”
VshGR  GR log - Grmin
Grmax - GRmin
Donde:
VshGR : Arcillosidad (Volumen de lutita) en la formación.
GR log: Lectura del perfil de GR en la zona de interés, en unidades API.
GRmin: Lectura del perfil de GR en zonas limpias en unidades API.
GRmax: Lectura de perfil de GR en lutitas o Shales, en unidades API.
El Vsh tiene valores entre o y 1, así se lo debe utilizar en los cálculos. En la práctica se multiplica
por 100 para expresar la arcillosidad en porcentaje.

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Este perfil es muy utilizado para la correlación de perfiles de pozo abierto con los de pozo
entubado. El registro simultáneo de las curvas de GR y CCL cuando se efectúa el perfilaje a poz
entubado, permite el posicionamiento de los cañones de disparos frente a las capas de interés
identificadas en el pozo abierto, como también en registros de cementación.
4.4.- Perfiles de Resistividad.
- Existen 2 tipos de investigaciones y de herramientas:
4.1.- Investigación profunda = Macrodispositivos.
4.2.- Investigación próxima = Microdispositivos.

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4.4.1.- Macrodispositivos.
1. LATERAL.
2. LATERAL ENFOCADO (LL, DLL).
3. ESFÉRICO (SFL)
4. INDUCCIÓN (IEL, DIL)
4.4.1.1.- Lateroperfil:
Utilizan una serie de electrodos múltiples para hacer que la corriente se desplace lateralmente a
través del lodo hasta la formación.
Ventajas:
1. Capacidad para operar en lodos muy salado.
2. Excelente definición de la capa.
3. Ideal para capas finas.
Hay dos tipos básicos de lateroperfiles, uno de ellos es el sistema de 3 electrodos comúnmente
denominados "Guard log" o LL3 y el otro sistema de 7 hasta 9 electrodos, denominados LL7, LL8,
LLD y LLS. Ambos sistemas operan sobre la base de un mismo principio.
El Doblelateroperfil es de la última generación del Lateroperfil, que consiste en la combinación de
dos dispositivos con diferentes profundidad de investigación: el LLD de investigación profunda y el
LLS de investigación somera.
4.4.1.1.1.- Fundamentos de medición:
La corriente fluye en serie a través de la columna de lodo, el revoque, la zona invadida y la zona
virgen, consiguiendo resistencia en cada una de estas zonas. Para determinar Rt (la resistividad
de la zona virgen) a partir de las lecturas de este dispositivo, se requiere que las otras resistencias
(resistividad) sean sustraidas de la señal, o sea, corregir las lecturas del lateroperfil por cada uno
de estos factores, pozo, revoque e invasión. Figura.
4.4.1.1.2.- Corrección por Pozo y Revoque.
La profundidad de investigación de estos sistemas enfocados está representada por la distancia
medida a partir del eje del pozo hasta el punto donde la hoja de corriente comienza a desviarse
apreciablemente. Para el LL3 y el LL7 la profundidad de investigación es aproximadamente 10' y
15' respectivamente.

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4.4.1.1.3.- Corrección por el espesor de la capa
El espesor de la hoja de corriente de los lateroperfiles de alrededor de 32 pulgadas, con esta
excelente resolución vertical las influencias de las capas vecinas serán insignificantes, por tanto no
requiere corrección por este motivo.
4.4.1.2.- Perfil de Inducción:
Este perfil se basa en campos electromagnéticos y en corrientes inducidas, utiliza bobinas en vez
de electrodos, su fundamento de medición es totalmente diferente a sus antecesores, debido a
esto, el inducción puede ser corrido en lodos no conductivos como lodos a base de petróleo,
emulsión invertida o aire donde resulta imposible para los demás dispositivos de resistividad.
Existen dos versiones de este dispositivo, el tradicional inducción sencillo (IEL) y el doble inducción
4.4.1.2.1.- Fundamentos de Medición:
Se hace pasar una corriente de frecuencia constante por la bobina transmisora, esta corriente
produce un campo electromagnético alterno de la misma frecuencia que se extiende a la formación
a una distancia considerable alrededor del dispositivo. Este campo genera a su vez, una corriente
inducida en la formación, de acuerdo con los principios electromagnéticos que dice que un campo
alterno induce una corriente en cualquier conductor atravesado por el campo. Esta corriente
inducida en la formación fluirá circularmente alrededor del pozo en un plano perpendicular al eje
del mismo, o sea, la formación y todo lo que está alrededor del dispositivo, hacen las veces de un
solo conductor.
Esta corriente inducida genera un campo electromagnético secundario que a su vez induce una
corriente en la bobina receptora. El voltaje de esta corriente es proporcional a la conductividad de
la formación, ya que si la formación no fuera conductiva, no generaría ninguna corriente en la
bobina receptora.
Los valores de este voltaje inducido en la bobina receptora se representa como una curva continua
de conductividad en el perfil de inducción y se representa la curva en forma de resistividad.
Es necesario efectuar correcciones por efectos del pozo, por capas vecinas y por invasión.
- La intensidad de la corriente recibida es función de la resistividad de la formación atravesada.

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- la resistividad de la roca esta en función del tipo de matriz mineral, de su porosidad, de la
naturaleza de los fluidos incluidos y de efectos superficiales con la pared del pozo.
El registro de inducción no debe ser recomendado en pozos donde existan las siguientes
condiciones:
1. Lodos salinos
2. Pozos con diámetro mayor que 12”
3. Formaciones de interés con espesores muy pequeños (capas finas).
4. Formaciones de muy alta resistividad, mayor que 200  - m
4.4.1.3.- Perfil Esférico enfocado
Mide la resistividad de la formación cerca del hoyo y proporciona la investigación relativamente
superficial, que se requiera para evaluar los efectos de invasión sobre las mediciones más
profundas de la resistividad. Es el dispositivo de espaciamiento corto que ahora se utiliza en el
sistema DIL-SFL, se ha diseñado en sustitución de la normal de 16" y del LL8.
El SFL es significativamente más superficial que las curvas de su predecesores, es decir , el LL8 y
la normal 16".
Todas las curvas de resistividad someras tienden a dar lecturas de resistividad bajas cuando el
pozo es muy grande.
4.4.2.- MICRODISPOSITIVOS
1. MICRONORMAL/MICROINVERSO (ML)
2. MICROLATERAL ENFOCADO (MLL)
3. MICROESFÉRICA (MSFL)
4.4.2.1.- Perfil Microesférico:
Tiene electrodos de enfoque esférico ( como los de SFL) montados en una almohadilla y ha
reemplazado al Microlateroperfil y al perfil de proximidad, porque es combinable con otros

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dispositivos de perfilaje, especialmente con el DIL y el DLL, eliminando así la necesidad de hacer
una corrida separada para medir Rxo.
Mediante este sistema, el MSFL tiene la suficiente somera penetración, para leer directamente la
resistividad Rxo de la zona lavada, aún en presencia de revoques de un espesor de hasta 3/4"
pulgadas.
4.4.2.1.1.- Correcciones:
Las mediciones del MSFL debe ser corregidas por los efectos del revoque , la presenta figura
proporciona este tipo de correcciones:
4.4.2.2.- Microperfil
Es un dispositivo que está fuera de uso hace más de 20 años. La curva micronormal tiene una
penetración más profunda y es menos afectada por los materiales que están cerca del dispositivo,
específicamente el revoque.
4.4.2.2.1.- Interpretación
La resistividad de la zona lavada de una formación es siempre mayor que la resistividad de
revoque, mostrando una separación entre las dos curvas que se denomina "separación positiva",
puede tomarse en consecuencia, como una indicación de que la capa es permeable, diferente
sería frente una capa de lutitas impermeable, donde no ha habido invasión.
4.4.2.3.- Microlateroperfil y perfil de proximidad:
Fueron especialmente diseñados para determinar el Rxo con mayor exactitud, actualmente están
fuera de usos y han sido reemplazados por el MSFL.

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4.5.- PERFILES DE POROSIDAD
4.5.1.- Perfil sónico:
El perfil sónico compensado o BHC ("Bore-Hole-Compensated") mide el tiempo de tránsito,
representado por t, de una onda acústica en la formación, en seg/ft (microsegundos por pie)
generalmente presentado en las pista 2 y 3, en escalas de 40 a 140 seg/ft, con nemónico DT;
para ello un transmisor de la herramienta genera una onda que se propaga por el lodo, alcanza las
paredes del pozo y continúa propagándose por ellas. Los efectos de esta propagación son
detectados por dos receptores en la herramienta de perfilaje, generalmente de 3 a 5 pies del
transmisor; la diferencia de tiempos observada ( medidos desde el momento del disparo del
transmisor) dividida por los dos pies que separa los transmisores, determinan el tiempo de transito
de la formación.
4.5.1.1.- Principios de la medición:
Existen dos tipos principales de propagación de la energía acústica en un medio sólido que pueden
ser registrados por la herramienta de perfilaje: las ondas compresionales, también denominadas
"ondas P" y las de cizallamiento, también denominadas "ondas S" o "Shear waves".
Las ondas compresionales son las propagadas por el movimiento de las partículas del medio
oscilando en dirección de propagación de la onda; las ondas de cizallamiento son las propagadas
por el movimiento de las partículas del medio oscilando en dirección perpendicular a la de
propagación de la onda:
Tipo de onda Dirección de propagación
de la Onda
Dirección de oscilación de
las partículas del medio
Compresional
Cizallamiento
Otros tipos de propagación de las ondas acústicas son las Ondas Rayleigh y las Ondas Stoneley.
La onda Rayleigh se propaga en la interface lodo-formación, con una velocidad levemente inferior
a la velocidad de la onda "shear" y se atenúa rápidamente.

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La Onda Stoneley se propaga en el lodo, por interacción entre el lodo y la formación; es una
energía de baja frecuencia que sufre muy poca atenuación, facilitando su detección por la
herramienta de perfilaje.
4.5.1.2.- Herramientas de perfilajes
La medición del tiempo de tránsito t de la formación con la herramienta BHC tiene muy poca
profundidad de investigación (del orden de 1 a 2"); como aproximación se dice que el número que
representa la separación transmisor-receptor, es el número de pulgadas de la proximidad de
investigación.
La definición vertical del perfil sónico depende del espaciamiento entre los receptores utilizados en
la determinación del t de la formación, para el perfil BHC normal es el orden de 60 cm (2 pies).
4.5.1.3.- Tiempo de Tránsito Integrado.
El tiempo de tránsito t de la formación puede integrarse a lo largo del pozo, comenzando en el
fondo (sumando los resultados de multiplicar los s/ft observados en cada pie de pozo por la
distancia de 1 pie considerada), con lo que se obtienen s desde el fondo del pozo hasta
cualquier profundidad; los resultados se presentan como pulsos pequeños para cada 1 ms y pulsos
grandes para cada 10 ms de "tiempo de tránsito integrado" o TTI("Transit-Time-Integrated").
Estos datos son fundamentales para verificar la sísmica de superficie y para estos fines se prefiere
una herramienta de sónico de espaciamiento largo por efectuar una medida de mejor calidad ya
que, debido a su mayor profundidad de investigación, presenta menor riesgo de medir en la zona
alterada por la perforación.
4.5.1.4.- Calculo de la porosidad a través del registro sónico
Existen por lo menos dos ecuaciones de respuestas diferentes, ambas empíricas; esto significa ,
que existe una incerteza sobre la relación existente entre el t medido y la porosidad de la
formación. Esta ecuaciones so la Wyllie y la de Raymer-Hunt.

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4.5.1.4.1.- Ecuación de Wyllie.
Es la más utilizada y establece una relación lineal entre el tiempo de tránsito t medido y la
porosidad  de la formación; según este modelo, el t de la formación es la suma de los t´s de
cada elemento ponderado por sus volúmenes en la formación. En el caso de una formación limpia
con porosidad  y zona lavada de más de 5 cm de extensión, la ecuación es:
tlog = .tmf + Vma. tma
donde:
tlog = Tiempo de tránsito medido por el perfil sónico, s/ft.
 = Porosidad de la formación, 0    1.
tmf = Tiempo de tránsito del filtrado
Vma = Volumen de matriz en la formación 0  Vma  1
tma = Tiempo de tránsito de la matriz, 43 s/ft  tma  55 s/ft
En esta ecuación, la porosidad y el volumen de la matriz constituyen el total de la roca, por lo tanto
se debe cumplir que:
1= + Vma
Sustituyen la  y Vma de las ecuaciones anteriores tengo:
sa = tlog - tma
tmf - tma
La ecuación de Wyllie es válida en las siguiente condiciones:
 Porosidad Intergranular uniforme
 Formaciones limpias (sin lutitas o "shales")
 Formaciones acuíferas
 Formaciones compactadas.

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4.5.1.4.2.- Ecuación de Raymer-Hunt
La Ecuación de Raymer-Hunt establece una relación de segundo grado entre el tiempo de tránsito
medido y la porosidad de la formación, que puede dar mejores resultados en zonas con
porosidades variando entre valores bajos y altos, pero más difícil de utilizar en cálculos manuales.
En el caso de una formación limpia es :
1 =  + Vma
tlog tmf tma
En esta ecuación, la porosidad y el volumen de matriz constituyen el total de la roca, por lo tanto se
debe cumplir que:
1 =  + Vma
4.5.1.5.- Efectos ambientales
No existe necesidad de aplicar correcciones por efectos ambientales al perfil sónico BHC; sin
embargo, el perfil puede estar afectado por alteración de la formación en las proximidades de la
pared del pozo, lo que altera el valor del tiempo de tránsito t medido. Una herramienta de sónico
con espaciamiento largo genera un perfil prácticamente libre de este efecto.
4.5.1.6.- Otros factores que influencian la medición
Compactación: Generalmente se asume que las propiedades elásticas de las rocas son
independientes de la compactación si la roca está sometida a una presión suficientemente alta
(varios miles de psi); si la roca está sometida a presiones menores (por ejemplo formaciones
someras o formaciones con presiones anormales), el valor del tiempo de tránsito medido es mas
alto que lo esperado, indicando valores de porosidad aparente mayores que la verdadera
porosidad. En estos casos puede estimarse la verdadera porosidad dividiendo la porosidad
aparente por un factor de compactación Cp > 1.

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Arcillosidad: Las lecturas del perfil sónico en lutitas o -shales" puede variar entre 70 y 130 s/ft; el
efecto de la presencia de lutita en la formación depende del contraste entre el tiempo de tránsito
medido en las lutitas o "shales" y el de la formación limpia.
Hidrocarburos: La presencia de hidrocarburos en la roca-reservorio generalmente no afecta la
medición del tiempo de tránsito en formaciones compactadas; en formaciones no compactadas
existe efecto de hidrocarburos, pero no existe una corrección que pueda ser aplicada.
Fracturas y vúgulos: La presencia de fracturas y vúgulos en la formación produce efectos muy
pequeños en el tiempo de tránsito medido por el perfil, por lo que se obtienen valores de porosidad
menores que los reales (se dice que el perfil no ve las fracturas y vúgulos). Aprovechando este
efecto puede definirse un 'indicador de porosidad secundaria' o SPI ("Secondary-Porosity-lndex")
como la diferencia entre la porosidad densidad-neutrón y la porosidad sónico:
SPI =  DN - S
Efectos del pozo: El pozo debe estar lleno de fluido para que los receptores puedan detectar la
energía de sónico; cuando el nivel está bajo, la herramienta deja de registrar al salir por encima del
nivel. Otro efecto, que ocurre en pozos de diámetro grande, es la atenuación de la intensidad de la
onda, lo que dificulta la detección por el transmisor mas lejano y puede originar '"saltos de ciclos"
4.5.2. Perfil de lito-densidad
El perfil de lito-densidad o LDT ("Lito-Density-Tool") mide la densidad media de la formación b en
gr/cc, así como su factor fotoeléctrico Pef en barns/electrón, en las proximidades de la pared del
pozo. Para ello, una fuente radioactiva es colocada en la sonda antes de bajar al pozo. La
radioactividad que la formación deja llegar a dos detectores ubicados a pocas pulgadas de la
fuente, en la herramienta de perfilaje, permite determinar los parámetros mencionados. La curva de
densidad es presentada en las pistas 2 y 3 en escala coherente la de neutrón, generalmente de
1.95 a 2.95 gr/cc, con nemónico RHOB. El factor fotoeléctrico se presenta generalmente en la pista
2 en escala de O a 10 barns/electrón, con nemónico PEF.

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El registro de densidad mide la densidad a partir de la perdida de energía de un flujo de rayos
gamma entre emisor y receptor a través de la formación.
La disminución de la energía del flujo incidente es función de los choques y de la absorción con los
electrones en la matriz de la roca.
La cantidad de electrones es función directa de la densidad electrónica, la cual depende
directamente de la masa atómica de los elementos, es decir, su densidad.
DENSÍDAD DE LAS ROCAS: G/cm3
Cuarzo = 2.65
Calcita = 2.71
Dolomita = 2,87
Sal = 2.16
Anhidrita = 2.96
Yeso = 2.32
Carbón = 1.70
Lutita = 1.9 a 2.7 (F =Compactación)
Agua = 1
Petróleo = 0.75 a 0.95 (según grado API)
Gas = 0.1 a 0.3 ( Según T y P.).
Para una matriz de roca constante, la densidad en el perfil es función directa de la porosidad y de los fluidos
de relleno.
DENSIDAD (FDC / LDT)
- Herramienta FDC ("Formation Density Compensated" y "Litho Density Tool")
- 2 detectores (D1 y D2).
- 1 emisor.
- El FDC tiene muy buena definición vertícal (dl - d2 = 10"), pero es muy sensible a las irregularidades de la
pared.
- Las lecturas se deben siempre comparar con el caliper y la curva.
4.5.2.1.- Principio de la medición
La fuente radioactiva natural emite rayos gamma de alta energía dentro de la formación, ya que el
patín de la herramienta de densidad se apoya en la pared del pozo para registrar. Existen tres tipos
de interacción entre los rayos gamma y la formación: el "efecto fotoeléctrico" que ocurre con los
rayos gamma de baja energía; la "dispersión Compton' que ocurre a niveles de energía

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intermedios; y, por último, la "generación de pares" que ocurre con rayos gamma de muy alta
energía.
4.5.2.3.- Herramientas de perfilaje, profundidad de investigación y definición vertical.
La primera herramienta de perfilaje de densidad tenía una fuente de Cesium-137 con una
intensidad de 1.5 Curie y energía de 662 keV, con un detector apoyado en la pared del pozo. El
patín era 'colimado' u orientado para concentrar la emisión de rayos gamma en una dirección
preferencial dirigida a la pared del pozo. El detector estaba ubicado a una distancia de
aproximadamente 30 cm encima de la fuente. El perfil obtenido con esta herramienta es afectado
por la rugosidad o irregularidades en la pared del pozo, que permiten la presencia de lodo entre el
patín y la formación.
La siguiente generación de herramientas incluía un segundo detector entre la fuente y el detector
anterior; el espaciamiento corto entre la fuente y este nuevo detector permite investigar
principalmente el revoque, indicando valores de densidad diferentes al de la formación
dependiendo de la densidad del revoque. La diferencia de densidades obtenidas por los dos
detectores permite efectuar una corrección automática a la lectura del detector lejano para obtener
la densidad de la formación sin el efecto de la presencia de revoque entre el patín y la formación.
Se presentan las curvas de densidad media Pb corregida por revoque con mnemónico RHOB y la
corrección aplicada Ap con mnemónico DRHO, ambas en gr/cc.
Las herramientas modernas, denominadas de lito-densidad, utilizan detectores más sensibles los
que además de contar los rayos gamma también permiten detectar su nivel de energía: los rayos
gamma de alta energía son utilizados para medir la densidad y la corrección aplicada; los rayos
gama de baja energía permiten obtener la curva de efecto fotoeléctrico Pef, en la formación en
barns/electrón con nemónico PEF, la cual indica la litología de la formación.
La profundidad de investigación del perfil de densidad es de aproximadamente 30 cm, similar la su
definición vertical.
4.5.2.4.- Relación entre densidad y porosidad: ecuación de respuesta
La densidad Pb de una formación limpia y acuífera puede obtenerse como la suma de las
densidades de cada elemento, ponderada por su volumen en la formación. En el caso de una

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formación limpia con porosidad  y zona lavada de mas de 30 cm de extensión, la ecuación de
respuesta es:
Pblog =  Pbmf +Vma x Pbma
donde:
Pblog : es la densidad de la formación, en gr/cc
 : es la porosidad de la formación O    1
Pbmf: es la densidad del filtrado en la zona investigada por el perfil (Pbmf 
1.1 gr/cc)
Vma : es la fracción de la roca ocupado por la matriz limpia, O  Vma  1
Pbma es la densidad de la matriz limpia, en gr/cc (2.65 gr/cc  Pbma  2.87 gr/cc)
En esta ecuación, la suma de la porosidad y el volumen de la matriz constituyen el total de la roca;
por lo tanto se debe cumplir que:
1 =  + Vma
Combinando las ecuaciones anteriores, puede obtenerse la porosidad aparente de densidad Da
para la formación limpia y acuífera, como:
Da = Pbma - Pblog
Pbma - Pbmf
La ecuación de respuesta del perfil de densidad no es empírica, como la mayoría de las otras
ecuaciones de respuesta, sino que responde a una ley física.
EL PERFIL DE DENSIDAD PERMITE:
1. Identificar la litología detallada. (carbón, caliza, arenisca, lutita).
2. Ubicar con precisión limites de estratos.
3. Evaluar compactación en Lutitas.

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LA DENSIDAD FDC SALE CON DOS TIPOS DE ESCALAS:
Densidad G/cm3 (1.7 a 2.7; 1.9 a 2.9).
Porosidad Aparente D
con p matriz = 2.65 (arenas)
con p matriz = 2.72 (calizas)
Escalas 45% - 0 -15%

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4.5.3.- Factor fotoeléctrico
La curva del factor fotoeléctrico se obtiene del número de rayos gama los que fueron sometidos a
absorción fotoeléctrica, Pef., de la formación; éste parámetro indica básicamente la porosidad del
tipo de fluido en la formación.
El factor fotoeléctrico se expresa en función del número Z de protones (o número de electrones por
átomo eléctricamente neutro) en la formación. Los valores típicos de Pef, para las rocas-almacén

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mas comunes son los siguientes: 1.8 en arenisca, 5.08 en caliza y 3.14 en dolomía.
Las siguientes son las aplicaciones del factor fotoeléctrico:
 Identificación rápida de litología.
 Reconocer minerales pesados en la formación.
 Detección de fracturas en lodos con barita.
 Evaluación de lutitas o "shales"
 Facilitar la evaluación en presencia de gas.
 Evaluación cuantitativa con la curva U (índice volumétrico de absorción fotoeléctrica).
4.5.3.1.- Efectos ambientales
El perfil de factor fotoeléctrico es fuertemente afectado por lodos cargados con barita y no existe
corrección para este efecto. En este tipo de lodos no se recomienda utilizar la curva de Pef., para
interpretar. La única corrección necesaria en la curva Pb de densidad de la formación, es por
curvatura del pozo; como el patín está adaptado a pozos de 8" de diámetro, esta corrección
solamente debe aplicarse cuando el pozo tenga curvaturas diferentes a 8".
Las compañías que prestan servicios de perfilaje publican gráficas para estimar la corrección
necesaria en función de la curvatura del pozo frente al patín.
4.5.3.2.- Interpretación rápida
La superposición de las curvas de densidad y neutrón permite la interpretación rápida o "quick-
look", para evaluar la litología, la presencia de hidrocarburos livianos y la porosidad de las
formaciones.
4.5.4.- Perfil de neutrón
El perfil de neutrón o CNT (Compensated~Neutron~Tool) mide el índice de hidrógeno de la
formación, expresado como N o porosidad neutrón en unidades de porosidad o pu ("porosity-

Schlumberger
units"), generalmente presentado en las pistas 2 y 3 en escala coherente con la de densidad, de 45
a -15 pu, con nemónico NPHI. Para ello, una fuente radioactiva natural de neutrones es colocada
en la herramienta de perfilaje antes de bajar al pozo. Los neutrones que la formación deja llegar a
dos detectores ubicados a algunas pulgadas de la fuente en la herramienta de perfilaje, permiten
obtener el índice de hidrógeno de la formación.
La herramienta mide la porosidad a partir de la disminución de energía de un flujo de neutrones
térmicos (CNL) o epitérmicos (SNP).
El factor esencial de la disminución energética son los choques de los neutrones de alta energía
con los núcleos de átomos de hidrógenos.
La calibración final del neutrón es presentada con escala de porosidad aparente
=  N = 45% - 0 - 45 %
4.5.4.1.- Principio de la medición
Los neutrones emitidos por la fuente se dispersan en el pozo y en la formación alrededor de la
herramienta. Existe un descentralizador elástico apoyando la generatriz de la herramienta que
pasa por la fuente radioactiva contra la pared del pozo para maximizar la cantidad de neutrones en
la formación y minimizar la cantidad de neutrones en el pozo.
Existen cuatro tipos de interacción entre los neutrones y la formación: la "dispersión elástica" en la
cual el neutrón sufre una colisión con el núcleo de los átomos de la formación y rebota observando
las leyes de la conservación de la energía y del momento; la "dispersión inelástica" en la cual el
núcleo es excitado por la colisión con el neutrón y regresa a su estado energético emitiendo un
rayo gamma; la "captura" en la cual el núcleo absorbe el neutrón emitiendo un rayo gamma y, por
último, la "activación" en la cual el núcleo absorbe el neutrón emitiendo un rayo beta, un rayo gama
y un neutrón.
Los detectores pueden ser de dos tipos: pueden medir la populación de neutrones epitermales en
la formación o pueden medir los rayos gamma de captura emitidos por la formación durante la
absorción de neutrones termales.

Schlumberger
4.5.4.2.- Herramientas de perfilaje, profundidad de investigación y definición vertical
Para minimizar los efectos del pozo las herramientas modernas de neutrón utilizan dos detectores
localizados a algunas pulgadas de la fuente radioactiva. Los parámetros registrados son las
"cuentas por segundo" o "count-rates" de ambos detectores, de los cuales se calcula la relación
entre ellos NRAT o "ratio", dividiendo las cuentas por segundo del detector cercano por las del
lejano. Esta relación es mucho menos sensible a los efectos de pozo que las cuentas individuales y
por eso se la utiliza para obtener el índice de hidrógeno o porosidad neutrón N a través de una
transformación de "ratio" para porosidad.
Existen dos transformaciones de "ratio" para obtener la porosidad neutrón. La convencional, con
nemónico NPHI y una nueva transformación con TNPH, la cual tiene en cuenta los efectos
combinados de la litología y la salinidad en la respuesta del perfil.
El principal patrón de calibración para la herramienta de neutrón es una serie de bloques de calizas
limpias y acuíferas con porosidades perfectamente conocidas. El segundo calibrador es un tanque
de precisión conteniendo agua. La calibración en el pozo se efectúa con una pequeña fuente para
reproducir el uration obtenido en el tanque de calibración, con lo que la herramienta queda
calibrada para leer directamente la porosidad de la formación en "matriz caliza".
La profundidad de investigación del perfil de neutrón es de aproximadamente 45 cm, similar a su
definición vertical.
4.5.4.3.- Relación entre índice de hidrógeno y porosidad: ecuación de respuesta
Frecuentemente se obtiene el perfil de neutrón expresado en 'matriz caliza', lo que significa que en
calizas limpias y acuíferas la porosidad aparente de neutrón es la verdadera porosidad de la
formación. En ariscas limpias y acuíferas, la porosidad aparente de neutrón (expresado en matriz
caliza) es menor que la verdadera porosidad de la formación. De la misma manera, en dolomías
limpias y acuíferas, la porosidad aparente de neutrón (expresado en matriz caliza) es mayor que la
verdadera porosidad de la formación.
La porosidad neutrón N de una formación limpia y acuífera se obtiene como la suma de las
porosidades neutrón de cada elemento, ponderada por su volumen en la formación. En el caso de
una formación limpia con porosidad  y zona lavada de mas de 45 cm de extensión, la ecuación de

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