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UNIDAD IV
DETECCIÓN DE GAS AVANZADO
Registros de porosidad proporcionan información acercade laporosidad del yacimiento.
Son los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas.
 Registro Neutrónico (CNL)
Se basa en la medición de concentraciones de hidrógenos, lo que indica la presencia de
agua o petróleo de la roca. Posee una fuente de neutrones, los cuales colisionan con los
hidrógenos presentes en los poros de laroca. Laherramienta también posee un receptor
que mide los neutrones dispersos liberados en las colisiones. La herramienta se llama
CNL. Sirve para estimar la porosidad neutrónica de las rocas (NPHI). Si el registro
neutrónico es alto indica alta índice de neutrones, y si es bajo indica bajo índice de
neutrones. Se lee de derecha a izquierda (). La unidad de medida es en fracción o en
%, con un rango de valores que va desde – 0.15 a 0.45 (–15 a 45 %).
 Registros de Densidad (FDC)
Se basa en la medición de la densidad de la formación, por medio de la atenuación de
rayos gamma entre una fuente y un receptor. Posee una fuente de rayos gamma, los
cuales colisionancon los átomos presentes en la roca. La herramienta también posee un
receptor que mide los rayos gamma dispersos liberados en las colisiones.La herramienta
se llama FDC. Sirve para estimar la densidad del sistema roca – fluido (RHOB) que
posteriormente servirá para calcular la porosidad por densidad (DPHI). Si el registro de
densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja porosidad. Se lee de
izquierda a derecha (). La unidad de medida es gr/cm3, con un rango de valores que va
desde 1.96 a 2.96 gr/cm3.
 Registros Sónicos (BHC)
Utiliza el mismo principio del método sísmico: mide la velocidad del sonido en las ondas
penetradas por el pozo. Posee un emisor de ondas y un receptor. Se mide el tiempo de
tránsito de dichas ondas. La herramienta se llama BHC. El objetivo principal del perfil
sónico es la determinación de la porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a

partir del tiempo de tránsito de las ondas (t). Mientras mayor es el tiempo de tránsito,
menor es la velocidad, y por lo tanto, mayor es la porosidad de la roca. Se lee de derecha
a izquierda (). La unidad de medida es el seg/m (100 – 500) ó el seg/pie (40 – 240).
EFECTOS DEL GAS EN REGISTROS DE POROSIDAD
 Efectos del Gas en los Perfiles Neutrónico y Densidad
Si la formación se encuentra saturada de gas, las mediciones de densidad (RHOB) serán
bajas, debido a que una formación saturada de gas presenta densidades electrónicas
menores que cuando se encuentra saturada de
agua. Por lo tanto, la curva se desviará hacia la
izquierda (⟵). Igualmente, las mediciones de
la herramienta neutrónica (NPHI) serán bajas,
debido a que una formación saturada de agua
presenta porosidades neutrónicas menores
que cuando se encuentra saturada de agua.
Por lo tanto, la curva se desviará fuertemente
hacia la derecha (⟶).
 Efectos del Gas en el Perfil Sónico
Si la formación se encuentra saturada de gas, el
tiempo de tránsito (t) de las ondas dentro de la
formación será mayor, debido aque ladensidad del
gas es menor que la de otros fluidos, debido a que
una formación saturada de gas presenta
velocidades menores que cuando se encuentra
saturada de agua. Por lo tanto, la curva de BHC se
desviará hacia la izquierda (⟵).

CORRECCIÓN POR GAS EN LOGS DE POROSIDAD COMBINADOS
 COMBINACIÓN DE PERFIL GR ó SP CON PERFILES DE RESISTIVIDAD
 COMBINACIÓN DE PERFIL GR ó SP CON PERFILES DE POROSIDAD
Los perfiles siempre se combinan de la siguiente manera: En la pista 1 se colocan los
perfiles de litología y diámetro de hoyo: GR o SP, CALI y BS. En la pista 2 se colocan los
perfiles de resistividad (ILD – SFL o LLD – MSFL) o los perfiles de porosidad (FDC, CNL y
BHC). A veces, los perfiles se combinan en tres y cuatro pistas, quedando: en la pista 1
los perfiles de litología y diámetro de hoyo, en la pista 2 los perfiles de resistividad, en
la pista 3 los perfiles de porosidad y en la pista 4 los perfiles especiales.

DETECCIÓN DE GAS EN FORMACIONES DE BAJA POROSIDAD
Perfiles de pozos especiales: Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido
a su alto costo), sino cuando el área presenta complicaciones litológicas y/o
estructurales. Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR.
 Registro de Buzamiento (Dipmeter)
El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90º, los cuales registran los
cambios de buzamientos de los estratos, por medio de lecturas de resistividad. Debe
utilizarse junto con un GR, debido a que los buzamientos estructurales se miden sobre
los planos de estratificación de loas lutitas, ya que las arenas poseen buzamientos
estratigráficos dentro de los paquetes, dentro de los cuales pueden haber estratificación
cruzada.. Si no tomamos en cuenta la litología sobre la cual se mide el buzamiento se
corre el riesgo de medir un buzamiento estratigráfico dentro de una arena y no un
buzamiento estructural sobre una lutita.
 Registro de Resonancia Magnética (CMR)
El perfil de Resonancia Magnética Nuclear permite adquirir nuevos datos petrofísicos
que contribuyen a la interpretación, en especial de las zonas complejas. Es una
herramienta nueva que se basa en la medición de los momentos magnéticos que se
producen en los hidrógenos que contiene la formación cuando se induce sobre ellos un
campo magnético. Utiliza dos campos magnéticos con la finalidad de polarizar los
átomos de hidrógeno (dipolos naturales), y conseguir una medida del tiempo de
relajación T2. La herramienta se llama CMR. Se utiliza para determinar porosidades.
Varios estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por CMR está muy
próxima a la porosidad medida en los núcleos.

Este gráfico ilustra la distribución del tamaño de poros, según se deduce de las
mediciones de RMN. En la pista E, por debajo de los 1953,7 m (6410 pies) casi todo el
peso en las distribuciones se halla en pequeños poros, como muestra el pico verde a la
izquierda de la línea roja. Por encima de los 1953,7 m (6410 pies), el peso predominante
se halla en poros grandes, como muestra un pico verde a la derecha, que indica una
formación de granos más gruesos. De este modo, un geólogo puede observar los datos
de RMN y reconocer de inmediato un cambio en latextura de laroca en una discordancia
en una formación que se encuentra a más de una milla debajo de la superficie terrestre.
En la tercera sección a partir de la izquierda (pista C) se muestran los datos de
permeabilidad de fluidos derivados de laRMN. La permeabilidad cambia por órdenes de
magnitud en esta sección. En la formación de granos finos la permeabilidad es
insignificante, en tanto que en la sección superior de granos gruesos es sustancial. Estos
resultados fueron empleados por ingenieros en petróleo para iniciar un programa de
producción eficiente para este pozo.
Registro de Imágenes (FMI)
Existenherramientas que proporcionan imágenes de las rocas en el subsuelo,que sirven
sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y para estudiar estructuras
sedimentarias. Las imágenes se pueden obtener por varios métodos: imágenes
resistivas, imágenes acústicas o imágenes por resonancia magnética. La herramienta
para obtener imágenes resistivas se denomina FMI.

UNIDAD V
INTERPRETACIÓN EN ARENAS ARCILLOSAS
La presencia de arcilla en el yacimiento origina perturbaciones en la evaluación,
complica la determinación de hidrocarburos y afecta la habilidad del yacimiento para
producirlos.
Los efectos que produce en las arenas, calizas y dolomías son:
1) Reducir la porosidad efectiva.
2) Disminuir la permeabilidad
3) Alterar la resistividad.
Las arcillas son partículas muy finas que tienen una gran superficie y que son capaces de
acumular fracciones de agua en su superficie. El agua contribuye a que la arena sea
eléctricamente más conductora pero no hidráulicamente, no puede ser desplazada por
hidrocarburos, por esta razón, hay que definir a la porosidad como efectiva, aquella en
que los poros están interconectados, y porosidad total.
Las correcciones que se aplican a este tipo de formaciones tienden a disminuir la
saturación de agua. Un estudio confiable requiere de tener conocimientos y experiencia
de la zona para poder determinar si el yacimiento tiene arcilla o lutita en forma laminar
o dispersa.
Distribución de la arcilla o lutita en arenas arcillosas
La mayoría de las herramientas de registros tienen un promedio de resolución vertical
de 2 a 4pies. En estos intervalos la arcilla o lutita puede estar depositada en la arena de
tres maneras: laminar, dispersa y estructural
 Laminar. - En esta. forma se presenta en láminas de algunos centímetros de
espesor, esta intercalada con arena limpia. La porosidad efectiva y la
permeabilidad son nulas, Una arena con 40% de lutita teóricamente reduce la
porosidad efectiva y permeabilidad hasta un 60%. La arcilla en una lutita laminar

es de origen detrítico. La arcilla se obtiene de diversos tipos de rocas y arenas,
generalmente tiene dos o más minerales de arcilla.
 Dispersa. - En esta forma la arcilla. No la lutita, está diseminada en el espacio
poroso de la arena, reemplaza al fluid. Este tipo de distribución es muy dañina
porque una pequeña cantidad de arcilla cierra los poros, reduce su porosidad
efectiva y la permeabilidad. El máximo contenido de arcilla en la arena es de
alrededor del 40%, que representa el 15% del volumen.
 Estructural. - Este tipo de arcilla ocurre menos. En esta forma los granos
arcillosos toman el lugar de los granos de arena. No afecta a los registros.
VOLUMEN, POROSIDAD Y RESISTIVIDAD DE LAS LUTITAS
Porosidad y conductividad de la lutita. - Los conceptos del método de Dos Aguas llevan
a dar una idea de las porosidades y conductividades de las formaciones.
Inicialmente se estableció que las lutitas podían contener cuanto más el 80%. del
volumen de agua. Como el lodo está dentro de esta clasificación, pueden ocurrir dos
efectos simultáneamente. La arcilla se vuelve plástica cuando se combina con agua y
tiene partículas de tamaño muy pequeñas. Estas entran al espacio poroso y desplazan
al agua. Al mismo tiempo, se pierde agua impregnada que existe entre las plaquetas de
arcilla. El agua desplazada migrará verticalmente hacia las arenas adyacentes. Este
proceso ocasiona compactación y generalmente se lleva a cabo a los 1000 metros de
profundidad.
Una lutita compactada se quedará solo con agua impregnada porque las fuerzas
electrostáticas son muy fuertes. Para el caso, se tiene entonces que
𝑆𝑏 = 1
contra la calculada para varios pozos, Se nota que existe cierta tendencia a agruparse de
manera lineal.

Evaluación de las resistividades del agua. - Se limita a determinar las resistividades del
agua libre y del agua impregnada. La resistividad del agua libre, Rw, se obtiene de una
arena limpia de preferencia
𝑅𝑤 = 𝑅𝑐𝑙 ∅𝑐𝑙2
el término el significa formación limpia.
La resistividad del agua impregnada· se obtiene a partir de
𝑅𝑏 = 𝑅𝑠ℎ ∅𝑡𝑠ℎ2
Calculo del volumen de arcilla
El cálculo del volumen de arcilla es usado en el cálculo de la porosidad efectiva y este a
su vez hace parte del modelo de saturación que debe construirse como objetivo
principal de este proyecto. Por esta razón la validación debe realizarse con la
información disponible. El volumen de arcilla es calculado a través de la aplicación de
ecuaciones a partir de registros eléctricos como se muestra en el marco teórico. La
ecuación a utilizar debe ajustarse al volumen total de arcilla medido en núcleos. El
volumen de arcillas medido en la prueba de difracción de rayos-X es reportado en
fracción peso a peso (%w/w), el cual se convirtió a fracción en volumen (%Vol. /Vol.)
utilizando la densidad del mineral predominante en el análisis. En aquellas muestras
donde los minerales de arcilla presentes tienen una distribución porcentual similar (ej.
Caolinita 40%, Illita-Esmectita 30% Clorita 20% e Illita-mica 10%), se calcularon las
fracciones en volumen para cada uno de los minerales detectados y se realizó la
sumatoria para considerar la arcillosidad total. Para el caso de los minerales pesados, en
aquellas muestras donde fueron predominantes (ej. Siderita 70%, arcillas 20% y otros
componentes 10%), se adiciono la proporción en volumen del 44 mineral pesado al
conteo de VCLen pro delajuste con elcomputo apartir de registros, y seusó sudensidad
para convertir a %Vol. /Vol. A continuación, se presenta el grafico de la aplicación de las
diferentes ecuaciones de cálculo de volumen de arcilla a partir de registros rayos gama
versus el volumen húmedo total de arcilla proveniente de la difracción de rayos gama
(XRD). El registro de rayos gamma usado en las diferentes ecuaciones corresponde a la
curva corregida por Uranio adquirida del registro de rayos gama espectral. Esto con el
fin de descartar la actividad de los minerales pesados de alguna de las unidades

estratigráficas como se explicó anteriormente. El grafico es construido con la
información de todos los pozos en cada unidad estratigráfica.
SATURACIÓN DE AGUA
 Modelo disperso
Modelo disperso (l960). Utiliza las porosidades de los registros Sónico y Densidad. Las
lecturas del Sónico leen la porosidad total y la del de Densidad la porosidad efectiva en
arenas con arcilla dispersa, de tal forma que la diferencia indica el grado de arcillosidad.
El método es directo para arenas con arcilla autígena, también se aplica a lutita laminar.
 Ecuaciones de Simandoux y Waxmam- Smits
Modelo de Simandoux (l970,s). Utiliza las porosidades de los registros Neutrón-
Densidad y la fracción de lutita a partir del GR, SP u otro indicador de lutita. El método
ha sido adaptado a programas de computadora por las compañías de servicio. Es
aplicable a lutita dispersa o laminar.
Modelo de Waxman-Smits,- En este modelo se considera que la conducción catiónica y
la conducción del electrolito de cloruro de sodio actúan en forma independiente en el
espacio poroso, dando trayectorias de conducción paralelas, La conductividad efectiva
del agua a una saturación del 100% se considera :
𝐶𝑤𝑒. = 𝐶𝑤 + 𝐵𝑄
donde Cw es laconductividad del agualibre en elporo en mho/m y B es la conductividad
específica del Na en mho/m por meq/cc.
cuando hay hidrocarburo en el espacio poroso y desplazamiento de agua libre, los
cationes de Na son más concentrados en el agua remanente. La conductividad efectiva
del agua se convierte en
𝐶𝑤𝑒 = 𝐶𝑤 + 𝐵 𝑄 /𝑆𝑤𝑡
La relación de Archie lleva directamente a la siguiente expresión para la conductividad
de una arena arcillosa con hidrocarburos.
𝐶𝑡 = (𝑆𝑤𝑡 ∅𝑡 )2
(𝐶𝑤 + 𝐵 𝑄 / 𝑆𝑤𝑡)

Esta ecuación puede resolver a Swt si se conoce Ct, Фt y Cw. B puede medirse a partir
de análisis de núcleos. Los valores de Q se conocen para diferentes salinidades.
 Modelo de doble agua
Modelo de Dos Aguas. - Representa que la conducción del Na+ se restringirá al agua
impregnada donde exista Na y la conducción del electrolito se confinará a agua libre,
puesto que los aniones Cl - se excluyen de la parte impregnada. Por lo tanto, existe una
combinación de dos aguas. La conductividad del agua impregnada, Cb, que ocupa una
fracción del espacio poroso es Sb y la conductividad del agua libre, Cw, que ocupa el
espacio remanente. La conductividad de agua efectiva para una saturación del 100% es
𝐶𝑤𝑒 = 𝐶𝑤 ( 1 − 𝑆𝑏 ) + 𝐶𝑏 𝑆𝑏
Los hidrocarburos desplazan el agua libre. Cuando esto sucede, una cantidad relativa de
agua impregnada y libre se intercambian dando una conductividad efectiva del agua.
𝐶𝑤𝑒 = 𝐶𝑤 (1− 𝑆𝑏/𝑆𝑤𝑡) + 𝐶𝑏 𝑆𝑏 / 𝑆𝑤𝑡
La conductividad en la arena con hidrocarburo es
𝐶𝑡 = (𝑆𝑤𝑡 ∅𝑡)2
(𝐶𝑤 (1 − 𝑆𝑏/𝑆𝑤𝑡) + 𝐶𝑏 𝑆𝑏 / 𝑆𝑤𝑡)
Como la conductividad del Na+, BQ, se restringe a la fracción porosa WQ, el modelo
predice que la conductividad del agua impregnada Cb será el cociente
𝐶𝑏 = 𝐵/𝑊
Utilizando la relación para Sb, la ecuación de conductividad se convierte en
𝐶𝑡 = ( 𝑆𝑤𝑡 ∅𝑡)2
(𝐶𝑤 (1 − 𝑊 𝑄 / 𝑆𝑤𝑡) + 𝐵𝑄 /𝑆𝑤𝑡)
que es la relación del modelo para el cálculo de la saturación de agua.

UNIDAD VI
LITODENSITY LOGS (LDT)
El equipo de lito densidad es una herramienta que utiliza una fuente radiactiva emisora
de rayos gamma de alta energía y se usa para obtener la densidad de la formación e
inferir con baseen esto laporosidad; asícomo efectuar una identificación de lalitología.
Para obtener la densidad, se mide el conteo de rayos gamma que llegan a los detectores
después de interactuar con el material. Ya que el conteo obtenido es función del número
de electrones por cm3 y éste se relaciona con la densidad real del material, lo que hace
posible la determinación de la densidad. La identificación de la litología se hace por me-
dio de la medición del "índice de absorción foto- eléctrica". Éste representa una
cuantificación de la capacidad del material de la formación para absorber radiación
electromagnética mediante el mecanismo de absorción fotoeléctrica.
Las principales aplicaciones de la herramienta son
1. Análisis de porosidad
2. Determinación de litología
3. Calibrador
4. Identificación de presiones anormales

REGISTROS DE ESPECTROGRAFÍA DE RAYOS GAMMA
La respuesta de una herramienta de Rayos Gamma depende del contenido de arcilla de
una formación. Sin embargo, la herramienta de Rayos Gamma Naturales no tiene la
capacidad de diferenciar el elemento radiactivo que produce la medida. La mayor parte
de la radiación gamma natural encontrada en la tierra es emitida por elementos
radiactivos de la serie del uranio, torio y potasio. El análisis de las cantidades de torio y
potasio en las arcillas ayudan a identificar el tipo de arcillas, El análisis del contenido de
uranio puede facilitar el reconocimiento de rocas generadoras.
En rocas de carbonatos se puede obtener un buen indicador de arcillosidad si se resta
de la curva de rayos gamma la contribución del uranio.
Las principales aplicaciones de la herramienta son:
1. Análisis del tipo de arcilla
2. Detección de minerales pesados
3. Contenido de potasio en evaporitas
4. Correlación entre pozos

RAYOS GAMMA NATURALES
La herramienta de Rayos Gamma mide la radiactividad natural de las formaciones y es
útil para detectar y evaluar depósitos de minerales radiactivos tales como potasio y
uranio. En formaciones sedimentarias el registro refleja normalmente el contenido de
arcilla de la formación. Esto se debe a que los elementos radiactivos tienden a
concentrarse en las arcillas. Las formaciones limpias usualmente tienen un bajo nivel de
contaminantes radiactivos, tales como cenizas volcánicas o granito deslavado o aguas
de formación con sales disueltas de potasio.
La herramienta se corre normalmente en combinación
con otros servicios y reemplaza a la medida del
potencial espontáneo en pozos perforados con lodo
salado, lodo con base de aceite, o aire.
Las aplicaciones principales de la herramienta son:
1. Indicador de arcillosidad
2. Correlación
3. Detección de marcas o trazadores radiactivos

REGISTROS DE CARBONO – OXÍGENO
La industria a través de los años estaba buscando una herramienta capaz de medir
volúmenes de hidrocarburos directamente en cualquier medio salinoa través del casing,
sin la necesidad de esquemas especiales de inyección. El registro de carbono/oxigeno es
una herramienta diseñada para satisfacer esos objetivos por medio de la medición de
cantidades relativas de estos dos elementos presentes en la formación.
Este registro utiliza una fuente de pulsos de neutrón de 14 Mev y un detector gamma
que mide la relación del número de rayos inelásticos gamma producidos por los átomos
de carbono y por los átomos de oxígeno. El detector también provee la relación de
silicio/calcio la cual es utilizada como un indicador de la litología de la formación.
Debido a que la mayor parte del petróleo está compuesto por carbono, una medida de
este elemento suministra una base para laevaluación directa del aceite en la formación.
Uno de los primeros usos que se le dio a la herramienta fue detectar el aceite en la
presencia de agua dulce o de salinidad desconocida a través del casing.
La principal ventaja de esta herramienta es la capacidad para obtener datos de
saturaciones de aceite remanente en formaciones con baja salinidad y a su vez de
proveer perfiles detallados de la saturación de aceite en los alrededores del pozo ya sea
para pozo abierto o pozo entubado. Bajo condiciones ideales, esta técnica provee una
exactitud de más o menos 6 unidades de saturación para altas porosidades de formación
(>15%).
La estabilidad de la herramienta y la repetición en las medidas deben ser monitoreadas
constantemente por personal que tenga entendimiento de su operación. La respuesta
puede ser comparada con los datos de un core para poder calibrarla. Se deben realizar
algunas correcciones debido a cambios en la litología, fluidos en el pozo, tamaño y
completamiento del pozo. En algunos yacimientos, el tamaño de los pozos puede ser un
problema; el pozo por lo menos debe poseer un diámetro 4,25 pulgadas para obtener
una respuesta significativa de la saturación de aceite remanente.

La saturación de aceite para una porosidad dada se calcula mediante:
𝑆𝑜 =
( 𝐶 𝑂⁄ ) 𝐿𝑂𝐺 − ( 𝐶 𝑂⁄ )100%𝑎𝑔𝑢𝑎
( 𝐶 𝑂⁄ )100%𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡𝑒 − ( 𝐶 𝑂⁄ )100%𝑎𝑔𝑢𝑎
Donde:
So = Saturación de aceite (fracción).
(C/O)LOG = Respuesta obtenida por la herramienta (adim).
(C/O)100% agua= Relación de C/O saturada 100% con agua (adim).
(C/O)100% Aceite= Relación de C/O saturada 100% con aceite (adim).
Lafigura ilustra como la relación C/Ovaría de acuerdo alos cambios de porosidad; estas
medidas son realizadas en laboratorio y son dependientes de cada yacimiento que se
esté analizando. Por ejemplo, en la figura 8 se determinó una relación de C/O de 1,57
para una arena con porosidad del 30% y se obtuvo como resultado una saturación de
aceite remanente del 26,6%; esta saturación se determinó encontrando una relación
C/O 100% al agua de 1,55 y una relación de C/O 100% al aceite de 1,7. Para porosidades
menores los resultados que se obtienen son inciertos.
En los últimos años, se han introducido mejoras a esta herramienta, las cuales han
reducido sustancialmente la imprecisión en los valores de saturación de aceite
determinados, lo cual ha conllevado a que sea catalogada como una herramienta
práctica para hacer mediciones de saturación.

Ventajas del registro C/O.
 La herramienta es relativamente independiente de la salinidad, ya que se ve un
poco alterada en formaciones excesivamente salinas.
 El registro C/O puede correr en yacimientos que contengan salmueras frescas o
saladas, lo que no puede hacer un registro de PNC (captura de pulsos de
neutrón).
 Para sus mediciones es independiente de características de la formación como a
(constante empírica de Archie), m (exponente de cementación) y n (exponente
de saturación).
 La exactitud con que se miden las saturaciones mejora en la medida que
incrementa la porosidad; se incurre en altos errores para porosidades <10%. La
exactitud para porosidades de 20% varía ± 5% unidades de saturación.
Limitaciones del registro C/O.
 Es una herramienta práctica más no exacta, ya que su rendimiento es inestable.
 Se necesita porosidades entre 10 y 15% para obtener mayor exactitud en los
resultados.
 Posee un corto radio de investigación de aproximadamente 8,5 a 10 pulg.
 Los fluidos presentes en el pozo, el tipo de completamiento y la litología del
yacimiento, pueden afectar significativamente las repuestas obtenidas por esta
herramienta. La exactitud de la herramienta se puede mejorar si se hace una
calibración cuando se conocen los factores que la afectan.
 La herramienta debe ser calibrada con respuestas de un análisis por corazones
para poder utilizarse en campos nuevos.
 Se requieren múltiples corridas o lecturas estacionarias con este tipo de registros
para obtener respuestas aceptables y razonables.
 No se puede usar en diámetros pequeños de tubing ya que la herramienta tiene
un diámetro de 3 ½ a 3 5/8 pulg.
 Se pueden presentar errores en cálculos cuando hay presencia de carbonatos en
la columna litológica.

REGISTROS MAGNÉTICOS NUCLEARES
La RMN es un método espectro métrico de análisis no destructivo, que se basa en la
respuesta de los núcleos de hidrógeno cuando son expuestos a un campo magnético de
alta homogeneidad (idealmente, ya que existen campos heterogéneos por diversas
causas).
Principio de la RMN
Si un núcleo de un elemento se coloca bajo el efecto de un campo magnético, este se
puede alinear en la misma dirección del campo o en contra de él, diferenciándose dos
estados de energía, en donde el nivel de baja energía también es denominado estado
de equilibrio. Debido a que la diferencia entre ambos estados de equilibrio es muy
pequeña, ciertas perturbaciones hacen que los átomos cambien fácilmente de un estado
de energía a otro (se crea una situación de resonancia), emitiendo cierta cantidad de
radiación en este proceso, siendo estas ondas lo que se capta en una herramienta de
resonancia magnética nuclear lo cual constituye elprincipio físicode su funcionamiento,
sin embargo la mayoría de los elementos generan una señal demasiado pequeña para
ser registrada, excepto el hidrógeno cuya señal puede ser fácilmente detectada.
El núcleo de hidrógeno se puede considerar como una barra imantada, cuyo eje
magnético estáalineado con el ejedel momento rotacional del núcleo. Cuando no existe
lainfluencia de ningún campo magnético, los núcleos están alineados alazar. Los imanes
de esta barra interactúan con los campos magnéticos externos y las señales medibles
producidas se pueden maximizar si los campos oscilan a la frecuencia de resonancia de
un núcleo en particular. Los perfiles basados en la técnica de RMN utilizan esta señal
para medir la cantidad y la distribución del hidrógeno. Este elemento tiene un momento
magnético relativamente grande y da una indicación directa de los fluidos contenidos
en los poros. Las herramientas de RMN desarrolladas hasta ahora para la evaluación de
formaciones son aplicadas a la manipulación de núcleos de hidrógeno, el cual posee un
solo protón.

Teoría de la Resonancia Magnética Nuclear
Los registros de RMN miden el momento magnético de los núcleos de hidrógeno
(protones) en el agua y en los hidrocarburos. Los protones tienen una carga eléctrica, y
suespín crea un momento magnético débil. Las herramientas de adquisiciónde registros
de RMN utilizan potentes imanes permanentes para crear un fuerte campo de
polarización magnética, estáticoy fuerte dentro de laformación. Eltiempo de relajación
longitudinal, T1, describe con qué rapidez se alinean o polarizan los núcleos en el campo
magnético estático. La polarización completa de los protones en los fluidos que ocupan
los poros lleva hasta varios segundos y puede efectuarse mientras la herramienta de
adquisición de registros está en movimiento, pero los núcleos deben permanecer
expuestos al campo magnético durante la medición. La relación entre T1 y el tamaño
creciente de los poros es directa; sin embargo, es inversa con respecto a la viscosidad
del fluido de formación. Se puede utilizar una serie de puntos de radiofrecuencia (RF)
sincronizados, provenientes de la antena de la herramienta de adquisición de registros,
para manipular la alineación de los protones. Los protones alineados se inclinan para
formar un plano perpendicular al campo magnético estático. Estos protones inclinados
tienen un movimiento de precesión en torno a la dirección del fuerte campo magnético
inducido. En su movimiento de precesión, los protones crean campos magnéticos
oscilantes, que generan una señal de radio débil pero mensurable. No obstante, como
la señal decae rápidamente, tiene que ser generada mediante la aplicación reiterada de
una secuenciade puntos de radiofrecuencia. Los protones en precesión a suvez generan
una serie de puntos de señales de radio, o picos, conocidos como ecos de espín. La
velocidad a la cual la precesión de los protones decae, o pierde su alineación, se
denomina tiempo de relajación transversal T2. Los procesos T1 y T2 son afectados
predominantemente por la interacción entre las moléculas de fluido de poro, o
características de relajación aparente, y por las interacciones de los fluidos que ocupan
los poros con las superficies granulares de la matriz de roca, también conocidas como
características de relajación de superficie. Por otra parte, en presencia de un gradiente
de campo magnético significativo dentro de la zona resonante, hay relajación por
difusión molecular que incide solamente en los procesos T2.

Aplicaciones de la RMN en la evaluación de formaciones
 Porosidad total, efectiva y asociada a las arcillas (independiente de la
mineralogía de la roca).
 Distribución del tamaño de poros.
 Saturación de agua irreducible.
 Estimación de permeabilidad.
 Saturación de fluidos producibles.
 Identificación del tipo de fluidos presente en el espacio poroso.
 Detección de gas en yacimientos muy arcillosos o de litología compleja.
 Determinación de contactos agua-petróleo, gas-petróleo y gas-agua.
 Evaluación de yacimientos de muy baja resistividad.
 Predicción de la productividad.
 Estimación de la viscosidad de los fluidos.

REGISTRO E P T (ELECTROMAGNETIC PROPAGATION TOOL)
Lasonda EPT es una herramienta con un dispositivo de patín, con una antena empotrada
de manera rígida al cuerpo la herramienta. Un brazo de soporte tiene el doble propósito
de colocar el patín contra la pared del agujero y de proporcionar una medición de
calibrador. Un dispositivo microlog estándar que se une al brazo principal lleva a cabo
una medición de resistividad con una resolución vertical parecida a la de la medición
electromagnética. Un brazo más pequeño, que ejerce menor fuerza, se coloca en el
mismo lado de la herramienta donde está el patín y se utiliza para detectar la rugosidad
del agujero. El diámetro de este es la suma de las mediciones de los dos brazos
independientes.
Dos transmisores y dos receptores de microondas se montan en la antena en una
disposición que minimice los efectos de la rugosidad del agujero y de la inclinación de la
herramienta.
Debido a la proximidad entre receptores y transmisores, se miden ondas esféricas. Así,
debe aplicarse un factor de corrección a la atenuación medida para compensar la
pérdida de dispersión esférica, SL. La atenuación correcta se obtiene por medio de la
relación
Ac = A –SL,
donde:
Ac es la atenuación corregida,
A es la atenuación medida y
SL es la perdida de atenuación esférica.
En el aire, SL tiene un valor aproximado de 50 dB, pero
mediciones de laboratorio indican que en cierto modo
depende de la porosidad. Una ecuación más exacta es:
𝑆𝐿 = 45 + 1.3𝑡 𝑝𝑙 + 1.8𝑡 𝑝𝑙
2

Métodos de Interpretación
La medición EPT responde de manera principal al contenido de agua de la formación, en
lugar de a la matriz o cualquier otro fluido. El agua puede ser la connata de formación,
un filtrado de lodo o el agua ligada asociada con las arcillas. Debido ala pequeña
profundidad de investigación de la herramienta (de 1 a 6 pulg), por lo general puede
suponerse que solo la zona lavada resulta influida por la medición y que el agua
básicamente es de lodo. En condiciones normales con presencia de lodo dulce, la
salinidad del agua no afecta en esencia a 𝑡 𝑝𝑙 Sin embargo, en el caso de aguas con
resistividades menores a 0.3 ohm-m, 𝑡 𝑝𝑙 aumenta. A también aumenta si lo hace la
salinidad del agua. Si se encuentran fluidos saturados con sal, la atenuación aumenta
hasta el grado en que las ondas electromagnéticas también se atenúan mucho, con lo
que la medición puede dificultarse.
Da la porosidad a unas pocas pulgadas de la formación, cuando los poros es tan llenos
de agua. Su principal uso es para determinar la saturación de agua de la zona de flujo.
Esto serealiza comparando laporosidad de este registro con laporosidad total obtenida
a partir de la relación de los registros de Densidad-Neutrón. La saturación de la zona de
flujo se puede calcular aproximadamente por:
𝑆𝑥𝑜 =
∅ 𝐸𝑃
∅ 𝑁
Esta aproximación es independiente de la salinidad del agua en la zona de flujo. No
requiere del conocimiento de la resistividad del filtrado del lodo.

Las aplicaciones de Registro EPT pueden caer dentro de
las siguientes categorías:
1. Determinación de la movilidad de hidrocarburos
por la comparación de la saturación de la zona de flujo,
Sxo, con la saturación de la zona virgen, Sw. El
hidrocarburo móvil como una fracción del espacio
poroso es (Sxo-Sw). La técnica es más aplicable a
situaciones con lodo dulce, donde se corren los
registros Rxo (MLL, PL o MSFL) y proporcionan valores
no confiables.
2. La detección de hidrocarburos en zonas con agua
dulce donde los registros eléctricos no pueden
distinguir agua de aceite. Esta situación es común en
áreas de producción somera donde el aceite es
bastante pesado. A mayor cantidad de aceite pesado
será mayor la saturación residual de aceite en la zona
de flujo.
3. En zonas 100% impregnadas de agua. donde ~EP=~.
se puede utilizar para determinar Rw.
La herramienta EPT mide el tiempo de tránsito y la
relación de atenuación de la propagación de micro
ondas a lo largo del agujero en las primeras pulgadas de
formación. Las frecuencias utilizadas son del orden de 1.1 X 109 Hz. La relación de
trayectorias de tales ondas se determina por las propiedades dieléctricas de la
formación y muy poco por su resistividad. Se dice que la permisividad eléctrica en esta
situación es una función del contenido de agua de la formación.

UNIDAD VII
RECOMENDACIÓN DE PROGRAMAS DE LOGS:
La pregunta de qué registros correr es una situación que a menudo se presenta.
Existen muchos factores que influyen en la selección del registro o registros a utilizarse:
el tipo de formación, un conocimiento previo del yacimiento, tamaño y desviación del
agujero, costo del tiempo de perforación y la disponibilidad del equipo.
Una estructura general para escoger los registros se enlista en las tablas I y II.
La tabla I es para condiciones de lodo dulce (Rmf >2Rw) y roca suave a media (R< 200
ohms-m). Estas son condiciones apropiadas para los registros de inducción.
La tabla II es para condiciones de lodo salado (Rm< Rw) o roca dura (Rt>200 ohm-m) y
para casos donde el diámetro de labarrena es grande (>10 pulgadas)o donde lainvasión
es profunda. Estas son situaciones favorables para los Laterologs.
En cada uno de los tipos de pozos se listanlos posibles registros acorrer: Una para pozos
de relleno, otra para pozos de desarrollo y una más para pozos de exploración. Para
pozos de relleno, se asume que el yacimiento ya se ha delineado completamente. El
principal requerimiento para un nuevo pozo es averiguar la profundidad exacta y el
espesor de la zona productora de hidrocarburos. Para esta situación, se utilizan pocos
registros.
Lamayoría de los pozos caen en lacategoría de desarrollo. Deben de correrse suficientes
registros para distinguir entre gas y aceite, manejar variaciones litológicas y lidiar con la
arcilla. Esto significa que hay que correr combinaciones Densidad-Neutrón para
determinar porosidad, litología y presencia de gas.
Para pozos exploratorios, se desea tener toda la información acerca de la estructura,
litología, porosidad y saturación de hidrocarburos. Es importante correlacionar
secciones sísmicas con sismogramas sintéticos para seleccionar las mejores localidades
y obtener información de la presión para optimizar la perforación.
las herramientas de resistividad siempre van al fondo y arriba las herramientas de
porosidad, si se corren juntas. Los arreglos varían de 9 a 24 metros de longitud. Esto

significa que la primera lectura de una curva dada puede variar de cualquier forma de 1
a 21 metros en el fondo del agujero. Es importante obtener todas las curvas, por lo que
se recomienda siempre perforar 24 metros más abajo del objetivo deseado.
PARA LODOS DULCE, REGISTROS PARA ROCAS SUAVES
Pozos con relleno. - Elregistro Sónico-Inducción es el más popular y es adecuado cuando
las formaciones son bastante limpias y suficientemente compactas. Pueden correrse
rápido y dan un índice a partir del método Rwa de la presencia de hidrocarburos.
La curva Rwa muestra claramente una zona con
hidrocarburos, de alrededor 6 pies de espesor, en
el nivel F. El valor de Rw para las zonas D y G es de
0.02 ohm-m. Consecuentemente el valor de Sw en
el nivel Fes de 0.33. No es obvio a partir de
registros decir si el hidrocarburo es gas o aceite,
pero en un pozo de relleno podría conocerse de
pozos productores cercanos. La otra lectura alta en
la curva Rwa se presenta en las zonas A, B, C y H;
son anomalías falsas originadas por el registro
acústico.
Pozos de Desarrollo. - Para pozos de desarrollo la
herramienta sónicasereemplaza por lacombinación
Neutrón-Densidad. Todos los registros pueden
obtenerse en una corrida, pero la rapidez del
registro es alrededor de tres veces más lenta que la
del sónico. Las ventajas del Neutrón-Densidad es
que indica presencia de gas, las variaciones
litológicas son independientes de la determinación
de la porosidad y la habilidad de realizar
correcciones por contenido de lutita.

La fig. es un ejemplo en el que se presentan las curvas SP, GR, Rwa, y △P en el carril
izquierdo, Las curvas de resistividad en el carril central y las curvas de porosidad en el
carril derecho.
La curva Rwa muestra sólo un intervalo, Zona C, de 10 pies de espesor con posible
presencia de hidrocarburos. La Rw es de 0.05 ohm-m (zona D), de tal forma que la
saturación de agua en la zona e es de 0.35. El hidrocarburo es aceite, como lo indica la
superposición de las curvas Neutrón-Densidad.
La alta porosidad de la Zona e, ~4%, parece indicar que la arena es muy limpia.
Pozos exploratorios. – Para pozos exploratorios se requieren de dos corridas. El registro
Sónico se necesita junto con el de Densidad-Neutrón para calibración de profundidades
sísmicas y corrección de la porosidad para el caso de agujeros rugosos. Si los agujeros
son grandes (> 14 pulgadas) y se espera alteración de la lutita, el registro sónico de
espaciamiento largo puede correrse en lugar del BHC. El registro Litodensidad es
recomendable para identificar la litología, particularmente en formaciones con gas. El
registro Espectral GR ayuda a identificar arcillas y a distinguir arenas radioactivas o
dolomitas de lutitas. La combinación EPT-microlog permite estimar la movilidad de
hidrocarburos y localizar zonas permeables. Si el espesor del enjarre es mayor de 3/8",
la combinación proximidad-microlog puede sustituir al EPT-microlog. Esto requerirá de
tres corridas básicas, las cuales son deseables aún con el EPT-microlog.
Corridas auxiliares como elregistro de echados,el probador de Formación Múltiple, RFT,
y el muestreado de pared son indispensables en este tipo de situación.
El registro de echados proporciona información estructural y estratigráfica. Los datos de
presión del RFT pueden definir la continuidad del yacimiento. Las muestras de pared
proporcionan información litológica y permeabilidad.
REGISTROS PARA ROCAS DURAS Y REGISTROS CON LODOS SALADOS
Se corren generalmente en zonas de baja porosidad y resistividades mayores de 200
ohm-m, como es el caso de los yacimientos de carbonatos.

Pozos de Relleno. - Se ocupa el registro sónico junto con el Laterolog-Rxo para
formaciones limpias y con la litología bien conocidas. Se requieren dos corridas porque
las dos herramientas o la litología es ligeramente variable de pozo a pozo, es preferible
conocer los registros en la etapa de desarrollo.
Pozos de Desarrollo. - Se requiere de dos corridas, la
primera es la Doble-Laterolog-Rxo y la segunda con
registros de porosidad. Más tarde la combinación
Litodensidad-neutrón espectral GR se recomienda en
vez de Densidad- Neutrón-GR. El litodensidad es
necesario para identificar la litología, particularmente
carbonatos con gas: El espectral GR ayuda a distinguir
dolomitas radioactivas de lutitas.
Pozos Exploratorios. - En pozos exploratorios donde las
zonas con hidrocarburos tienen~ una resistividad muy alta y las zonas con agua tienen
baja resistividad,es recomendable correr las dos herramientas de resistividad,Laterolog
e Inducción. La primera leerá valores más exactos en zonas con hidrocarburos y la
segunda en zonas con agua donde se puede calcular Rw.
En el caso de las herramientas de porosidad, se recomienda que se use la doble
porosidad compensada con el litodensidad y el
espectral GR, ya que se puede obtener un valor más
acertado si existen carbonatos dolomitizados. El
registro s6nico es importante para tener
informaci6n sobre la porosidad secundaria, así
como para la prospección sísmica.
Otras corridas se pueden hacer es el registro de
echados, el probador de formaci6n múltiple y el
muestreado de pared.

CONSIDERACIONES ESPECIALES
Hay dos situaciones que algunas veces cambian la selección de los registros: cuando se
utiliza lodo base aceite y cuando las formaciones tienen minerales pesados.
Lodos base aceite. - Lodos base aceite o de emulsión inversa se usan en algunas áreas
para aumentar la eficiencia de la perforación y para mantener buenas condiciones en el
agujero, particularmente en zonas arcillosas y con altas temperaturas. Estos lodos no
son conductivos limitando el uso únicamente al registro de Inducción. Tienen la ventaja
de que las correcciones por agujero e invasión son mínimas con este tipo de lodo.
Los registros Densidad, Neutrón y Sónico funcionan bien excepto el registro de
Propagación Electromagnético.
Minerales Pesados. - La pirita (FeS2) y
Siderita (Fe2-C03), se han encontrado en
yacimientos importantes. Cuando están
presentes alteran las lecturas de resistividad.
Se recomienda que se utilice el registro
Laterotog porque trabaja a muy baja
frecuencia.
El registro de Densidad lee altas densidades
en formaciones con pirita. El registro Sónico
puede ser un buen indicador de la porosidad.
TABLA I: REGISTROS RECOMENDADOS PARA ROCAS DE DUREZA MEDIA A SUAVE Y CON
LODO DULCE.
1.- Pozos de relleno
Una corrida:
 Inducción SFL-Sónico
 6 curvas: SP, ILd, SFL, △t. Rwa, Tensión
 Se corre a 5000 pies/hr;
 Adecuado en formaciones limpias cuando se conoce la Litología.

 Inadecuado en formaciones no compactas, arcillosas y con litología variable.
 Mal indicador de gas.
 Insuficiencia para procesarse por computadora. ·
2.- pozos de desarrollo
Una corrida:
 Doble inducción/SFL-Densidad-Neutrón-GR
 10 curvas: SP, GR, ILd, ILm, SFL, ØD, ǾN. CAL, Rwa, Tensión.
 Se corre a 1800 pies/hr.
 Excelente indicador de gas
 Inadecuado en pozos rugosos
 Suficiente para procesado en computadora en el pozo o en la oficina
Corridas adicionales: Probador de Formación múltiple, Echados o muestreado de pared.
3.- Pozos exploratorios
Corrida 1.- Doble de inducción/SFL-Sónico
Corrida 2.- Litodensidad - Neutrón-Microlog-EPT-Espectral GR
 Corrida 1.a 5000 pies/hr.
6 curvas: SP, ILd, ILm, SFL,△t, Rwa.
 Corrida 2. a 1 800 pies/hr
12 curvas: CAL, GR, U, Th, K, Pe, ØD, ǾN, Øep, MINV, MNOR, Tensión.
 Determinación de aceite móvil
 Calibración de profundidades sísmicas
 Datos completos para un procesado por computadora.
Corrida 3.- echados
Corrida 4.- Probador de Formación Múltiple
Corrida 5.- Muestreado de pared.

TABLA I: REGISTROS RECOMENDADOS PARA ROCAS DE DUREZA MEDIA A SUAVE Y CON
LODO DULCE.
1.- Pozos de relleno
Corrida1. Doble laterolog- Rxo
Corrida 2. Sónico- rayos gamma
 Corrida 1: 5000 pies/hr. 5 curvas: SP, LLd, LLs, MSFL, CAL
 Corrida 2: 1800 pies/hr. 2 curvas: GR,△t
 Adecuado cuando la litología es bien conocida
 Inadecuado en litología variables
 No indica presencia de gs
 Insuficiente para procesado por computadora
2.- Pozos de desarrollo
Corrida 1. Doble laterolog-Rxo
Corrida 2. Litodensidad- neutrón- espectral GR
 Corrida 2: 1800 pies/hr. 9 curvas: CAL, GR,U,Th,K,Pe, ǾD. ØN, tensión
 Buena determinación de litologia
 Inadecuado en pozos rugosos
 Permite hacer interpretaciones en el pozo y oficina
Corridas adicionales: probador de formacion multiple, echados, muestreado de pared
3-. Pozos exploratorios
Corrida 1. Doble laterolog-Rxo
Corrida 2. Doble de inducción SFL-sónico
Corrida 3. Litodensidad- neutrón-espectral GR

 Corrida 2: 5 curvas: SP, ILd, ILm, MFL, △t
 Corrida 3: 1800 pies/hr. 9 curvas: CAL, GR, U,Th, K, Pe, ØD, ØN, tension
 Calculo de aceite móvil y porosidad secundaria
 Calibración de profundidades sísmicas
 Permite el cálculo en el pozo y oficina.
Corrida4: echados
Corrida 5: probador de formacion múltiple
Corrida 6: muestreado de pared.
BIBLIOGRAFÍA:
http://oilproduction.net/files/Perfilaje%20de%20pozos.pdf
http://www.bdigital.unal.edu.co/55037/1/80232601.2016.pdf
http://tesis.ipn.mx/bitstream/handle/123456789/15757/Metodolog%C3%ADa%2
0para%20la%20Evaluaci%C3%B3n%20de%20Formaciones%20en%20arenas
%20arcillosas%20usando%20Registros%20Geof%C3%ADsicos%20de%20Poz
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