Este documento trata sobre los registros geofísicos, los cuales proveen información sobre las características de las formaciones en los pozos petroleros. Explica la historia y evolución de los registros geofísicos en México, así como los diferentes tipos de registros como registros resistivos, nucleares, acústicos e imágenes. También cubre conceptos básicos de interpretación cualitativa y cuantitativa de los registros para determinar parámetros petrofísicos como porosidad, saturación y permeabilidad.

1. Registros Geofísicos Registros Geofísicos
Registros
Geofísicos
ÍNDICE
Página
I. LOS REGISTROS GEOFÍSICOS 4
Introducción 4
Historia de los registros en México
II. TIPOS DE REGISTROS GEOFÍSICOS 5
Registro en agujero abierto 6
Registro en agujero entubado
Tipos de herramientas
Registros resistivos 7
Doble inducción fasorial
Doble laterolog telemétrico 8
Microesférico enfocado
Registros nucleares 9
Neutrón compensado 10
Litodensidad compensada
Espectroscopía de rayos Gamma 12
Rayos Gamma naturales
Registros acústicos 13
Sónico digital
Otros registros 14
Medición continua de echados
Geometría de pozo
Herramientas de imágenes 15
Herramienta Halliburton 22
III. PROGRAMA DE REGISTROS 22
Selección de los registros apropiados
Pozos exploratorios 23
Pozos de desarrollo 25
Control de calidad de los registros 25
Control de profundidad
Calidad técnica general
Repetibilidad 26
Valores absolutos de registros ("Marcadores")
Zonas potenciales de contenido de agua y cálculos
Zonas potenciales de contenido de hidrocarburos y cálculos 27
Figura 59 Cartas de interpretación. Decisiones sobre la capacidad productiva
76 1

2. Registros Geofísicos Registros Geofísicos
IV. CONCEPTOS BÁSICOS DE INTERPRETACIÓN 28 Registro afectado por formación rápida
Introducción
El proceso de la interpretación
Evaluación de las formaciones
Parámetros petrofísicos 30
Porosidad
Saturación
Permeabilidad
Resistividad y fluidos de la formación
Resistividad
Factor de formación y saturación de agua 32
Ecuación de Archie fraccionada 34
V. INTERPRETACIÓN CUALITATIVA
Introducción
Lectura de los registros geofísicos 35
Respuesta típica del registro GR 38
Identificación de litologías
Identificación de zonas permeables 40
Potencial natural SP 42
Separación de curvas de resistividad
Calibrador
Efecto de rugosidad y diámetro del pozo en el registro de densidad
Arcillas, agua ligada y gas en la herramienta de neutron 43
Efecto de litología en el neutrón 44
Efecto de las condiciones del pozo
VI. INTERPRETACIÓN EN FORMACIONES LIMPIAS 46
Introducción
Pasos para la interpretación
Información obtenida de los registros 48
Determinación de Rw por el método de inversión de Archie 49
Determinación de Rw a partir del SP 50
Ejemplo de aplicación de la ecuación de Archie
Cálculo de Rw por el método de inversión de Archie 52
Cálculo de Rw usando el SP 53
Cálculos de Sw 54
Indicadores de permeabilidad
Notas adicionales acerca de la resistividad del agua de formación 55
Definición de la zona de interés
Determinación de Rw con el método de inversión de Archie 56
Métodos "rápidos" en el análisis de registros
Cálculo de la saturación de agua 58
Gráfica cruzada de porosidad y litología (CP)
Porosidad dos tercios (Two-Thirds Porosity)
Porosidad gráfica cruzada
Yacimientos de mineralogía compleja 59
VII. INTERPRETACIÓN EN FORMACIONES ARCILLOSAS 60
Introducción
Método de doble agua 61
Evaluación de la cementación 65
Técnica de la cementación Figura 58
2 75

3. Registros Geofísicos Registros Geofísicos
Efecto de microanillo. Registro con y sin presión Registro CBL - VDL 66
Principio de operación
El registro VDL 67
Interpretación del registro CBL - VDL
Interpretación cualitativa 68
Tubería mal cementada
Buena adherencia de la tubería y buen acoplamiento acústico a la formación 70
Canalización y microánulo
Interpretación cuantitativa
Ejemplos 71
Figura 57
74 3

4. Registros Geofísicos Registros Geofísicos
Registros
Geofísicos
I. LOS REGISTROS GEOFÍSICOS mara registradora de 9 galvanómetros que propor-
cionaban mediciones en películas transparentes
Introducción
Conocer las características de las formaciones atra-
vesadas por los pozos, tanto en su naturaleza
litológica, como en lo relativo a su contenido de flui-
dos (agua o hidrocarburos), es motivo de profundo
interés. Del conocimiento de los diferentes
parámetros que tal información proporciona, depen-
derá la extracción eficiente de los hidrocarburos.
Para ello se cuenta con el muestreo de los pozos; es
decir, del registro de lo que la barrena atraviesa. Este
muestreo se hace en forma directa: estudiando mues-
tras de la formación, o mediante el análisis continuo
del fluido de perforación, y por la introducción me- Figura 1 Operación con paneles electrónicos y uni-
diante cables con conductores eléctricos de dispositi- dades convencionales.
vos medidores de los distintos parámetros caracte-
rísticos de las formaciones atravesadas y de su con- En México se introdujeron las primeras cabinas ma-
tenido. De estos métodos de muestreo, el que mayo- rinas para la toma de registros geofísicos en 1963.
res avances tecnológicos ha reportado es el original- El registro de inducción empezó a realizarse en 1964,
mente conocido como registro eléctrico. Actualmen- los registros de producción en 1967; el registro de
te, a éste se le han sumado una serie numerosa de densidad en 1969; el de echados en 1971. El regis-
registros de otros parámetros y se les denomina ge- tro de microproximidad fue introducido en 1971, el
néricamente registros geofísicos. Doble Laterolog en 1974, y el registro de doble in-
ducción en 1979.
Un registro geofísico es un gráfico X-Y en donde el
eje Y representa la profundidad del pozo y el eje X En el año de 1979, Petróleos Mexicanos se ve afecta-
representa el o los valores de algunos parámetros del do por el cambio de sistemas de registros. Esto ocu-
pozo como son: porosidad, densidad, tiempo de trán- rrió porque se descontinuó la producción del equipo
sito, resistividad, diámetro del agujero, etcétera. convencional integrado por tableros de control que
fueron sustituidos por sistemas computarizados.
Historia de los registros en México
Toca la responsabilidad de analizar todas las alter-
Hasta los años 70, los registros geofísicos se obte- nativas de solución y sus repercusiones a Petróleos
nían con unidades de tipo convencional. Éstas ope- Mexicanos, que adquiere la nueva tecnología. Ade-
raban con cable electromecánico de siete conduc- más, para mantenerse a la vanguardia de la espe-
tores. Dentro de la cabina de la unidad se encontra- cialidad y garantizar la obtención de información con
Figura 56 Respuesta del CBL-VDL en diferentes condiciones.
ban los paneles o tableros electrónicos y una cá- un alto porcentaje de exactitud para la toma de re-
4 73

5. Registros Geofísicos Registros Geofísicos
gistros geofísicos, la institución adquiere unidades la capacidad de proceso de una estación de trabajo.
cibernéticas a compañías extranjeras. El uso de componentes de mayor potencia de proce-
samiento permite más combinaciones de herramien-
Bond Index = 0.8 tas y velocidades mayo-
res de registro. Además,
15 que varias aplicaciones
puedan correrse simultá-
neamente. Las unidades
Intervalo Mínimo Requerido
vienen equipadas con
10 sistemas redundantes e
independientes para
realizar simultáneamente
dos funciones mayores.
5
El diseño modular del
sistema permite que
Figura 2 Unidad móvil computarizada. sea fácilmente mejora-
do (actualizado) para incrementar la velocidad o
0
En junio de 1991, se introduce en México un nuevo memoria.
5 51/2 6 7 8 9 93/8 10 sistema computarizado. Éste utiliza una telemetría
Casing Size de punta de 500 kilobits por segundo. Las aplicaciones de este sistema son servicios de re-
gistros en agujero abierto y entubado; regis-
Figura 54 Intervalo requerido para un buen. sello. tros de producción; despliegue en tiempo real
de imágenes de pozo; de servicios como los
de imágenes microresistivas y ultrasónicas;
servicios de terminación como corridas de
100
empaques, disparos, recuperación de tuberías
SFT 119 in FLUID (SFT 155)
y cortadores químicos, verificar y evaluar las
90
operaciones de estimulación, cementación y
80 empaque de arena.
TCSG
Existe otro sistema de adquisición de datos
70 9 5/8 CSG
que mejora cuatro aspectos críticos de los
E1 Amplitude (mv)
registros: integridad de la medida y calidad
60
de los datos, tecnología avanzada de servi-
cios, seguridad y eficiencia operativa. El sis-
tema integra avances en adquisición digital
50 de datos, computación multitarea y tecnolo-
gía gráfica.
Figura 3 Cabina computarizada costafuera. II. TIPOS DE REGISTROS GEOFÍSICOS
30
Actualmente, la Unidad de Perforación y Manteni-
miento de Pozos se ha colocado a la vanguardia en Para determinar algunas características de las for-
tecnología de registros. Esto se debe a la la adquisi- maciones del subsuelo es necesario llevar a cabo la
ción de tres sistemas que han sido instalados en uni- toma de registros. Para esto se utiliza una unidad
dades cibernéticas. móvil (o estacionaria en pozos costafuera) que con-
20 tiene un sistema computarizado para la obtención y
2 4 6 8 10 10 14 16 18 20 Otras compañías líderes en tecnología de registros procesamiento de datos. También cuenta con el en-
Casing ID (inches) cuentan con sistemas de cómputo integrados. Exis- vío de potencia y señales de comando (instruccio-
te un sistema de registros que entrega consisten- nes) a un equipo que se baja al fondo del pozo por
Figura 55 Amplitud del CBL en tubería libre. temente datos exactos de alta calidad y proporciona medio de un cable electromecánico. El registro se
72 5

6. Registros Geofísicos Registros Geofísicos
obtiene al hacer pasar los sensores de la sonda en- Neutrón compensado Un índice de adherencia de 1 in-
frente de la formación, moviendo la herramienta len- Densidad compensada dica una completa adherencia.
tamente con el cable. Sónico digital
Imágenes de pozo Una adherencia incompleta se
indica por un BI menor de 1.
Registros en agujero entubado El valor mínimo necesario de
indice de adherencia, BI, nece-
Evaluación de la cementación sario para obtener un buen se-
Pruebas de formación llo hidráulico varía dependiendo
Se ic s
rv io
Desgaste de tubería de las condiciones locales. En la
práctica, un BI = 0.8 ha dado
aPo s
zo
0 G 100
4C
R
ALI 14
p
0 LLS 1000 45% O 15% Tipos de herramientas buenos resultados. Sin embar-
R 0 LLD 1000 120 T 20
O 0M SFL1000 1.9 b 2.9 go, el BI por si solo, no es sufi-
Arcilla F.
El equipo de fondo consta básicamente de la sonda. ciente para garantizar un buen
Este es el elemento que contiene los sensores y el aislamiento de la zona. Se debe-
5100
5150
cartucho electrónico, el cual acondiciona la informa- rá considerar también la longi-
ción de los sensores para enviar a la superficie, por tud del intervalo cementado. La
Arena 5200
medio del cable. Además, recibe e interpreta las ór- experiencia de campo indica
5250
denes de la computadora en superficie. Las sondas que el mínimo intervalo adheri-
se clasifican en función de su fuente de medida en: do necesario para un buen ais-
Arcilla 5300 lamiento depende del tamaño
Resistivas (Fuente: corriente eléctrica) de la tubería de revestimiento.
Porosidad (Fuente: cápsulas radiactivas).
5350
Caliza
5400 Sónicas (Fuente: emisor de sonido). La figura 54 se obtuvo de ob-
servaciones y pruebas de ais-
En la figura 5 se muestran los tres tipos de herra- lamiento en pozos y muestra,
5450
Dolomía mientas. el intervalo con un BI de 0.8 re-
5500
querido para asegurar un buen
sello, en función del diámetro
Figura. 4 Diagrama esquemático de la toma de re- de la tubería.
gistros. H er r amientas de fondo
Como referencia, siempre se
E léctricas R adiactivas S ónicas deberá tomar un tramo de regis-
Dentro de los objetivos del registro geofísico pode- tro en tubería 100% libre. Esto
mos mencionar: nos permite verificar la respues-
ta o sensitividad de los trans-
Determinación de las características de la formación: ductores, así como posibles
porosidad, saturación de agua/hidrocarburos, den- efectos del fluido.
sidad.
La respuesta (amplitud CBL) en
Delimitación (cambios) de litología tubería libre, considerando agua
Desviación y rumbo del agujero Figura 53 Nomograma para interpretación del CBL. dulce, depende del diámetro de
Medición del diámetro de agujero la TR (ver figura 55).
Dirección del echado de formación La atenuación se puede determinar con el nomogra-
Evaluación de la cementación ma de la figura 16. Este índice de adherencia es, en Resumen de interpretación del CBL-VDL
Condiciones mecánicas de la TR la práctica, igual a la proporción de circunferencia
de tubería, que está adherida. Ejemplos:
Registros en agujero abierto
Inducción
Doble Laterolog Figura 5
6 71

7. Registros Geofísicos Registros Geofísicos
VDL : Sólo hay señales de la tubería, mostrándose Canalización : Hay cemento, pero no rodea comple- De acuerdo con lo anterior tenemos: Las medidas de resistividad junto con la porosidad y
como franjas regulares y bien contrastadas tamente a la tubería resistividad del agua de formación, se usan para ob-
Herramientas de registros con principio resistivo tener la saturación de agua. La saturación obtenida
Nótese que los coples de la tubería introducen alte- En el caso del microánulo, probablemente existe un (eléctrico): de las resistividades somera y profunda se compa-
raciones en la trayectoria de la onda de sonido. Es- sello hidráulico, pero para la canalización posible- ran para evaluar la productividad de la formación.
tas aparecen en el CBL (incremento en DT, disminu- mente no. Sin embargo, se tiene formas de onda y Inducción
ción de la amplitud) y en el VDL ("patrones Chevrón"). resultados del registro en ambos casos: Doble inducción La resistividad de una formación pura saturada con
Doble Laterolog agua, es proporcional a la resistividad del agua con
La sección A de la figura 52a y 52c, muestran la res- CBL : Amplitud (E1) moderada, DT constante Microesférico la que se encuentra saturada.
puesta del CBL-VDL a la tubería libre. VDL : Arribos moderados de la tubería y de forma- Medición de echados
ción Microimágenes resistivas de formación 5 R ∝ 5Z
(a) Después de la cementación(b) Después de la c.
5R = ) * 5Z 5R
forzada © Con la tubería presurizada La sección C de la figura 52b (de 8,000 a 8100 pies) Herramientas de registros radiactivos )=
indican canalización o microánulo. 5Z
Buena adherencia de la tubería y buen acoplamiento Neutrón compensado En donde: F= Factor de formación, Rw= Resistividad
acústico a la formación Si se tiene microánulo, presurizando la tubería me- Litodensidad compensada del agua de formación, y Ro= Resistividad de la roca
jora la adherencia; la comparación entre la sección Espectroscopía de rayos gamma saturada con agua.
La energía acústica es transmitida a la formación. B y C, figuras 52b y 52c comprueba que se tiene un Rayos Gamma naturales
Esto resulta en señales débiles de la tubería de re- microánulo entre 7,815, 8,050 y 8,100 pies. La resistividad de una formación depende del fluido
vestimiento aunado a señales fuertes de formación, Herramientas de registros con principio acústico contenido en la misma y del tipo de formación.
dependiendo de las características de la formación. Interpretación cuantitativa
Sónico de porosidad Para medir la resistividad de la formación se cuenta
CBL : Amplitud (E1) baja; cuando la amplitud es muy La amplitud E1 depende del porcentaje de la circun- Sónico dipolar de imágenes con dos herramientas:
baja, el tiempo de tránsito puede sufrir alargamien- ferencia de la tubería que está cementado (figura 14). Imágenes ultrasónicas
to o un salto de ciclo Además, cuando la circunferencia de la tubería está Inducción
completamente cubierta por lo menos con ¾" de Doble Laterolog
VDL : Señales de la tubería débiles; arribos de señal cemento, hay una relación entre la amplitud E1 y la Mediante una cuidadosa interpretación de la respues-
fuerte de la formación si la atenuación en la forma- resistencia compresiva del cemento. ta de los registros, es posible evaluar el potencial pro- Generalmente, se prefiere usar la herramienta de in-
ción no es demasiado alta. ductivo de la formación. Además, se tienen sistemas ducción cuando la resistividad de la formación es
Estas relaciones se usaron para construir el de cómputo avanzados para la interpretación. baja, del orden de 500 ohms. Cuando se tienen for-
La sección (b) de las figuras. 52b y 52c de 7,800 a nomograma de la figura 53, el cual se obtiene de maciones altamente resistivas la herramienta de do-
7860 pies es un ejemplo de buena adherencia, con la amplitud del CBL en mV y del porcentaje de la ble Laterolog proporciona información más
alargamiento y saltos de ciclos. circunferencia de tubería adherido por el cemen- confiable. En las formaciones de carbonatos de baja
to. A esto se le conoce como "índice de adheren- porosidad se tienen resistividades muy altas. Por
Comentario: Una formación muy rápida puede oca- cia". Registros resistivos esto, si se requiere hacer una interpretación cuanti-
sionar que la señal de formación llegue primero que tativa, se debe tomar un registro doble Laterolog.
la señal de la tubería al receptor. Entonces el DT dis- La determinación de la amplitud E1 en tubería libre y La cantidad de aceite o gas contenido en una uni- Sin embargo, se necesita de un medio conductivo
minuye y la amplitud aumenta. tubería cementada es válida para una herramienta dad de volumen del yacimiento, es el producto de entre la herramienta y la pared del pozo. Por ello, no
calibrada en agua dulce. su porosidad por la saturación de hidrocarburos. es posible tomar un registro doble Laterolog en lodos
Buena adherencia de la tubería pero mal acoplamien- no conductivos, como los que son a base de aceite.
to acústico a la formación. El cemento atenúa la El índice de adherencia nos da una indicación de la Los parámetros físicos principales para evaluar un ya-
energía acústica, pero la energía transmitida ha- calidad de la cementación. Este índice se define: cimiento son porosidad, saturación de hidrocarbu- Doble inducción fasorial
cia y recibida desde la formación es muy baja. ros, espesor de la capa permeable y permeabilidad.
La herramienta doble inducción fasorial realiza medi-
CBL : Baja amplitud (E1) $]L (GE / SLH) Para deducir la resistividad de formación en la zona das de resistividad a tres diferentes profundidades de
%, =
VDL : Sin arribos de formación $]F (GE / SLH) no invadida, las medidas de resistividad se usan, investigación. De esta manera, proporciona informa-
solas o en combinación. Es decir, atrás de la zona ción para determinar las resistividades de la zona vir-
Canalización y microánulo En donde: contaminada por los fluidos de control del pozo. gen, la zona barrida y la zona de transición (en su caso).
También se usan para determinar la resistividad cer- Con esta información se pueden obtener datos de sa-
Microánulo : Se forma un pequeño espacio vacío BI = Índice de adherencia cana al agujero. Ahí, en gran parte, el filtrado del turación y movilidad de fluidos (complementada con
entre la tubería y el cemento en una tubería bien Azi = Atenuación en la zona de interés lodo ha reemplazado los fluidos originales. información de otras herramientas).
cementada. Azc = Atenuación en la zona bien cementada
70 7

8. Registros Geofísicos Registros Geofísicos
El sistema fasorial permite obtener datos más exac-
tos para diferentes valores de resisitividad. La herra-
mienta cuenta con un sistema de autocalibración que
mejora la precisión de la respuesta y reduce el efec-
to de las condiciones ambientales. Además, el siste-
ma de transmisión de datos en forma digital del fon-
do a la superficie permite una mayor capacidad de
señales libres de ruidos. La figura 6 muestra un ejem-
plo del registro.
Las principales aplicaciones de esta herramienta
son:
1. Interpretación de formaciones con diámetros gran-
des de invasión
2. Formaciones con contraste medio-alto de
resistividades
3. Gráficos de invasión
4. Pozos con lodos no conductivos
Doble Laterolog telemétrico
La herramienta Doble Laterolog proporciona dos
mediciones con la mayor profundidad de investiga-
ción, de tres mediciones necesarias que se requie-
ren para tratar de determinar la resistividad de la zona
invadida ( Rxo =) y de la zona virgen ( Rt ), a éstas se
les conocen como Lateral Somera (Lls ) y Lateral
Profunda (Lld).
La tercera medición requerida se puede obtener de
correr la herramienta de Enfoque Esférico o
Microesférico (MSFL) en forma independiente o com-
binada .
En la herramienta DLL se permite que varíe tanto el
voltaje emitido como la corriente (pero mantenien-
do el producto potencial constante), con lo cual brin-
da un rango de mediciones. La figura 7 muestra un
ejemplo del registro. Figura 6 Registro doble inducción fasorial.
Aplicaciones principales Microesférico enfocado
1. Resistividad en la zona virgen y zona lavada Esta herramienta surge de la necesidad de cono-
cer Rxo para realizar correcciones a las lecturas
2. Perfiles de invasión
de otras herramientas y tener un valor adecuado
3. Correlación de Rt.
4. Detección de vista rápida de hidrocarburos
Durante el desarrollo de las herramientas de regis-
5. Control de profundidad (a) Después de la (b) Después de la c. forzada © Con el casing presurizado
tros se han pasado por varias etapas hasta llegar al
6. Indicador de hidrocarburos móviles cementación
SRT ( Spherically Focused Resistivity Tool). Previos
Figura 52 a,b, y c Respuesta del CBL.
8 69

9. Registros Geofísicos Registros Geofísicos
dos se ubican en un patín de hule que se apoya direc-
tamente sobre la pared del pozo. El arreglo
microesférico reduce el efecto adverso del enjarre del
fluido del pozo. De esta manera se mantiene una ade-
cuada profundidad de investigación. La figura 8 mues-
tra un ejemplo del registro.
Principales aplicaciones
1. Resistividad de la zona lavada
2. Localización de poros y zonas permeables
3. Indicador de hidrocarburo móvil
4. Calibrador
Registros nucleares
La determinación de la porosidad de la formación se
puede hacer de manera indirecta a través de las medi-
das obtenidas de herramientas nucleares o acústicas.
Las herramientas nucleares utilizan fuentes
radiactivas. Mediante la medición de la forma de
interactuar, con la formación de las partículas irra-
diadas por la fuente, se pueden determinar algunas
características.
Se tienen tres tipos de herramientas nucleares:
Radiación natural Rayos Gamma, espectroscopía
Neutrones Neutrón compensado
Rayos gamma Litodensidad compensada
Las herramientas para medir la radiación natural
Figura 51
Figura 50 no requieren de fuentes radiactivas y la informa-
ción que proporcionan es útil para determinar la
pende de la resistencia compresiva del cemento, el El CBL-VDL de la figura 52b se corrió después de un arcillosidad y contenido de minerales radiactivos
diámetro de la TR, el espesor del tubo y el porcenta- trabajo de cementación forzada y la figura 52c, mues- de la roca.
je de adherencia de la circunferencia. (Ver Figura 51 tra el registro obtenido presurizando la tubería.
Respuesta del CBL en canales.) Figura 7 Registro doble laterolog telemétrico. Las herramientas de neutrón compensado y
Este ejemplo ilustra claramente las diferentes condi- litodensidad requieren de fuentes radiactivas emi-
Interpretación cualitativa ciones que mide el CBL. a esta generación podemos citar microlog, microlate- soras de neutrones rápidos y rayos Gamma de alta
rolog y proximidad. energía, respectivamente.
La figura 52 muestran tres registros de CBL toma- Tubería mal cementada
dos en el mismo pozo en diferentes tiempos. La herramienta actual se conoce genéricamente como Dada la forma diferente en que las partículas
La mayoría de la energía acústica viaja a través de la registro microesférico (Micro Spherical Focused Log). interaccionan con la materia, resulta útil la compara-
La figura 52a muestra el registro obtenido cuatro tubería al receptor, con muy poco acoplamiento a la Se basa en el principio de enfoque esférico usado en ción directa de las respuestas obtenidas para la de-
días después de la cementación inicial de la tube- formación. los equipos de inducción pero con un espaciamiento tección de zonas con gas, arcillosas, etc. De manera
ría de 7" en un agujero de 8-1/2", con cemento de electrodos mucho menor. En este caso los electro- general tenemos:
clase G. CBL : DT de la tubería, la amplitud (E1) alta
68 9

10. Registros Geofísicos Registros Geofísicos
Casing
4 14 0.2 1.0 10 100 1000 2000 Inch El registro VDL
18 El principio del registro de densidad variable se ex-
Diá. ILD 16
Barrena plica en la figura 49: el tren de onda completo es
SFL 14 mostrado en la película como franjas claras y oscu-
Zona permeable 12 ras, el contraste depende de la amplitud de los pi-
cos positivos.
ILM 10
Calibrador Invasión muy profunda Las diferentes partes de un tren de ondas pueden
8 identificarse en el registro VDL : Los arribos de la
SP tubería se muestran como franjas regulares y los arri-
6 bos de formación son más sinuosos, etcétera.
Zona no
permeable
4
Zona permeable
Figura 8 Registro Microesférico Enfocado. Amplitude
20 30 40 50 60 70 80 90
Caliza La herramienta es útil como indicador de gas. Esto Figura 47 Amplitud de la señal recibida en función
Φ1 ≈ Φ' del diámetro de TR.
es porque mide el índice de hidrógeno y el gas con-
Φ 1 >> Φ ' Arcillas tiene un bajo índice, entonces la porosidad aparen-
te medida será baja. Al comparar esta porosidad apa-
Φ 1 << Φ ' Gas rente con la determinada por otras herramientas ta-
les como el litodensidad o el sónico, es posible de-
Φ1 > Φ' Arenas terminar la posible presencia de gas.
Φ1 < Φ' Dolomías Las principales aplicaciones de la herramienta son:
En donde: 1. Determinación de la porosidad
2. Identificación de la litología Figura 49 Principio del registro de densidad varia-
Φ1 Porosidad del registro de neutrón compen- 3. Análisis del contenido de arcilla ble.
sado 4. Detección de gas
Φ'
{
Porosidad del registro de litodensidad com- E1 pequeño
pensada Litodensidad compensada Buena adherencia tubería - cemento Salto de ciclo en TT
VDL sin contraste
Neutrón compensado El equipo de litodensidad es una herramienta que
utiliza una fuente radiactiva emisora de rayos gamma
{
La herramienta de neutrón compensado utiliza una de alta energía y se usa para obtener la densidad de E1 grande, amplitud CBL alta
fuente radiactiva (emisor de neutrones rápidos) y dos la formación e inferir con base en esto la porosidad; Tubería sin cementar TT constante
detectores. Su medición se basa en la relación de así como efectuar una identificación de la litología. VDL franjas bien contrastadas
conteos de estos dos detectores. Esta relación refle- Coples: Patrones chevrón
ja la forma en la cual la densidad de neutrones de- Para obtener la densidad, se mide el conteo de ra-
crece con respecto a la distancia de la fuente y esto yos gamma que llegan a los detectores después de Interpretación del registro CBL-VDL
depende del fluido (índice de hidrógeno) contenido interactuar con el material. Ya que el conteo obteni-
en los poros de la roca y por lo tanto, de la porosi- do es función del número de electrones por cm3 y Entre otras cosas, la medida de la amplitud del CBL
dad. La figura 9 muestra un ejemplo del registro. éste se relaciona con la densidad real del material, Figura 48 Tiempo de tránsito en zonas con buena es función, de la atenuación debida al acoplamiento
cementación. acústico del cemento a la tubería. La atenuación de-
10 67

11. Registros Geofísicos Registros Geofísicos
Estas condiciones se caracterizan por una remoción tiene la adherencia entre la tubería y el cemento. La ber radiación electromagnética mediante el meca-
incompleta del lodo en el espacio anular del cemento. onda que viaja a lo largo de la tubería es atenuada nismo de absorción fotoeléctrica. La figura 10 mues-
cuando la energía se pierde en el medio que rodea la tra un ejemplo del registro.
2. Degradación de la lechada de cemento durante la tubería, es decir, cuando la adherencia es buena.
etapa de curado.
El registro CBL, es una grabación de la amplitud del
Experimentos de laboratorio confirmados por prue- primer arribo de energía en un receptor a 3 pies de
bas de campo han demostrado que la presión dife- distancia del transmisor.
rencial entre la presión de poro del cemento y la pre-
sión de formación es la causa de muchas fallas en El registro de densidad variable (VDL) es opcional y
las cementaciones. complementa la información proporcionada por el
CBL. Es un despliegue de onda completa de la señal
Medidas de laboratorio han mostrado que un cemen- en el receptor a 5 pies.
to bien curado tiene una permeabilidad del orden
de 0.001 md, con un tamaño de poro debajo de 2m
y una porosidad de alrededor de 35% . Sin embar-
go, cuando se permite que el gas migre dentro de la
lechada antes de completarse el curado, la estructu-
ra de poros es parcialmente destruida y el gas gene-
ra una red de poros tubulares los cuales pueden al-
canzar hasta 0.1 mm de diámetro y crear permea-
bilidades tan altas como 1 a 5 md. Este cemento "ga-
seoso", a pesar de que soporta el casing, no es ca-
paz de proporcionar un sello apropiado para el gas
de la formación. Se tienen disponibles ahora ciertos
aditivos que previenen este mecanismo y aseguran
un aislamiento apropiado de la zona en intervalos
que contienen gas.
Ya sea que la causa de la mala cementación sea de
origen mecánico o de presión, el resultado afectará el
aislamiento hidráulico entre las formaciones, la cual
Figura 46 Medida CBL - VDL.
es la función principal de una cementación primaria.
Un programa de evaluación de la cementación de- Los factores que influyen en la amplitud de la señal
berá ser capaz de determinar no sólo la calidad de son:
la operación de cementación o la necesidad de tra-
bajos de reparación, sino analizar también las cau- • Calibración
sas de fallas con el fin de mejorar el programa de • Presión y temperatura
cementación de futuros pozos en el mismo campo. • Envejecimiento de transductores
• Atenuación en el lodo
Registro CBL - VDL • El diámetro y espesor de la tubería de revestimiento
(TR)
El registro sónico de cemento (CBL), combinado des-
pués con las formas de onda de densidad variable La energía recibida a una cierta distancia de la fuen-
Figura 9 Neutrón compensado.
(VDL), ha sido por muchos años la forma principal te por un receptor centrado en la tubería decrece al
de evaluar la calidad del cemento. incrementarse el diámetro de la tubería. lo que hace posible la determinación de la densi-
dad. La identificación de la litología se hace por me-
Principio de operación Cuando se tiene una buena cementación, el nivel de dio de la medición del "índice de absorción foto-
la señal es pequeña. La disminución en la amplitud eléctrica". Éste representa una cuantificación de la
Entre otros factores que afectan las propiedades acús- de E1 parece un alargamiento del tiempo de tránsi- capacidad del material de la formación para absor- Figura 10 Litodensidad compensada.
ticas de una tubería de revestimiento cementada se to, ya que el nivel de detección es constante.
66 11

12. Registros Geofísicos Registros Geofísicos
Las principales aplicaciones de la herramienta son g) Determinación de SWE:
1. Análisis de porosidad
2. Determinación de litología
50
3. Calibrador 6:( = 1.43
57 = 7
= 0.4519
4. Identificación de presiones anormales
Espectroscopia de rayos Gamma (RT = RILD = 7 ohm-m a 408 mts.)
La respuesta de una herramienta de Rayos Gamma SWE = 45.2 %
depende del contenido de arcilla de una formación.
Sin embargo, la herramienta de Rayos Gamma Na- Registros
turales no tiene la capacidad de diferenciar el ele-
mento 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 conteni-
do de uranio puede facilitar el reconocimiento de
rocas generadoras. La figura 11 muestra un ejemplo
del registro.
En rocas de carbonatos se puede obtener un buen
indicador de arcillosidad si se resta de la curva de
rayos gamma la contribución del uranio.
Las principales aplicaciones de la herramienta son:
1. Análisis del tipo de arcilla Figura 45
2. Detección de minerales pesados
3. Contenido de potasio en evaporitas Evaluación de la cementación
4. Correlación entre pozos
Técnica de la cementación
Rayos Gamma naturales
La cementación exitosa de las tuberías de revesti-
La herramienta de Rayos Gamma mide la radiactivi- miento y tuberías cortas es una operación difícil que
dad natural de las formaciones y es útil para detec- requiere de una planeación apropiada del trabajo en
tar y evaluar depósitos de minerales radiactivos ta- función de las condiciones del pozo y de un conoci-
les como potasio y uranio. En formaciones sedimen- miento de los mecanismos de presión involucrados
tarias el registro refleja normalmente el contenido durante la colocación de la lechada de cemento. Las
de arcilla de la formación. Esto se debe a que los causas de malos trabajos de cementación pueden
elementos radiactivos tienden a concentrarse en las ser clasificadas en dos grandes categorías:
arcillas. Las formaciones limpias usualmente tienen
un bajo nivel de contaminantes radiactivos, tales 1. Problemas de flujo de origen mecánico.
como cenizas volcánicas o granito deslavado o aguas
de formación con sales disueltas de potasio. La figu- • Tuberías mal centralizadas en pozos desviados
ra 12 muestra un ejemplo del registro. Figura 11 Espectroscopía de Rayos Gamma.
• Agujeros derrumbados
La herramienta se corre normalmente en combina- potencial espontáneo en pozos perforados con lodo • Preflujo ineficiente
ción con otros servicios y reemplaza a la medida del salado, lodo con base de aceite, o aire. Figura 44 • Régimen de flujo incorrecto
12 65

13. Registros Geofísicos Registros Geofísicos
Usando: 50 RTSH = 2 ohm.m (del registro, 380 - 400 mts.) Las aplicaciones principales de la herramienta son: Registros acústicos
6:7 =
2
57 1. Indicador de arcillosidad El equipo sónico utiliza una señal con una frecuencia
5:% = 0.35 2 ∗ 2 = 0.245 ohm-m a 24 °C 2. Correlación audible para el oído humano. El sonido es una forma
3. Detección de marcas o trazadores radiactivos de energía radiante de naturaleza puramente mecáni-
Donde RT = RILD corregida por efectos ambienta- c) Determinación de FT: ca. Es una fuerza que se transmite desde la fuente de
les si se requiere. sonido como un movimiento molecular del medio.
FN = 20 % , FD = 39 % (promedio 407 - 409 Este movimiento es vibratorio debido a que las molé-
Para llegar a la saturación de agua efectiva un paso mts.) culas conservan una posición promedio. Cada molé-
más se requiere: φ1 + φ'
2 2 cula transfiere su energía (empuja) a la siguiente mo-
6:7 − 6:% φ7 = = 0.3099 lécula antes de regresar a su posición original. Cuan-
6:% = 2 do una molécula transfiere su energía a otra, la distan-
1 − 6:% donde VSH = SWB cia entre ellas es mínima, mientras que entre la prime-
FT = 31 % ra y la anterior a ella, la distancia es mayor que la nor-
mal. Las áreas de distancia mínima entre moléculas
Ejemplo de cálculo de Sw usando el modelo de do- d) Determinación de VSH: (de 407 - 409 mts.) se llaman "áreas de compresión" y las de mayor dis-
ble agua. *5 − *5FOHDQ 40 − 37 tancia se llaman "áreas de rarefacción". Un impulso de
; = = = 0.04109 sonido aparecerá como un área de compresión se-
En la arena arcillosa de las figuras, calcular SWE
*56+ − *5FOHDQ 110 − 37 guida por un área de rarefacción.
usando el método de doble agua. Considerar los
datos siguientes: En el equipo sónico los impulsos son repetitivos y el
96+ = 1.7 − 3.38 − ( ; + 0.7) 2 sonido aparecerá como áreas alternadas de com-
Resistividad del lodo: 2.86 ohms a 19 °C = 0.0121 = 1.2 % presiones y rarefacciones llamadas ondas. Ésta es
Resistividad del filtrado 2.435 ohms a 24 °C la forma en que la energía acústica se transmite en
Temperatura de fondo: 24 °C FE = FT . VSH FTSH = 0.31 - 0.012 (0.35) = 0.3058 el medio. La figura 13 muestra las diferentes ondas
y trayectorias.
a) Determinación de Rw: FE = 31 %
Rmfe = 1.1 ohm-m a 24 °C (del gráfico SP-2, figura En el intervalo 407 -409 m. se observa efecto de gas Onda compresional
37). (FD > FN), por lo que se debe aplicar una correc- totalmente reflejada
Onda compresional
SSP = -67 mV ( de la figura 44 a 408.5 m.) ción por hidrocarburos. Para simplificar, supondre- Onda reflejada
refractada
K = 65 + 0.24 T = 65 + 0.24 * 24 = 70.76 mos que la porosidad corregida por efecto de hidro- Onda transversal
5PIH carburos es: refractada
1.1
5:( = 663 = − 67
= 0.1243
− − ohm.m a 24 °C FT = 29 %
10 . 10 70.76
e) Determinación de SWB:
Onda compresional
Rw = 0.12 ohm-m a 24 °C (del gráfico SP-2) SWB = VSH = 0.012 (intervalo 407 - 409 mts.) refractada a 90° Onda transversal
refractada a 90°
b) Determinación de RWB: f) Obtención de R0: Onda directa
1 1
5:% = φ 76+ ∗ 56+
2
50 = ∗ =
φ7 2 1 − 96+ 96+
+ Figura 13 Transmisión de la energía acústica.
5:) 5:%
FNSH = 50 % , FDSH = 20 % (valores promedios Sónico digital
1 1
tomados en lutita 380 - 400 m.) ∗ = 1.43
0.29 1 − 0.012 + 0.012
2
La energía sónica emitida desde el transmisor
impacta la pared del pozo. Esto origina una serie de
0 .5 + 0 .2 0.12 0.245
φ 76+ = = 0.35
Figura 12 Rayos Gamma naturales.
ondas en la formación y en su superficie. El análisis
2 >> FTSH = 35 % = ohm-m del tren de ondas complejo, proporciona la informa-
64 13