Registros geofisicos

Registros GeofísicosRegistros Geofísicos
1
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
Decisiones sobre la capacidad productiva
Registros
Geofísicos
76
Figura 59 Cartas de interpretación.

2
IV. CONCEPTOS BÁSICOS DE INTERPRETACIÓN 28
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
75
Figura 58
Registro afectado por formación rápida

3
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
74
Figura 57
Efecto de microanillo. Registro con y sin presión

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

5
gistros geofísicos, la institución adquiere unidades
cibernéticas a compañías extranjeras.
En junio de 1991, se introduce en México un nuevo
sistema computarizado. Éste utiliza una telemetría
de punta de 500 kilobits por segundo.
Actualmente, la Unidad de Perforación y Manteni-
miento de Pozos se ha colocado a la vanguardia en
tecnología de registros. Esto se debe a la la adquisi-
ción de tres sistemas que han sido instalados en uni-
dades cibernéticas.
Otras compañías líderes en tecnología de registros
cuentan con sistemas de cómputo integrados. Exis-
te un sistema de registros que entrega consisten-
temente datos exactos de alta calidad y proporciona
la capacidad de proceso de una estación de trabajo.
El uso de componentes de mayor potencia de proce-
samiento permite más combinaciones de herramien-
tas y velocidades mayo-
res de registro. Además,
que varias aplicaciones
puedan correrse simultá-
neamente. Las unidades
vienen equipadas con
sistemas redundantes e
independientes para
realizar simultáneamente
dos funciones mayores.
El diseño modular del
sistema permite que
sea fácilmente mejora-
do (actualizado) para incrementar la velocidad o
memoria.
Las aplicaciones de este sistema son servicios de re-
gistros en agujero abierto y entubado; regis-
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
empaques, disparos, recuperación de tuberías
y cortadores químicos, verificar y evaluar las
operaciones de estimulación, cementación y
empaque de arena.
Existe otro sistema de adquisición de datos
que mejora cuatro aspectos críticos de los
registros: integridad de la medida y calidad
de los datos, tecnología avanzada de servi-
cios, seguridad y eficiencia operativa. El sis-
tema integra avances en adquisición digital
de datos, computación multitarea y tecnolo-
gía gráfica.
II. TIPOS DE REGISTROS GEOFÍSICOS
Para determinar algunas características de las for-
maciones del subsuelo es necesario llevar a cabo la
toma de registros. Para esto se utiliza una unidad
móvil (o estacionaria en pozos costafuera) que con-
tiene un sistema computarizado para la obtención y
procesamiento de datos. También cuenta con el en-
vío de potencia y señales de comando (instruccio-
nes) a un equipo que se baja al fondo del pozo por
medio de un cable electromecánico. El registro se
Figura 2 Unidad móvil computarizada.
Figura 3 Cabina computarizada costafuera.
72
Figura 54 Intervalo requerido para un buen. sello.
Figura 55 Amplitud del CBL en tubería libre.
5 51/2 6 7 8 9 93/8 10
Casing Size
0
5
10
15
Bond Index = 0.8
IntervaloMínimoRequerido
2
Casing ID (inches)
4 6 8 10 10 14 16 18 20
30
50
60
70
80
90
100
20
SFT 119 in FLUID (SFT 155)
TCSG
9 CSG5/8
EAmplitude(mv)1

6
obtiene al hacer pasar los sensores de la sonda en-
frente de la formación, moviendo la herramienta len-
tamente con el cable.
Dentro de los objetivos del registro geofísico pode-
mos mencionar:
Determinación de las características de la formación:
porosidad, saturación de agua/hidrocarburos, den-
sidad.
Delimitación (cambios) de litología
Desviación y rumbo del agujero
Medición del diámetro de agujero
Dirección del echado de formación
Evaluación de la cementación
Condiciones mecánicas de la TR
Registros en agujero abierto
Inducción
Doble Laterolog
Neutrón compensado
Densidad compensada
Sónico digital
Imágenes de pozo
Registros en agujero entubado
Pruebas de formación
Desgaste de tubería
Tipos de herramientas
El equipo de fondo consta básicamente de la sonda.
Este es el elemento que contiene los sensores y el
cartucho electrónico, el cual acondiciona la informa-
ción de los sensores para enviar a la superficie, por
medio del cable. Además, recibe e interpreta las ór-
denes de la computadora en superficie. Las sondas
se clasifican en función de su fuente de medida en:
Resistivas (Fuente: corriente eléctrica)
Porosidad (Fuente: cápsulas radiactivas).
Sónicas (Fuente: emisor de sonido).
En la figura 5 se muestran los tres tipos de herra-
mientas.
Arcilla
Arena
Arcilla
Caliza
Dolomía
Servicios
aPozos
0 GR 100
4 CALI 14
0 LLS 1000
p
R
O
F.
0 LLD1000
0MSFL1000
5100
5150
5200
5250
5300
5350
5400
5450
5500
45% O 15%
120 T 20
1.9 b 2.9
Figura. 4 Diagrama esquemático de la toma de re-
gistros.
Figura 5
E léctricas R adiactivas S ónicas
Herramientas de fondo
71
La atenuación se puede determinar con el nomogra-
ma de la figura 16. Este índice de adherencia es, en
la práctica, igual a la proporción de circunferencia
de tubería, que está adherida.
Figura 53 Nomograma para interpretación del CBL.
Un índice de adherencia de 1 in-
dica una completa adherencia.
Una adherencia incompleta se
indica por un BI menor de 1.
El valor mínimo necesario de
indice de adherencia, BI, nece-
sario para obtener un buen se-
llo hidráulico varía dependiendo
de las condiciones locales. En la
práctica, un BI = 0.8 ha dado
buenos resultados. Sin embar-
go, el BI por si solo, no es sufi-
ciente para garantizar un buen
aislamiento de la zona. Se debe-
rá considerar también la longi-
tud del intervalo cementado. La
experiencia de campo indica
que el mínimo intervalo adheri-
do necesario para un buen ais-
lamiento depende del tamaño
de la tubería de revestimiento.
La figura 54 se obtuvo de ob-
servaciones y pruebas de ais-
lamiento en pozos y muestra,
el intervalo con un BI de 0.8 re-
querido para asegurar un buen
sello, en función del diámetro
de la tubería.
Como referencia, siempre se
deberá tomar un tramo de regis-
tro en tubería 100% libre. Esto
nos permite verificar la respues-
ta o sensitividad de los trans-
ductores, así como posibles
efectos del fluido.
La respuesta (amplitud CBL) en
tubería libre, considerando agua
dulce, depende del diámetro de
la TR (ver figura 55).
Resumen de interpretación del CBL-VDL
Ejemplos:

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

8
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.
Aplicaciones principales
1. Resistividad en la zona virgen y zona lavada
2. Perfiles de invasión
3. Correlación
4. Detección de vista rápida de hidrocarburos
5. Control de profundidad
6. Indicador de hidrocarburos móviles
Microesférico enfocado
Esta herramienta surge de la necesidad de cono-
cer Rxo para realizar correcciones a las lecturas
de otras herramientas y tener un valor adecuado
de Rt.
Durante el desarrollo de las herramientas de regis-
tros se han pasado por varias etapas hasta llegar al
SRT ( Spherically Focused Resistivity Tool). Previos
Figura 6 Registro doble inducción fasorial.
69
Figura 52 a,b, y c Respuesta del CBL.
(a) Después de la
cementación
(b) Después de la c. forzada © Con el casing presurizado

9
a esta generación podemos citar microlog, microlate-
rolog y proximidad.
La herramienta actual se conoce genéricamente como
registro microesférico (Micro Spherical Focused Log).
Se basa en el principio de enfoque esférico usado en
los equipos de inducción pero con un espaciamiento
de electrodos mucho menor. En este caso los electro-
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:
Las herramientas para medir la radiación natural
no requieren de fuentes radiactivas y la informa-
ción que proporcionan es útil para determinar la
arcillosidad y contenido de minerales radiactivos
de la roca.
Las herramientas de neutrón compensado y
litodensidad requieren de fuentes radiactivas emi-
soras de neutrones rápidos y rayos Gamma de alta
energía, respectivamente.
Dada la forma diferente en que las partículas
interaccionan con la materia, resulta útil la compara-
ción directa de las respuestas obtenidas para la de-
tección de zonas con gas, arcillosas, etc. De manera
general tenemos:
Figura 7 Registro doble laterolog telemétrico.
Radiación natural Rayos Gamma, espectroscopía
Neutrones Neutrón compensado
Rayos gamma Litodensidad compensada
68
pende de la resistencia compresiva del cemento, el
diámetro de la TR, el espesor del tubo y el porcenta-
je de adherencia de la circunferencia. (Ver Figura 51
Respuesta del CBL en canales.)
Interpretación cualitativa
La figura 52 muestran tres registros de CBL toma-
dos en el mismo pozo en diferentes tiempos.
La figura 52a muestra el registro obtenido cuatro
días después de la cementación inicial de la tube-
ría de 7" en un agujero de 8-1/2", con cemento
clase G.
El CBL-VDL de la figura 52b se corrió después de un
trabajo de cementación forzada y la figura 52c, mues-
tra el registro obtenido presurizando la tubería.
Este ejemplo ilustra claramente las diferentes condi-
ciones que mide el CBL.
Tubería mal cementada
La mayoría de la energía acústica viaja a través de la
tubería al receptor, con muy poco acoplamiento a la
formación.
CBL : DT de la tubería, la amplitud (E1) alta
Figura 50
Figura 51

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

11
lo que hace posible la determinación de la densi-
dad. 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 absor-
ber radiación electromagnética mediante el meca-
nismo de absorción fotoeléctrica. La figura 10 mues-
tra un ejemplo del registro.
Figura 9 Neutrón compensado.
Figura 10 Litodensidad compensada.
66
Estas condiciones se caracterizan por una remoción
incompleta del lodo en el espacio anular del cemento.
2. Degradación de la lechada de cemento durante la
etapa de curado.
Experimentos de laboratorio confirmados por prue-
bas de campo han demostrado que la presión dife-
rencial entre la presión de poro del cemento y la pre-
sión de formación es la causa de muchas fallas en
las cementaciones.
Medidas de laboratorio han mostrado que un cemen-
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
es la función principal de una cementación primaria.
Un programa de evaluación de la cementación de-
berá ser capaz de determinar no sólo la calidad de
la operación de cementación o la necesidad de tra-
bajos de reparación, sino analizar también las cau-
sas de fallas con el fin de mejorar el programa de
cementación de futuros pozos en el mismo campo.
Registro CBL - VDL
El registro sónico de cemento (CBL), combinado des-
pués con las formas de onda de densidad variable
(VDL), ha sido por muchos años la forma principal
de evaluar la calidad del cemento.
Principio de operación
Entre otros factores que afectan las propiedades acús-
ticas de una tubería de revestimiento cementada se
tiene la adherencia entre la tubería y el cemento. La
onda que viaja a lo largo de la tubería es atenuada
cuando la energía se pierde en el medio que rodea la
tubería, es decir, cuando la adherencia es buena.
El registro CBL, es una grabación de la amplitud del
primer arribo de energía en un receptor a 3 pies de
distancia del transmisor.
El registro de densidad variable (VDL) es opcional y
complementa la información proporcionada por el
CBL. Es un despliegue de onda completa de la señal
en el receptor a 5 pies.
Los factores que influyen en la amplitud de la señal
son:
• Calibración
• Presión y temperatura
• Envejecimiento de transductores
• Atenuación en el lodo
• El diámetro y espesor de la tubería de revestimiento
(TR)
La energía recibida a una cierta distancia de la fuen-
te por un receptor centrado en la tubería decrece al
incrementarse el diámetro de la tubería.
Cuando se tiene una buena cementación, el nivel de
la señal es pequeña. La disminución en la amplitud
de E1 parece un alargamiento del tiempo de tránsi-
to, ya que el nivel de detección es constante.
Figura 46 Medida CBL - VDL.

12
Las principales aplicaciones de la herramienta son
1. Análisis de porosidad
2. Determinación de litología
3. Calibrador
4. Identificación de presiones anormales
Espectroscopia 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 Na-
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
2. Detección de minerales pesados
3. Contenido de potasio en evaporitas
4. Correlación entre pozos
La herramienta de Rayos Gamma mide la radiactivi-
dad natural de las formaciones y es útil para detec-
tar y evaluar depósitos de minerales radiactivos ta-
les como potasio y uranio. En formaciones sedimen-
tarias 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 figu-
ra 12 muestra un ejemplo del registro.
La herramienta se corre normalmente en combina-
ción con otros servicios y reemplaza a la medida del
potencial espontáneo en pozos perforados con lodo
salado, lodo con base de aceite, o aire.
Figura 11 Espectroscopía de Rayos Gamma.
65
g) Determinación de SWE
:
= = 0.4519
(RT = RILD = 7 ohm-m a 408 mts.)
SWE
= 45.2 %
Registros
Técnica de la cementación
La cementación exitosa de las tuberías de revesti-
miento y tuberías cortas es una operación difícil que
requiere de una planeación apropiada del trabajo en
función de las condiciones del pozo y de un conoci-
miento de los mecanismos de presión involucrados
durante la colocación de la lechada de cemento. Las
causas de malos trabajos de cementación pueden
ser clasificadas en dos grandes categorías:
1. Problemas de flujo de origen mecánico.
• Tuberías mal centralizadas en pozos desviados
• Agujeros derrumbados
• Preflujo ineficiente
• Régimen de flujo incorrecto
7
:( 5
5
6 0=
7
43.1
Figura 44
Figura 45

13
Las aplicaciones principales de la herramienta son:
1. Indicador de arcillosidad
2. Correlación
3. Detección de marcas o trazadores radiactivos
Registros acústicos
El equipo sónico utiliza una señal con una frecuencia
audible para el oído humano. El sonido es una forma
de energía radiante de naturaleza puramente mecáni-
ca. Es una fuerza que se transmite desde la fuente de
sonido como un movimiento molecular del medio.
Este movimiento es vibratorio debido a que las molé-
culas conservan una posición promedio. Cada molé-
cula transfiere su energía (empuja) a la siguiente mo-
lécula antes de regresar a su posición original. Cuan-
do una molécula transfiere su energía a otra, la distan-
cia entre ellas es mínima, mientras que entre la prime-
ra y la anterior a ella, la distancia es mayor que la nor-
mal. Las áreas de distancia mínima entre moléculas
se llaman "áreas de compresión" y las de mayor dis-
tancia se llaman "áreas de rarefacción". Un impulso de
sonido aparecerá como un área de compresión se-
guida por un área de rarefacción.
En el equipo sónico los impulsos son repetitivos y el
sonido aparecerá como áreas alternadas de com-
presiones y rarefacciones llamadas ondas. Ésta es
la forma en que la energía acústica se transmite en
el medio. La figura 13 muestra las diferentes ondas
y trayectorias.
Sónico digital
La energía sónica emitida desde el transmisor
impacta la pared del pozo. Esto origina una serie de
ondas en la formación y en su superficie. El análisis
del tren de ondas complejo, proporciona la informa-Figura 12 Rayos Gamma naturales.
Figura 13 Transmisión de la energía acústica.
Onda compresional
totalmente reflejada
Onda reflejada
Onda compresional
refractada
Onda transversal
refractada
Onda transversal
refractada a 90°
Onda directa
Onda compresional
refractada a 90°
64
Usando:
Donde RT = RILD corregida por efectos ambienta-
les si se requiere.
Para llegar a la saturación de agua efectiva un paso
más se requiere:
donde VSH
= SWB
Ejemplo de cálculo de Sw usando el modelo de do-
ble agua.
En la arena arcillosa de las figuras, calcular SWE
usando el método de doble agua. Considerar los
datos siguientes:
Resistividad del lodo: 2.86 ohms a 19 °C
Resistividad del filtrado 2.435 ohms a 24 °C
Temperatura de fondo: 24 °C
a) Determinación de Rw:
Rmfe = 1.1 ohm-m a 24 °C (del gráfico SP-2, figura
37).
SSP = -67 mV ( de la figura 44 a 408.5 m.)
K = 65 + 0.24 T = 65 + 0.24 * 24 = 70.76
ohm.m a 24 °C
Rw
= 0.12 ohm-m a 24 °C (del gráfico SP-2)
b) Determinación de RWB
:
FNSH
= 50 % , FDSH
= 20 % (valores promedios
tomados en lutita 380 - 400 m.)
>> FTSH
= 35 %
RTSH
= 2 ohm.m (del registro, 380 - 400 mts.)
ohm-m a 24 °C
c) Determinación de FT
:
FN = 20 % , FD = 39 % (promedio 407 - 409
mts.)
FT = 31 %
d) Determinación de VSH
: (de 407 - 409 mts.)
= 0.0121 = 1.2 %
FE
= FT
. VSH
FTSH
= 0.31 - 0.012 (0.35) = 0.3058
FE = 31 %
En el intervalo 407 -409 m. se observa efecto de gas
(FD > FN), por lo que se debe aplicar una correc-
ción por hidrocarburos. Para simplificar, supondre-
mos que la porosidad corregida por efecto de hidro-
carburos es:
FT
= 29 %
e) Determinación de SWB
:
SWB
= VSH
= 0.012 (intervalo 407 - 409 mts.)
f) Obtención de R0
:
= ohm-m
7
:7
5
5
6 02
=
:%
:%:7
:%
6
66
6
−
−
=
1
1243.0
10
1.1
10 76.70
67
=== −
−−
.
663
PIH
:(
5
5
6+76+:% 55 ∗=
2
φ
35.0
2
2.05.0
=
+
=76+φ
245.0235.0 2
=∗=:%5
3099.0
2
22
=
+
= '1
7
φφ
φ
04109.0
37110
3740
=
−
−
=
−
−
=
FOHDQ6+
FOHDQ
*5*5
*5*5
;
2
)7.0(38.37.1 +−−= ;96+
43.1
245.0
012.0
12.0
012.01
1
29.0
1
2
=
+
−
∗
:%
6+
:)
6+7
5
9
5
9
5
+
−
∗=
1
11
20
φ
=

14
ción concerniente a la disipación de la energía de
sonido en el medio.
La herramienta Sónico Digital permite la digitación
del tren de ondas completo en el fondo, de tal ma-
nera que se elimina la distorsión del cable. La mayor
capacidad de obtención y procesamiento de datos
permite el análisis de todos los componentes de la
onda de sonido (ondas compresionales, transversa-
les y Stoneley). La figura 14 muestra un ejemplo del
registro.
1. Correlación de datos sísmicos
2. Sismogramas sintéticos
3. Determinación de porosidad primaria y secun-
daria
4. Detección de gas
5. Detección de fracturas
6. Características mecánicas de la roca
7. Estabilidad del agujero
8. Registro sónico de cemento
Otros registros
Medición continua de echados
La herramienta de medición continua de echados
mide la conductividad de la formación por medio de
electrodos montados en cuatro patines. Mediante la
respuesta obtenida en estos electrodos, es posible
determinar la inclinación del echado. Además la he-
rramienta cuenta con un cartucho mecánico que per-
mite obtener la desviación, el azimuth y el rumbo
relativo del pozo.
Otra información obtenida es el calibre del pozo.
La herramienta requiere de un medio conductivo
para la medición, sin embargo mediante el uso de
un equipo especial para lodos no conductivos, es
posible realizar el registro. La figura 15 muestra un
ejemplo del registro.
Determinación de echados estructurales
Identificación de fracturas
Geometría del pozo
Geometría de pozo
La herramienta geometría de pozo cuenta con cua-
tro brazos. Éstos miden simultáneamente dos cali-
bres de pozo independientes. También se miden el
azimuth de la herramienta, la desviación del pozo y
el rumbo relativo. La figura 16 muestra un ejemplo
del registro.
En la computadora en superficie, es posible ob-
tener la integración del volumen del pozo y el vo-
lumen necesario de cemento para cementar la
próxima TR.
Figura 14 Sonido digital.
63
Dado lo anterior, entonces FT
= FF
+ FB
y por lo
tanto:
ya que FB representa el volumen de agua ligada la
cual representa entonces la proporción de arcilla fue-
ra del volumen total. Por lo tanto, SWB es en efecto el
volumen de lutita en la formación bajo investigación.
Por definición:
FT
= FWF
+ FWB
+ FH
De la relación de Archie:
F = 1 / FT
2
y F = Ro / Rw, Rw = FT
2
Ro
Lo cual nos da:
Co = FT
2
Cw
En donde:
Cw es la conductividad de la mezcla de agua ligada
y libre.
Considerando volúmenes, tenemos:
Por lo tanto:
o en resistividad:
De manera gráfica, los resultados se verían como sigue:
Saturación de agua y porosidad efectiva:
Procedimiento para usar el modelo de doble agua
Con el fin de evaluar una formación arcillosa usan-
do el modelo de doble agua, se deben determinar
cuatro parámetros:
1. RWF
: Del SP (potencial natural), técnica Rwa, catá-
logos de resistividad de agua, o valor conocido.
2. RWB
: Calculado generalmente de la lutita circun-
dante a la zona usando la técnica de RWA
.
y
3. FT
: Porosidad total del promedio de FN
y FD
después de corregir por efecto de gas, si es necesa-
rio.
4. SWB
: Relacionada a VSH
, y para nuestro propósito
puede ser igualada a VSH
, entonces SWB
= VSH
..
Hasta este punto, hemos calculado RW
y VSH
para
nuestro ejemplo, y hemos determinado una porosi-
dad corregida por gas FT
. Todo lo que se requiere
ahora es calcular RWB
. Esto se puede hacer utilizan-
do los mismos valores de FNSH
y FDSH
determinados
previamente, junto con el valor de RSH en el mismo
punto(s) sobre el registro.
Utilizando todos estos datos se puede determinar
un valor de resistividad mojada R0
de :
7
:%
:%6
φ
φ
=
7
:%:)
:76
φ
φφ +
=
:)):%:%:7 &&& φφφ +=
:):%:%:%
7
:))
7
:%%
: &6&6
&&
& )1( −+=+=
φ
φ
φ
φ
[ ]:):%:%:%7 &6&6& )1(
2
0 −+= φ
[ ]:%:%:):%7
:%:)
5656
55
5
)1(
20
−+
=
φ
S Ó L I D O S F L U I D O S
M a t r iz S e d im e n t o A r c i ll a s e c a A g u a l i g a d a A g u a l i b r e H i d r o c a r b u r o s
M a t r iz L u ti ta P o r o s i d a d e f e c t iv a
P o r o s i d a d to t a l
7
:7 5
5
6 0=
)1( :%7H 6−= ϕφ
:HEZH 6Y φ=
6+76+:% 55 ∗=
2
φ
2
'6+16+
7
φφ
φ
+
=
2
1
7
)
φ
=
:%
6+
:)
6+7
5
9
5
9
5
+
−
∗=
1
11
20
φ

15
Las aplicaciones principales de la herramienta son
1. Geometría del agujero
2. Información direccional
3. Volumen de agujero y de cemento
Herramientas de imágenes
Inducción de imágenes
La herramienta de imágenes provee de una imagen
de la resistividad de la formación que refleja las ca-
pas, contenido de hidrocarburo y proceso de inva-
sión. La resolución vertical hasta de 1 pie muestra
las laminaciones y otras estructuras de formación
con un mínimo de efectos ambientales. La herra-
mienta puede operar en cualquier fluido del pozo,
incluyendo lodo basado en aceite.
La herramienta mide las señales R y X de ocho arre-
glos, seis de ellos son operados a dos frecuencias
simultáneamente. Estas medidas en bruto son con-
Figura 15 Medición Continua de Echados Estrati-
gráficos.
Figura 16 Herramienta de geometría del pozo.
62
de formación tiene poca salinidad, la resistividad del
agua ligada es relativamente constante.
Para arcillas con sodio, las distancia Xh es cerca de 6
angstroms y los iones Na+ se apilan en el plano de
Helmholtz, siempre que la resistividad de la salmuera
en los poros sea menor de 0.0425 ohm a 24 °C.
Esta lámina delgada de agua libre de sal (el agua de
arcilla) es importante porque las arcillas tienen un
área superficial muy grande, tanto como 91071 ha/
m3
comparada con de 1.5 a 3.0 ha/m3
para una arena
típica, y el volumen de agua de arcilla está lejos de
ser despreciable en comparación con el volumen
total de poros.
Algunas definiciones o conceptos utilizados en este
método son:
Agua ligada: Es el agua adherida a las lutitas como
se describió. Además del agua ligada, las lutitas pue-
den contener agua atrapada dentro de su estructura
y no expulsada por la compactación de la roca. Esta
agua no tiene la misma distribución de iones que el
agua ligada y tendrá una diferente conductividad.
En el caso de que la resistividad del agua ligada de-
finida aquí como RWB se derive de una zona cien
por ciento arcillosa, el valor de RWB se afectará por
esta agua atrapada. Por consiguiente, cuando RWB
se usa como la resistividad del agua ligada de la ar-
cilla contenida en yacimientos cercanos podría ser
incorrecta. En la práctica, se encuentra que esto no
es problema y generalmente la RWB derivada de las
lutitas puede ser usada en capas adyacentes.
Agua libre: Es toda el agua que no está ligada. Se
debe notar que el agua libre, aunque normalmente
está asociada con el espacio poral, no es necesaria-
mente producible. Contiene la porción de
agua que es irreducible.
Porosidad total FT: Es la fracción de un
volumen unitario de formación ocupado
por los fluidos, esto es, por agua ligada,
agua libre e hidrocarburos.
Porosidad efectiva Fe: Es la fracción de
un volumen unitario de formación ocupa-
do por agua libre e hidrocarburos. Se pue-
de derivar de la porosidad total restando
el agua ligada por unidad de volumen de
formación.
Saturación de agua total SWT: Se define
como la fracción de la porosidad total ocu-
pada por agua libre y ligada.
Saturación de agua ligada SWB: Se defi-
ne como la fracción de la porosidad total
ocupada por agua ligada.
Saturación de agua libre SWF: Se define como la frac-
ción de la porosidad total ocupada por agua libre.
Saturación de agua efectiva SWE: Se define como
la fracción de la porosidad efectiva ocupada por
agua libre.
Fórmulas aplicables al modelo de doble agua
El objetivo principal del método de doble agua es
reconstruir la resistividad de formación mojada, RO.
Consideremos una formación mojada arcillosa en
donde:
CO
= Conductividad mojada verdadera
CWB
= Conductividad del agua ligada (lutita)
CWF
= Conductividad del agua libre (agua connata)
FF
= Volumen de agua libre
FB
= Volumen de agua ligada
FT
= Porosidad total
Cristal de
arcilla
H
H
O
XH
Plano externo de
Helmholtz
Molécula de
agua
Agua de
hidratación
Ión de
sodio
Agua absorbida
Agua
Cristal de
arcilla
H
H
O
XH
Plano externo de
Helmholtz
Molécula de
agua
Agua de
hidratación
Ión de
sodio
Agua absorbida
Agua
Figura 43

16
vertidas en cinco curvas, cada una con una resolu-
ción vertical compatible y con profundidades me-
dianas de investigación que van desde 10 hasta 90
pulgadas. Estas profundidades de investigación cam-
bian muy poco en el rango entero de
conductividades de formación. Cada juego de cinco
curvas está disponible en resoluciones de 4, 2 y 1
pie. Las cuatro curvas son procesadas para obtener
un perfil de invasión y proveer de una determina-
ción exacta de Rt, junto con una descripción de la
zona de transición de invasión y el volumen de fil-
trado del lodo en cada profundidad. La figura 17
muestra un ejemplo del registro.
Aplicaciones principales:
1. Registros de Resistividad e Imágenes con resolu-
ción vertical de 1 pie en pozos uniformes o con un
contraste moderado de Rt/Rm
2. La resistividad verdadera y una descripción deta-
llada de la resistividad de invasión
3. Determinación de la saturación de hidrocarburos
e imágenes.
La figura 18 muestra un ejemplo del registro.
Sónico dipolar de imágenes
La figura 19 muestra un ejemplo del registro.
Imágenes microrresistivas de formación
La figura 20 muestra un ejemplo del registro
Herramientas de registros de las diferentes compa-
ñías
Las tablas 1 y 1a resumen las diferentes herramien-
tas de registros disponibles entre las compañías de
servicio y sus siglas que la identifican:
Otros tipos de servicios:
Características, limitaciones y condiciones de uso de
los equipos de registros.
Las herramientas de registros se diseñan para obte-
ner algunas características de la formación bajo cier-
tas condiciones de uso. Algunos datos a considerar
en una herramienta de registros son:
× Diámetro externo máximo y longitud de la herra-
mienta.
Estos datos se refieren a las dimensiones del equi-
po de registros y se obtienen del fabricante o de
la compañía de servicio. Para los registros en pozo
abierto, los diámetros más comunes son, 3-3/8",
3-5/8" y la longitud varía entre las diferentes he-
rramientas.
× Rango de presión y temperatura máxima.
La presión máxima en la herramienta estándar es de
15,000 a 20,000 (psi) libras / pulgada cuadrada y la
temperatura máxima estándar es de 350 °F (175 °C).
Hay equipos especiales para ambientes hostiles de
25,000 psi y 500 °F.
× Diámetro mínimo y máximo de pozo.
Figura 17 Inducción de Arreglo de Imágenes.
61
nos de arena. Otros modelos de arenas arcillosas se
basan en ciertas características específicas de la lutita,
como su capacidad de intercambio de cationes o área
superficial. Sin importar su concepto básico, la mayo-
ría de los modelos de interpretación de arenas arcillo-
sas emplean una técnica promediada por peso con el
propósito de evaluar las contribuciones relativas de
las fases arenosa y arcillosa al proceso total de la are-
na, véase la figura 41.
Debido a la mayor complejidad de la interpretación
en rocas arcillosas, no se incluye en esta obra.
Método de doble agua
Se han propuesto un gran núme-
ro de modelos relativos a la
resistividad y saturaciones de flui-
dos. Estos modelos están com-
puestos por una parte de arena
limpia, descrito por la ecuación de
Archie, más un término de lutita.
Generalmente, todos los modelos
se reducen a la ecuación de satu-
ración de agua de Archie cuando
la fracción de lutita es cero.
Uno de estos modelos es el deno-
minado "Método de doble agua".
Este modelo propone que una for-
maciónarcillosasecomportacomo
una formación limpia con la misma
porosidad, tortuosidad y contenido
de fluido, excepto que el agua pare-
ce ser más conductiva que lo espe-
rado de su salinidad volumétrica. El
exceso de salinidad es debido a
cationesadicionalesligadoslevementeenunacapadifu-
sa que rodea las partículas de arcilla para compensar la
deficienciadecargaseléctricasenelcristaldearcilla.Este
modelo no toma en cuenta la exclusión de sal de parte
del volumen de poros cercanos a la superficie arcillosa.
Ladistribucióndeionescercadelasuperficieescomose
muestra en la figura 42.
En otras palabras, la capa de agua ligada a la superfi-
cie de arcilla contiene más iones positivos (Na+) que
iones negativos (Cl-). Este hecho es necesario para
balancear la distribución de carga interna negativa de
las partículas de arcilla. El espesor de la capa
difusa de iones positivos (Na+), Xd, se rela-
ciona con la salinidad de la formación, sien-
do más pequeña para aguas más salinas. De
aquí que la conducción del flujo de corriente
a través de esta agua ligada es principalmen-
te por transporte de iones positivos.
En realidad, los iones positivos (Na+), son
mantenidos a alguna distancia de la super-
ficie de arcilla por el agua de hidratación al-
rededor de cada catión y el agua absorbida
por la superficie de arcilla.
Como consecuencia, el espesor de la capa
difusa no puede ser menor que Xd. Sin
embargo, Xd = Xh cuando el agua connata es sufi-
cientemente salina. En otras palabras, cuando el agua
Arena
limpia
Lutita
laminar
Lutita
estructural
Lutita
dispersa
Φ Φ Φ Φ
Cuarzo Cuarzo Cuarzo Cuarzo
Lam
Estr
Dis
Arena
limpia
Lutita
laminar
Lutita
estructural
Lutita
dispersa
Φ Φ Φ Φ
Cuarzo Cuarzo Cuarzo Cuarzo
Lam
Estr
Dis
Figura 41
Xd
Distancia desde la superficie de arcilla
x
Cl-
Na+
Concentración
iónica local
Xd
Distancia desde la superficie de arcilla
x
Cl-
Na+
Concentración
iónica local
Figura 42

17
Figura 18 Doble Laterolog azimutal de imágenes.
´
60
rias técnicas de identificación de minerales que
se pueden usar. En los ejemplos previos del uso
de cartas de Gráfica Cruzada, datos de dos medi-
ciones de registros (p.ej.: rb y FN, rb y Dt, o FN y
Dt) pueden ser usados para identificar litologías
con sólo dos miembros. Con el uso de una carta
que incluya una tercera medición (p.ej.: e.g., índi-
ce de absorción fotoeléctrica, Pe), se puede obte-
ner una identificación más aproximada y detalla-
da. En esta discusión serán consideradas dos téc-
nicas de tales gráficas "tres-minerales": Umaa
1
ver-
sus rmaa
2
, y rmaa
versus Dtmaa
.
La determinación exacta de la litología puede ser
necesaria por varias razones:
a) La porosidad puede contener valores cercanos a
pruebas de laboratorio (~5%); sí se desea obtener
valores más aproximados a partir de registros. La
dolomía y arcilla, por ejemplo, ocasionan separacio-
nes similares entre las curvas de porosidad-neutrón
y porosidad-densidad, basados en una caliza, pero
la porosidad efectiva se calcula de manera diferente
para cada caso.
b) Formaciones compactas (low porosity) a menudo
requieren acidificación o fracturamiento con ácido
para estimular la producción. La optimación de esta
operación requiere del conocimiento de la litología
de la formación.
c) La distribución litológica a través de un campo
puede revelar direcciones preferenciales para las lo-
calizaciones de futuros pozos de desarrollo. Por ejem-
plo, la dolomitización está a menudo acompañada
por un incremento de permeabilidad, así que la di-
rección en el incremento de contenido dolomítico
puede ser favorable a la dirección de una mayor ex-
ploración.
La respuesta fotoeléctrica (Pe) no es lineal con los
cambios en la composición de la formación. Por
ejemplo, dado que para la arenisca Pe es 1.81 y para
la caliza Pe es 5.08, una formación compuesta por
50% arenisca y 50% caliza no necesariamente tiene
un valor de Pe de 3.44. Pero tampoco puede ser una
mezcla de dolomía (3.14) y arenisca suponiendo so-
lamente la matriz de la roca.
VII. INTERPRETACIÓN EN FORMACIONES ARCI-
LLOSAS
Introducción
No todas las rocas son aislantes perfectos al estar se-
cas. Muchos minerales, como la galena y la calcopirita,
tienen conductividades altas y conducen la corriente
eléctrica al encontrarse completamente secas. Obvia-
mente, las ecuaciones de resistividad y de saturación
de agua, que suponen que el líquido de saturación es
el único medio eléctricamente conductivo, no se apli-
can cuando la matriz de roca también es conductiva.
Por fortuna, en la mayoría de los lugares con petróleo,
es raro encontrar una cantidad significativa de mate-
rial conductivo en una roca de yacimiento potencial.
Sin embargo, cuando la roca contenga mineral
conductivo, la interpretación del registro debe tomar
en cuenta dicha conductividad.
Las arcillas y lutitas no son raras, y contribuyen a la
conductividad de la formación. La lutita muestra
conductividad debido al electrolito que contiene y a
un proceso de intercambio de iones por medio del
cual éstos se mueven bajo la influencia de un cam-
po eléctrico aplicado entre lugares de intercambio
en la superficie de las partículas de arcilla. El efecto
de la arcillosidad en la conductividad de la arena ar-
cillosa es con frecuencia muy desproporcionado en
relación a la cantidad de lutita. El efecto real depen-
de de la cantidad, tipo y distribución relativa de las
lutitas y de la naturaleza y cantidades relativas de
aguas de formación.
La evaluación de las formaciones arcillosas, por lo
general, es hasta cierto punto compleja. La lutita mo-
difica todas las mediciones del registro, y se requie-
ren correcciones debido al contenido de lutita. A tra-
vés de los años, los investigadores han propuesto
varios modelos de interpretación para el caso de are-
nas arcillosas. En ciertos casos el modelo se basa en
la lutita presente en una geometría específica dentro
de una arena arcillosa; por ejemplo, la lutita puede
estar presente en forma de láminas delgadas entre las
capas de la arena limpia, o como granos o nódulos en
la estructura de la matriz de arena; o puede encontrar-
se dispersa, a través del sistema poroso, en forma de
acumulaciones que se adhieren o recubren los gra-
1
Umaa
= sección transversal volumétrica aparente de la matriz
2
rmaa
= densidad granular aparente de la matriz

18
Figura 19 Sónico dipolar de imágenes.
´
59
dad neutrón lee valores negativos (común en yaci-
mientos de dolomía anhidrítica), algunos analistas
prefieren usar un simple promedio de valores de
densidad y neutrón como se ilustra abajo.
Yacimientos de mineralogía compleja
La mayoría de las formaciones almacenadoras de acei-
te y gas están compuestas de rocas sedimentarias, a
diferencia de las rocas ígneas y metamórficas. Las ro-
cas sedimentarias, como su nombre lo indica, están
compuestas de diferentes tipos de sedimentos que
han sido depositados en algún punto de acumulación,
posiblemente la base de algún océano antiguo o un
canal fluvial. Después de algún periodo geológico,
muchas de tales capas de sedimentos pueden acu-
mularse. Las fuerzas tectónicas impuestas sobre las
capas subyacentes resulta en la compactación y
cementación de los sedimentos consolidados hasta
formarse las rocas sedimentarias.
Por volumen, se estima que las rocas sedimentarias
constituyen sólo el 5% de la litósfera conocida (los
16 kilómetros de espesor de la corteza exterior de la
tierra), mientras que las rocas ígneas y metamórficas
constituyen el 95%. Sin embargo, las rocas
sedimentarias cubren el 75% del área total de tierra
sobre los continentes, con las rocas ígneas y
metamórficas cubriendo el resto. Es evidente, ade-
más, que forman solamente una porción muy del-
gada sobre la superficie terrestre.
Para propósitos de esta discusión, las rocas
sedimentarias pueden ser subdivididas en dos cate-
gorías primarias: clásticos y carbonatos. Esas cate-
gorías comprenden los tres tipos de roca de los ya-
cimientos productores más comunes: areniscas, ca-
lizas y dolomías. La composición, lugar de origen, y
tamaño de grano de los sedimentos individuales de
una roca están entre los factores que determinan la
identidad de la roca.
Rocas sedimentarias
Rocas clásticas sedimentarias
Los sedimentos clásticos son producidos por
intemperismo y afallamiento de rocas pre-existentes.
Esas partículas, habiendo sido derivadas desde algún
otro punto de acumulación, son transportadas, reagru-
padas, y modificadas por movimiento de fluidos tales
como agua o aire. Su depósito normalmente es en
capas horizontales sucesivas. Las formaciones
sedimentarias clásticas son areniscas y arcillas. Ade-
más de ser diferentes en composición, esos dos tipos
de roca también difieren dramáticamente en tamaño
de grano. Esta combinación de similitudes (origen) y
diferencias (tamaño de grano) produce formaciones
que contienen combinaciones de arenisca y arcilla. La
arcillosidad afecta tanto la característica de la forma-
ción como la respuesta de los registros.
Las areniscas se componen principalmente de cuarzo,
feldespatoymica.Enmuchasformasdearenisca,elcuar-
zo constituye el 90% de la fracción detrítica de la roca.
Por esta razón, muchas gráficas se refieren a las forma-
ciones de arenisca simplemente como "cuarzo".
Rocas sedimentarias carbonatadas
Las formaciones de carbonatos son generalmente ma-
rinas en origen y compuestas principalmente de gra-
nos de esqueleto y /o precipitados marinos. Esos cons-
tituyentes son producidos dentro de la región de acu-
mulación y no son formados por detritos intem-
perizados o afallamiento de rocas pre-existentes. Las
formaciones carbonatadas productoras típicamente
incluyen calizas y dolomías. La principal diferencia en-
tre esos dos tipos de roca es el mecanismo de origen.
En términos de composición, el término "caliza" es usa-
do para aquellas rocas cuya fracción de carbonato
(predominantemente calcita: CaCO3
) supera la fracción
no carbonatada. El término "dolomía" implica que la
fracción principal de carbonatos está compuesta pri-
mordialmente de carbonato de calcio-magnesio (Ca-
Mg(CO3)2). Debido a que la fracción carbonato en si
misma puede diferir dramáticamente, y el porcentaje
de material no carbonatado puede acercarse al 50%,
algunos términos aplicados a tales formaciones ge-
neralmente podrían ser confusos (p ej.: caliza
dolomítica, dolomita calcárea, etcétera).
Gráfica de identificación de minerales (MID Plots)
Cuando se sospecha de litología compleja y la
exactitud es de la mayor importancia, existen va-
2
ND
XPLOT
Φ+Φ
=Φ
&OiVWLFDV &DUERQDWRV
Areniscas/Domos salinos Calizas
Arcillas Dolomías

19
Figura 20 Imágenes microrresistivas de formación.
´
58
Cálculo de la saturación de agua
La saturación de agua puede ahora calcularse para
aquellas zonas que aparecen como almacenadoras
de hidrocarburos. Recuerde que este valor no es un
reflejo de la relación de agua a hidrocarburos pro-
ducidos del yacimiento. Es simplemente la propor-
ción relativa de agua a hidrocarburos en la porosi-
dad de la formación. No existen guías seguras para
determinar que constituyen valores "buenos" y "ma-
los" de saturación de agua. Este juicio requiere de
experiencia y conocimiento local.
Gráfica cruzada de porosidad y litología (CP)
Dos de los usos más importantes de los datos de
registros son los de proporcionar información de
porosidad y litología para propósitos de cálculo de
la saturación de agua (Sw
). La porosidad es vital en
eso, ya que es un parámetro de entrada en la ecua-
ción de Archie. El conocimiento de la litología es útil
ya que proporciona al analista la información nece-
saria para hacer una determinación a partir de la cual
utilizara valores del factor tortuosidad (a) y exponente
de cementación (m).
Existen una variedad de métodos - visuales, ma-
temáticos y gráficos - usados para determinar la
porosidad de la formación . Las mediciones de
porosidad tomadas a partir de registros son rara-
mente adecuadas para el uso en el cálculo de la
saturación de agua. Una vez que la porosidad neu-
trón es corregida por efectos ambientales, el
analista usualmente enfrenta a dos valores de
porosidad porosidad-neutrón y porosidad-den-
sidad. Sin embargo, los cálculos de saturación de
agua con Archie requieren solamente un valor de
entrada para porosidad.
Porosidad dos tercios (two-thirds porosity)
Un método para estimar visualmente un valor de
porosidad para usarse en la ecuación de Archie
es conocido como Porosidad Dos Tercios ("two-
thirds"). Este método involucra la estimación leí-
da a dos tercios de la distancia entre la lectura de
porosidad más baja y la lectura de porosidad más
alta, así este valor se toma para ser usado en la
ecuación de Archie. Este método puede usarse
independientemente del tipo de matriz conside-
rado (p. ej.: caliza, arenisca, dolomía) para calcu-
lar la porosidad.
Independientemente de la selección del tipo de ma-
triz, Porosidad Dos Tercios puede suponerse que re-
fleja la porosidad aproximada de una formación de
cualquier litología. La razón de tomar dos tercios de
la distancia entre las lecturas de porosidad, más que
por conseguir un simple promedio, es la de aproxi-
mar más el valor que podría ser calculado por la ecua-
ción de porosidad de la gráfica cruzada (discutida
más adelante). Algunos analistas prefieren tomar un
simple promedio de las dos mediciones.
Una limitación importante en la estimación de la po-
rosidad dos-tercios es la presencia de gas. Debido a
que el gas afecta la porosidad neutrón más que a la
porosidad densidad, cualquier rutina que promedie
podría contener un error. Afortunadamente, en pre-
sencia de gas, la porosidad densidad y neutrón se
compensan parcialmente una a la otra. Esta limita-
ción debe mantenerse en mente cuando se aplica el
método. Además, esta aproximación debe hacerse
con precaución donde está presente la anhidrita.
Debido a la alta densidad de la anhidrita (rb = 2.98g/
cc), la porosidad densidad a menudo leerá demasia-
do bajo (en algunos casos, negativo). Promediando
los métodos, además, resultará en un valor de poro-
sidad de la formación que es bastante bajo.
Otro método para obtener un valor simple para po-
rosidad a partir de datos de porosidad Densidad y
porosidad neutrón es con el uso de la ecuación de la
porosidad de gráfica cruzada (cross-plot porosity).
Del valor obtenido de esta ecuación, puede
suponerse que representa la porosidad real de la
formación, independientemente de cuál valor se uti-
lizó para la matriz con los registros. Estos prome-
dios dan como resultado valores similares a los ob-
tenidos, estimando visualmente los dos tercios de
la porosidad de la formación.
Nuevamente, una limitación importante en el uso de
este método es la presencia de gas y anhidrita. Esas
circunstancias crearán una situación en la cual los
valores de la porosidad obtenida a partir de la gráfi-
ca-cruzada no es una aproximación exacta de la po-
rosidad de la formación. En casos donde la porosi-
2
2
N
2
D
XPLOT
Φ+Φ
=Φ

20
7,32 '( 23(5$&,21 6FKOXPEHUJHU :HVWHUQ $WODV +DOOLEXUWRQ 3(3
5(*,67526 (1 $*8-(52 '(6&8%,(572
5HJLVWURV 5HVLVWLYRV
Inducción Esférico ,6) ,(/ ,6)
Doble Inducción ',/ ',)/ ',/ ',/
Doble Inducción Fasorial ',7 '3,/ +5, ',7(
Doble Laterolog '// '// '// '//
Inducción de arreglo de imágenes $,7 +',/
Doble Laterolog Azimutal $5, +'//
Microesférico Enfocado 06)/ 06)/ 06)/ 06)/
5HJLVWURV 5DGLDFWLYRV
Rayos gamma Naturales *5
*5
1*57 *5
Neutrón Compensado 17
1
'617 1/
Registro de neutrón por aceleración nuclear $36
Litodensidad compensada /'7
='/
6'/7 /'7
Espectroscopía de Rayos gamma 1*7 6/
61* 1*7
5HJLVWURV 6yQLFRV
Sónico Digital 6'7 '$/ ):6 6'7
Sónico de espaciamiento largo /66 '$/ ):6 /66
Sónico Dipolar de Imágenes '6, 0$
;$7
Imágenes ultrasónicas de agujero 8%, %,/ $67'
5HJLVWURV GH (FKDGRV 'LUHFFOHV
Echados Estratigráficos 6+'7 ',3/2* 6('
Geometría de Pozo %*7 $/ )$7 %*7
Microimágenes resistivas de formación )0, 67$5 (0,
Giroscópico contínuo *7 *7
*52
5(*,67526 (1 $*8-(52 (178%$'2
Sónico de Cementación %/ 6%7 %/):6 %/
Evaluación del Cemento (7 6%7
Imágenes Ultrasónicas 86,7 %,/ $679
Saturación de Yacimientos 567 06,2 36*7
Registro de Flujo de agua :)/ +'52/2* :)/
Tiempo de Decaimiento Termal 7'7 3'. 70' 7'7.
Registros de Imágenes de la tecnología Maxis 500.

Es posible correrse en pozos entubados con herramientas modificadas; información no confiable
Tabla 1
´
.
57
Identificar los indicadores de permeabilidad
Lea los indicadores apropiados de permeabilidad con
el registro. Este puede incluir el SP, microlog, Caliper
y aun perfiles de resistividad en la zona de invasión.
Marcar sobre el registro todas las zonas que exhi-
ben permeabilidad potencial, independientemente
de que existan almacenados hidrocarburos o agua.
Éste debe ser siempre el primer paso de un análisis
rápido, particularmente con conjuntos de herra-
mientas de inducción de alta resolución.
Determinación de la resistividad del agua de for-
mación (R )
Si se cuenta con estos datos la fuente está definida.
Si no, entonces puede ser necesario calcular Rw a
partir de registros. Localice una zona relativamente
limpia con suficiente porosidad conteniendo agua y
determine Rw usando el método inverso de Archie
y / o métodos SP. Si se localiza más de una zona con
agua, entonces se debe calcular Rw para todas las
zonas. Tabule los resultados y seleccione el menor
valor de Rw para futuros cálculos. No olvide que los
menores valores de Rw (dentro de lo razonable) pro-
ducirán valores más optimistas de saturación de agua
(Sw).
Determinación de la porosidad y resistividad de
zonas
Una vez que que se ha localizado la zona
permeable, las curvas de porosidad y resistividad
deben checarse para ver si la relación entre ellas
indica la posible presencia de hidrocarburos. Esas
curvas deben ser consideradas juntas, y no una
con respecto a la otra. Recuerde que es entera-
mente posible para una zona que exhiba un au-
mento en resistividad debido a una disminución
en porosidad. Además, sin considerar todos los
datos, es posible identificar erróneamente una
zona compacta como potencialmente productiva.
La mayoría de los registros de porosidad presentarán
dos curvas de porosidad -porosidad densidad (FD) y
porosidad neutrón (FN) -Ambas curvas reflejan la
porosidad de la formación, pero las diferencias en sus
valores dependen de las diferentes formas en la cual
se hacen sus respectivas mediciones.
La ecuación de Archie proporciona sólo un valor de
porosidad. Es necesario calcular la porosidad con
gráfica cruzada antes de calcular la saturación de
agua. La porosidad con gráfica cruzada se sopesa
en promedio de los dos valores, y con la siguiente
ecuación se calcula la porosidad promedio.
Una determinación rápida de porosidad de gráfica
cruzada se obtiene estimando la porosidad dos ter-
cios. Esto se hace visualmente estimando la dis-
tancia a dos tercios entre la curva de porosidad mí-
nima y la curva de porosidad máxima. Para propósi-
tos de revisión rápida, el uso de estimar visualmente
la porosidad estimada es suficiente para hacer cál-
culos de saturación de agua.
Determinación de la litología de la formación
La información de la litología puede ser determi-
nada de diferentes maneras. La más básica es exa-
minar la respuesta de varias curvas. Para propó-
sitos rápidos, las curvas más útiles para determi-
nación de litología son rayos gamma, Pe,
resistividad, y una combinación de porosidad neu-
trón y porosidad densidad. Una vez determinada
la litología de la zona, los parámetros necesarios
(a y m) pueden ser seleccionados para cálculos
de saturación de agua.
Determinación de limpieza de la formación
Una preocupación adicional es la limpieza de la
formación la cual se refiere a la cantidad de arci-
lla presente. Todos los tipos de formación -are-
nisca, caliza y dolomía -pueden contener minera-
les de arcilla (lutita). La presencia de esos mine-
rales arcillosos afecta las respuestas de ciertas he-
rramientas -dígase, herramientas de resistividad
y porosidad -y pueden resultar en una formación
productora mirada como almacenadora de agua.
El grado de arcillosidad de una formación se juz-
ga a partir de la respuesta de rayos gamma. En
general, la respuesta más baja de rayos gamma
de una zona porosa, corresponde con una menor
cantidad de arcilla (formación limpia). Este jui-
cio requiere de alguna experiencia y conocimien-
to en el área, y se detallará ampliamente en la sec-
ción de análisis de arenas arcillosas.
2
2
N
2
D
XPLOT
Φ+Φ
=Φ
w

21
7,32 '( 23(5$,21 6FKOXPEHUJHU :HVWHUQ $WODV +DOOLEXUWRQ 3(3
08(675(2 '( )250$,21
Multiprobador de Formaciones 5)70'7 )075, 6)7
Nucleador de Pared 67067 6:525 6:
Registros bajados con tubería 7/ 3/ 73
(9$/8$,21 '( /$ 352'8,21
Presión de Alta Resolución +065* +3 652236 *5076
Temperatura de Alta Resolución 3763/7 7(03 7(03 *5076
Molinete Hidráulico )%6)6 6315 63,1(5 )%6
Gradiomanómetro 376*063/7 )'(1 *5$',2 *06
Ruidos 12,6( 621$1 %$76
23(5$,21(6 (63(,$/(6
Detección de Punto Libre )3,7 )3 )3, )3,7
Desconexión de Tubería %2 %2 %2 66'7
Tapón de Cemento 7%7 3/8*
Tapón Mecánico 03%7
Colocación de Empaques 336 3$.(5 7%3 (%(03
Canasta Calibradora -% -%*5 -% %
Cortador Químico de Tubería + 4 4
Cortador de colisión de Tubería 67 67 67 67
Cortador Térmico de Tubería 7* - 7 7
Disparos para circulación Puncher 381 381 381 381
Desintegrador de Barrenas '% 67 -6
Pescante Electromagnético (57 (/0
Lavadora Hidráulica de Tubería +7 27 +7
Martillo Hidráulico -$5
Cincel Sacamuestras 6$03/(
Determinación de Profundidad '' ''(5 '' %
(67$'2 '( /$ 78%(5,$
Coples / / / /
Multicalibrador de la Tubería 0) 0) 0$
Inspección Acústica de la Tubería 86,7 %,/ $679
Detecció de Corrosión de la Tubería 7*6 9570$* ,7
* Equipo de Producción de PCT.
Tabla 1a
56
Determinación de Rw
con el método inverso de
Archie
Debido a que la litología de la formación de interés
es una arenisca y la porosidad de la zona a 2790m
es mayor de 16%, los valores del factor de
tortuosidad (a) de Humble y el exponente de
cementación (m) pueden ser supuestos.
a = 0.62, m = 2.15
Métodos rápidos en el análisis de registros
Antes de calcular la saturación de agua para
cualquier zona, es necesario leer un registro
y localizar las zonas favorables que garanti-
cen mayor investigación. Esto sucede no sólo
para zonas con hidrocarburos, sino también
para aquellas que contienen agua. Esto a me-
nudo se refiere comoescaneo de un regis-
tro. Hay ciertas respuestas para observar, y
esas respuestas pueden indicar dónde una
zona es almacenadora de hidrocarburos o
agua.
El análisis Rápido de registros emplea
escaneo para localizar las zonas potenciales
de interés, y también usa los conceptos y pro-
cedimientos básicos considerados a lo largo
de este texto. El objetivo de desarrollar un
análisis rápido es producir rápidamente va-
lores de saturación de agua para zonas que
parecen interesantes en un registro. Es im-
portante recordar que en el análisis rápido
no se aplican las correcciones ambientales.
Así, los valores de saturación de agua obte-
nidos durante un análisis rápido pueden no
ser tan aproximados como aquéllos determi-
nados a profundidad y con análisis e inter-
pretación detallada de registros.
Cuando se realiza un análisis rápido -que
debe ser el primer paso de cualquier investi-
gación detallada -han de plantearse seis preguntas
para considerar dónde hay una zona potencialmen-
te productiva.
1. ¿Qué valor será usado para Rw
?
2. ¿Cuáles son las litologías de las zonas de interés?
3. ¿Están limpias las zonas que contienen hidrocar-
buros (libre de arcilla)?
4. ¿Hay suficiente porosidad en la zona?
5. ¿Es la resistividad satisfactoria en las zonas?
6. ¿Son las zonas permeables?
La metodología por la cual un individuo realiza un aná-
lisis rápido puede variar. Aún así, cada individuo debe
dirigirse hacia la solución de las seis preguntas indica-
das arriba. Debe haber un orden y consistencia frente
al método. Una sugerencia a la aproximación rápida
se muestra en los siguientes párrafos.
Figura 40 Registro ejemplo de resistividad y porosidad.
m4.1R;26.0 t −Ω==Φ
( ) 2790matRm125.0
62.0
0773.0
62.0
4.126.0
R wa
15.2
wa =−Ω==
×
=

22
El diámetro mínimo del pozo es aquél en el que se
puede introducir de manera segura la herramienta.
Bajo ninguna circunstancia se deberá usar la herra-
mienta en un pozo con un diámetro menor. Normal-
mente, una herramienta estándar de 3-3/8 puede
usarse en pozos con un diámetro mínimo de 5. En
caso de que se tenga un agujero menor, existen he-
rramientas esbeltas de 2-3/4, para ambientes hosti-
les.
El diámetro máximo está determinado por la capaci-
dad de la herramienta para emitir una señal hacia la
formación y recibir una respuesta de la misma que
pueda ser confiablemente detectada por los sensores
del equipo. En el caso de las herramientas de patín,
el diámetro máximo se relaciona con la apertura
máxima del brazo que porta el patín. Usar una he-
rramienta en un diámetro mayor, nos puede ocasio-
nar información poco confiable o muy afectada por
el agujero. Los valores comunes de diámetro máxi-
mo oscilan entre 14 a 22 y dependen de cada he-
rramienta.
× Fluido en el pozo
El fluido en el pozo puede permitir o impedir el fun-
cionamiento de una herramienta. Algunos equipos
pueden usarse en pozos vacíos (sin lodo de perfora-
ción) y otros requieren de la presencia de fluido en
el agujero. La conductividad eléctrica del lodo pue-
de también limitar el funcionamiento de una herra-
mienta. Por ejemplo las herramientas que emiten una
corriente eléctrica para forzar una respuesta de la
formación, requieren de un medio conductivo entre
la herramienta y la pared del pozo. Por esto no pue-
den ser usadas en lodos no conductivos como es el
caso de los lodos a base de aceite.
× Profundidad de investigación y resolución vertical
La herramienta de registros sólo puede ver una por-
ción de la formación. Esta porción está definida por
dos características:
Profundidad de Investigación: Esta característica nos
indica qué tan profundamente lee una herramienta
en particular y varía con las características de la for-
mación y el medio ambiente. Como ejemplo, un equi-
po de Doble Laterolog tiene una profundidad de in-
vestigación de cerca de 2.5 metros, mientras que
uno de Neutrón Compensado es de aproximadamen-
te 30 cms.
La resolución vertical indica la capacidad de una he-
rramienta de ver capas delgadas y se puede definir
como el mínimo espesor de capa para el cual el
sensor mide, posiblemente en una porción limitada
de la capa, un parámetro relacionado con el valor
real de la formación. La resolución vertical depende
de la separación entre transmisor /fuente y receptor
/detector. Como ejemplo, un equipo de Doble
Laterolog tiene una resolución vertical de cerca de
0.6 metros mientras que en uno de Neutrón Com-
pensado es de aproximadamente 0.3 metros.
Como ejemplo, en la tabla 2 se detallan las caracte-
rísticas y limitaciones de dos herramientas de regis-
tros:
Comentarios:
De acuerdo a la tabla dos, esta herramienta se pue-
de usar en diámetros de pozo que van desde 4-1/2
hasta 22. Su diámetro máximo es de 3-5/8 con un
peso de 201.9 kgs. y una longitud de 9.6 metros.
Esta herramienta mide la conductividad de la forma-
ción y su resolución vertical es de alrededor de 246
cms (profunda), la profundidad de investigación es
de cerca de 158 cms.
Herramienta Halliburton
Herramienta de Inducción de Alta Resolución. En la
figura 21 se muestran las características y dimensio-
nes.
III. PROGRAMA DE REGISTROS
Selección de los registros apropiados
La selección de las combinaciones de registros de-
penderá de una variedad de factores, que incluyen el
sistema de lodo, tipo de formación, conocimiento pre-
vio del yacimiento, tamaño de agujero y desviación,
tiempo y costo del equipo de perforación, disponibili-
dad de equipo, y el tipo de información deseada. Los
tipos de registros corridos también son dependientes
del tipo de pozo. Los pozos típicamente exploratorios
requieren un programa comprensivo de registros, en
cambio los pozos de relleno y desarrollo pueden re-
querir solamente servicios básicos.
Algunos registros adicionales pueden solicitarse don-
de los geólogos, ingenieros de yacimientos, inge-
55
menor deflexión SP que la zona a 8700, no significa
que tenga menos permeabilidad que la zona mas
profunda de las dos formaciones. Mientras la pre-
sencia de una deflexión negativa de SP puede ser
un indicador de permeabilidad en una zona particu-
lar, la ausencia de deflexión no es indicador de au-
sencia de permeabilidad.
Si la permeabilidad no es evidente en un registro, la
evaluación de las curvas de porosidad y resistividad
pueden aun resultar en cálculos de baja saturación
de agua. Dependiendo de la geología y el tipo de
herramienta utilizada para indicar la permeabilidad,
pueden ser necesarios el fracturamiento hidráulico
u otro método de tratamiento para producir los hi-
drocarburos.
La localización de zonas permeables usando la res-
puesta SP es un primer paso importante en cual-
quier programa de análisis rápido.
Notas adicionales acerca de la resistividad
del agua de formación.
Es a menudo difícil determinar un valor
aproximado de la resistividad del agua de for-
mación (Rw
) a partir de registros y general-
mente no es directa como se presentó en los
ejemplos. Una zona que supone estar 100%
saturada de agua puede, en realidad, no
estarlo. La presencia de hidrocarburos pue-
de eliminar cualquier deflexión de SP, resul-
tando en cálculos erróneos. Además, en una
formación lutítica arcillosa, los minerales de
arcilla pueden atrapar agua de formación re-
sultando en resistividades anormalmente
baja. Tal vez la situación más peligrosa es
suponer que una zona sea mojada cuando
realmente contiene hidrocarburos. Esta mala
interpretación resultará en errores compues-
tos en el proceso de análisis de registros.
Cuando sea posible, es mejor calcular la
resistividad del agua de formación (Rw
) usan-
do una variedad de métodos a diferentes pro-
fundidades. Los resultados pueden enton-
ces ordenarse y compararse para revelar el
mejor pico para el yacimiento. En un esfuer-
zo por ser optimistas en el cálculo de la satu-
ración de agua (Sw
), es generalmente benéfi-
co para obtener el menor valor (dentro de lo
razonable) para la resistividad del agua de for-
mación (Rw
). El promedio mundialmente uti-
lizado para la resistividad del agua de formación son
corrección por temperatura es 0.05 W-m.
Ejemplo adicional de cálculo de Rw
El registro para este ejemplo de cálculo se ilustra en
la Figura 40. El objetivo es determinar un valor apro-
piado para Rw a partir del registro. Podría suponerse
que cualquier zona de interés es arenisca.
Definición de la zona de interés
La única deflexión SP ventajosa ocurre de 2775m a
2830m. Dentro de esos límites hay dos zonas defini-
das de interés. La zona superior (2790m) tiene baja
resistividad y alta porosidad, y es una selección ideal
para cálculos de Rw
suponiendo 100% de saturación
de agua. La zona inferior (2815m) tiene alta resistividad
y alta porosidad. Esto la hace un candidato deseable
para almacenamiento de hidrocarburos.
Figura 39 Ejemplo de registro ilustrando el indicador de per-
meabilidad (curva SP) en la pista 1.

23
nieros de terminación y geofísicos desean informa-
ción adicional para la evaluación y terminación del
pozo. El uso de computadoras en la evaluación de
las formaciones y la habilidad de registrar datos en
una variedad de formatos (por ejemplo: LIS, LAS,
ASCII) ha propiciado un incremento sustancial en la
utilización de datos almacenados compatibles con
los programas de registros.
Pozos exploratorios
Con los pozos exploratorios, se tiene muy poca infor-
mación del yacimiento. Esa situación demanda típi-
camente un programa bien estructurado de registros
para ganar información acerca de la estructura
subsuperficial, la porosidad del yacimiento, y la satu-
ración de fluidos. En muchos casos un registro sónico
podría ser necesario para correlacionar con seccio-
nes sísmicas. Pruebas de formación y núcleos de pa-
red podrían también necesitarse para tener un mejor
entendimiento del interior de la formación. Toda esa
información no es sólo útil para simplificar la aproxi-
mación a una exploración más profunda, sino tam-
bién para desarrollar los programas de perforación y
registros de pozos de desarrollo.
Juego típico de registros para rocas medias a sua-
ves, pozos exploratorios con lodo dulce
1. Arreglo de inducción de alta resolución o doble
inducción / esférico
2. Densidad compensada / neutrón compensado /
rayos Gamma espectral
3. Sónico de onda completa
4. Imágenes de resonancia magnética
5. Echados de alta resolución, micro imágenes eléc-
tricas de Formación o rastreador acústico
circunferencial para visualización
6. Probador de formaciones
7. Cortador de núcleos de pared
Juego típico de registros para rocas duras, pozos
exploratorios con lodo salado
1. Doble Laterolog / micro-esférico enfocado
2. Densidad compensada / neutrón compensado /
rayos gamma espectral
3. Sónico de onda completa
4. Imágen de resonancia magnética (para condicio-
nes óptimas de agujero)
5. Echados de alta resolución, micro imágenes eléc-
',0(16,21(6 $5$7(5Ë67,$6
RQGLFLRQHV GH SR]R 'LPHQVLRQHV GH OD KHUUDPLHQWD
7HPS Pi[ 3UHVLyQ Pi[ 'LiPHWUR DJXMHUR 'LiPHWUR Pi[ 3HVR /RQJLWXG
PtQLPR Pi[LPR
ƒ SVL SOJ SOJ SOJ NJV P
0(','$6
3URIXQGD 0HGLD 6RPHUD
3ULQFLSLR ,QGXFFLzQ ,QGXFFLzQ (QIRTXH HVIqULFR
5DQJR RKPP
5HVROXFLyQ YHUWLFDO FPV FPV FPV
3URIXQGLGDG GH LQYHVWLJDFLyQ FPV FPV FPV
([DFWLWXG z P6P z P6P z P6P
XUYDV SULPDULDV ,/' ,/0 6)/
XUYDV VHFXQGDULDV 63
Herramienta Schlumberger
Tabla 2
54
c) Obtener Rmfe. En este caso, Rmf 0.1 ohm-m,
por lo que:
Rmfe = 0.85 * Rmf' = 0.245
3. Calcular K:
K = 65 + 0.24 T , T en °C
K = 65 + 0.24*75 = 83
4. Calcular Rwe
:
= = 0.033 ohm -m
5. De la figura No. 37, obtener Rw:
a) Con los valores de Rwe = 0.033 W-m y la tempe-
ratura de formación, 75 °F, entrar en el gráfico SP-2,
donde se obtiene, Rw = 0.039 W-m
Cálculos de Sw
Se evaluarán zonas potenciales de hidrocarburos
usando el valor de Rw
que fue establecido previa-
mente. Las formaciones con contenido de hidrocar-
buros son típicamente caracterizadas por altos valo-
res de resistividad y porosidad y nuevamente por el
comportamiento no conductivo del aceite y el gas.
Existen dos zonas ilustradas en la Figura 38 que ajus-
ta esos criterios --8515 y 8610. La zona a 8610 tiene
muy baja porosidad. Su alta resistividad resulta del
hecho que hay poca agua disponible en los poros
para conducir la corriente. La zona a 8515 tiene bue-
na porosidad (~28%), y garantiza mayor investiga-
ción.
Cuando tomamos valores medidos de un registro
para usarlos en la ecuación de Archie, se desea se-
leccionar una profundidad simple más que un pro-
medio de valores a lo largo de una zona. En el curso
de una interpretación real habrá muchas formacio-
nes atractivas. En cualquier formación simple, un
analista puede seleccionar varias profundidades a
las cuales calcular la saturación de agua (Sw
). Ya que
las zonas en el registro del ejemplo están bien defi-
nidas, sólo dos cálculos se requieren, uno por zona.
a 8515
= 0.3113 o 31.1% de saturación de agua
a 8610
= 0.7473 o 74.7% de saturación de agua
Indicadores de permeabilidad
Buscando en un registro zonas con alta porosidad y
alta resistividad nos puede conducir a un número
de formaciones atractivas. Sin embargo, la presen-
cia de alta porosidad y alta permeabilidad no nece-
sariamente significa que una formación que contie-
ne hidrocarburos producirá realmente esos hidro-
carburos (especialmente sin estimulación o
fracturamiento hidráulico). Sin datos de un Proba-
dor de Formaciones o un Registro de Imágenes de
Resonancia Magnética, se carece de estimaciones
de permeabilidad. La permeabilidad se refiere a la
habilidad de una formación para permitir el movi-
miento de los fluidos que contiene a través de la red
de poros existente y es un requerimiento fundamen-
tal de un yacimiento productor.
Además de proporcionar una estimación cualitativa
de la permeabilidad, el potencial espontáneo puede
también usarse para determinar un valor de la
resistividad del agua de formación (Rw
).
Un indicador de permeabilidad (en este caso la res-
puesta de SP) para el registro presentado en la figu-
ra 38 puede aparecer como la curva mostrada en la
pista 1 de las figura 39. El SP a menudo responderá
en tal forma que refleje la misma tendencia que la
porosidad; sin embargo, éste no es siempre el caso.
Deflexiones negativas de la curva SP se usan como
indicadores cualitativos de permeabilidad. Las zo-
nas permeables en este registro de ejemplo (figura
39) están indicadas en 8500 a 8535, 8595 a 8610, y
8680 a 8720. La zona responsable de la deflexión SP
más amplia (8700) no es necesariamente la zona más
permeable. Igualmente, el que la zona a 8500 exhiba
.
663
PIH
ZH
5
5
−
=
10 83
72
10
245.0
−
m0.5R;28.0 t −Ω==Φ
( )
2
2w
0.5
038.0
28.0
0.1
S ×=
m4.8R;09.0 t −Ω==Φ
( )
2
2w
4.8
038.0
09.0
0.1
S ×=

24
Figura 21 Inducción de Alta Resolución.
´ ´
´
´
´
´
´
´
´
´
´
´ ´
´
´ ´ Torsión
Rango
Rango
´
Herramienta Inducción de Alta Resolución
53
resultado de una zona mojada más limpia. También
puede ser el resultado de agua a 8710 teniendo una
salinidad completamente diferente que el agua a
8535. Más que deseado, el mayor valor (a 8535) re-
sulta del hecho que la zona mojada probablemente
contiene hidrocarburos residuales de la zona
superyacente. La decisión de cuál valor de Rwa usar
en el cálculo de la saturación de agua debe basarse
en la experiencia, el sentido común y las deduccio-
nes lógicas. Todas las condiciones discutidas antes
deben ser consideradas.
En cualquier caso donde Rw
se calcula en diferentes
zonas o por diferentes métodos, el valor calculado
más bajo de Rw
(dentro de lo razonable) debe usarse
a fin de obtener valores calculados más optimistas
(bajos) de saturación de agua. Ésta es una suposi-
ción crítica.
Para propósitos de este ejemplo, será usado el valor
más bajo de resistividad de agua a 8710 (Rw = 0.038
W-m). Ya que es el más bajo de los dos, este valor
producirá valores más optimistas de saturación de
agua.
Una vez que se ha establecido un valor razonable
para Rw en una zona, debe ser corregido por tem-
peratura a la profundidad que le corresponde, de-
pendiendo de las diferencias de profundidad entre
su origen y su implementación.
Cálculo de Rw
usando el SP
1. Obtener ESSP
del registro SP:
a) En la figura 6, las lecturas del SP se obtienen de la
siguiente manera:
b) Trazar la línea base de lutitas. Esta línea corres-
ponde con la deflexión más a la derecha del SP en el
carril No. 1
c) Trazar la línea de arenas. Esta línea corresponde
con la deflexión más a la izquierda del SP en el carril
No. 1.
d) Anotar la diferencia en mV entre las dos líneas y
esto corresponderá al potencial espontáneo estáti-
co, ESSP. Observar cuantos mV se tienen por cada
división del carril No. 1. En la figura 6, tenemos una
escala de 10 mV / división; por lo que ESSP es de -
72 mV.
2. Calcular Rmfe:
a) Anotar el valor de Rmf del encabezado del regis-
tro y la temperatura a la que se tomó la muestra. En
este caso, Rmf = 0.6 ohm -m a 25 °C
b) Calcular Rmf' a temperatura de formación. Ya que
la muestra se tomó a temperatura ambiente, es ne-
cesario, trasladar su valor a temperatura de forma-
ción, para este caso, la temperatura de formación es
de 75 °C, por lo que:
R2
= R1
[(T1
+ 21.5) / (T2
+ 21.5)] en °C
Rmf' = 0.6[25 + 21.5) / (75 + 21.5)] = 0.289 ohm - m
Figura 38 Ejemplo de registro.

25
tricas de formación o rastreador acústico circular
para visualización
6. Probador de formaciones
7. Cortador de núcleos de pared
Pozos de Desarrollo
Los pozos de desarrollo son los que se perforan
después de que el pozo exploratorio resultó pro-
ductor; su propósito es desarrollar un campo in-
mediatamente después que ha sido descubierto,
así como identificar los límites del campo. La ma-
yoría de los pozos perforados pueden clasificarse
como de desarrollo. Aunque la adquisición de
datos que pertenecen a las características de la
formación es aún una prioridad, los conjuntos de
registros para pozos de desarrollo son más limi-
tados que los de pozos exploratorios. La informa-
ción que se obtiene puede correlacionarse con los
datos adquiridos en los pozos exploratorios aso-
ciados. De esta forma se obtiene una mejor ima-
gen del campo en su conjunto.
Conjunto típico de registros para rocas medias y sua-
ves, pozos de desarrollo con lodo dulce.
Arreglo de inducción de alta resolución o doble in-
ducción / esférico
Densidad compensada / neutrón compensado
Imagen de Resonancia Magnética (con el incremen-
to en el desarrollo del campo descubierto puede con-
vertirse en la selección del registro para obtener in-
formación de la porosidad y tipos de fluido en el ya-
cimiento)
Sónico de porosidad, probador de formación, echa-
dos de alta resolución y cortador de núcleos de pa-
red
Conjunto típico de registros para rocas duras o po-
zos de desarrollo con lodo salado
Doble laterolog /micro-esférico enfocado
Densidad compensada / neutrón compensado /ra-
yos gamma espectral
Imagen de resonancia magnética (para condiciones
óptimas de pozo)
sónico de porosidad, probador de formación,
echados de alta resolución y cortador de núcleos
de pared
Como es el caso, en cualquier programa, los tipos
de registros deben manejarse de acuerdo con las
condiciones existentes del pozo y la información re-
queridas. La decisión acerca de qué registros correr
normalmente se hace antes que el ingeniero de cam-
po esté involucrado en ello; sin embargo, se pue-
den encontrar situaciones en las cuales se requie-
ran servicios adicionales.
Control de calidad de los registros
La calidad de los datos registrados debe ser de la máxi-
ma preocupación, tanto para el ingeniero del campo
como para el cliente. Decisiones muy caras acerca
del futuro de un pozo se basan en datos de registros.
Los datos exactos son vitales para el proceso de toma
de decisiones y futuro éxito / fallo de un pozo. El pri-
mer paso en cualquier análisis de un problema debe
ser definir los registros, buscando anomalías o cual-
quier respuesta extraña en la respuesta de los regis-
tros. Todas las compañías de registros y muchos clien-
tes han desarrollado programas de control de calidad
detallado de registros en su sitio. Hay cuatro principa-
les áreas de preocupación que deben considerarse
para asegurar la calidad de los registros.
Control de profundidad
El control de profundidad es sólo uno de los mu-
chos componentes vitales de la calidad de los da-
tos. Sin embargo, también es uno de los más difíci-
les de alcanzar. En situaciones exploratorias, alguna
seguridad puede obtenerse a partir de comparacio-
nes entre la profundidad de los registros, la profun-
didad del perforador y la profundidad de la TR y al
conocimiento general de las estructuras geológicas
regionales. Se debe tener en mente, que no existe
medio alguno que vierta referencias exactas. En si-
tuaciones de desarrollo y relleno hay suficiente con-
trol para asegurar la corrección de la profundidad
en los datos para un pozo particular. Debe hacerse
un esfuerzo para asegurar que el control de la pro-
fundidad sea práctica en cada pozo.
Calidad técnica general
Más allá del control humano muchas condiciones
pueden afectar de manera adversa el control de ca-
52
La litología de las zonas de interés ha sido dada como
caliza. Así, para todos los cálculos, los valores apro-
piados de exponente de cementación (m) o factor
de tortuosidad (a) deben ser supuestos. En este caso,
para caliza, a=1.0 y m= 2.0.
Cálculo de Rw
por el método de inversión de Archie
a 8535
a 8710
Existen varias posibles explicaciones para la varian-
te en los valores calculados de Rwa. Los dos valo-
res más bajos (a 8710) pueden ser posiblemente el
Rw versus Rweq y temperatura de formación
Figura 37
m7.0R0.28;or%28 t −Ω==Φ
( )
0.1
7.028.0
R
0.2
wa
×
=
m0549.0Rwa −Ω=
m4.0R0.31;or%31 t −Ω==Φ
( )
0.1
4.031.0
R
2
wa
×
=
m0384.0Rwa −Ω=

26
lidad técnico de los datos de registro. La más obvia
de ellas es el mal funcionamiento del equipo. La
mejor manera de minimizar el mal funcionamiento
del equipo y la posibilidad de una pobre calidad de
los registros son los programas de mantenimiento
preventivo. Otras posibles causas de pobreza de
información incluyen: agujeros muy rugosos,
atorones de herramienta, rotación de herramientas,
velocidad excesiva de registro, desviación de los
pozos, pobre centralización o excentralización y erro-
res del ingeniero. Cada una de esas posibilidades
debe mantenerse en mente cuando se evalúa la ca-
lidad de los datos de registro. En algunos casos, debe
hacerse una segunda corrida, tal vez con un tren de
herramientas diferente.
Repetibilidad
Muchos de los factores antes mencionados afectan
la calidad técnica de un registro y podría también
aplicarse a la repetibilidad. En suma, una repetición
puede afectarse por el fenómeno dependiente del
tiempo como el cambio por invasión de fluidos. La
comparación de secciones repetidas de registro es
un paso importante en la evaluación de la calidad de
los datos de registro. Sin embargo, no debe ser el
único método de control de calidad.
Valores absolutos de registros (marcadores)
La comparación de lecturas de registros con valores
absolutos conocidos rara vez es posible. Sin embar-
go, esta revisión positiva debe realizarse cuando sea
posible. Formaciones conocidas consistentes de
litología no porosa, pura tal como halita, anhidrita o
caliza pueden usarse para verificar la aproximación
de las lecturas de los registros. Las tuberías de re-
vestimiento también se utilizan para revisar la exac-
titud de la calibración y mediciones del registro só-
nico. Además, los registros de offset de pozos pro-
porcionan una idea de los valores esperados, pero
esos valores pueden variar dramáticamente entre
dos pozos.
El control de calidad de los registros es la responsa-
bilidad de la compañía que presta el servicio de los
trabajos de registro. Sin embargo, la aceptación de
los registros debe determinarse siempre, desde un
punto de vista del cliente. El o ella deberán ser capa-
ces de obtener información exacta y confiable de un
registro. Si se tiene duda de una respuesta afirmati-
va a esta pregunta, la mejor opción es hacer otra
corrida con un tren de herramientas diferente o con-
siderar alguna otra alternativa.
Zonas potenciales de contenido de agua y cálculos
La localización de zonas potenciales con contenido
de agua debe ser aproximada por la evaluación cua-
litativa de los intervalos en términos de porosidad y
resistividad y considerando algún indicador de per-
meabilidad presentado en los registros. Este vista-
zo de datos, generalmente se complementa consi-
derando primero la porosidad. Si una zona es poro-
sa, entonces esa zona tiene fluidos presentes. Ense-
guida, debe considerarse la resistividad de la zona.
Debido a que los hidrocarburos son aislantes de la
corriente eléctrica, las zonas porosas que los contie-
nen tendrán resistividades relativamente altas. Las
zonas porosas que contienen agua, por otro lado,
tendrán resistividades relativamente bajas. Este pro-
ceso también es ayudado por el reconocimiento de
varios perfiles de resistividad por invasión asociada
con diferentes tipos de resistividad de registros.
No dude en marcar los registros o resaltar los inter-
valos para hacerlos más notorios. Un método prác-
tico de hacer esto es usar un resaltador amarillo para
colorear de la mitad de la pista 1 a la izquierda de la
curva de rayos gamma. Esto proporciona una bue-
na imagen de las formaciones potencialmente po-
rosas; posiblemente ellas contengan agua y/o hidro-
carburos. Donde se tenga presente la curva de po-
tencial espontáneo, el proceso de localización de
zonas potencialmente permeables (nuevamente, no
importa el tipo de fluidos que contenga) es mucho
más rápido. Esas zonas impermeables que carecen
de alguna deflexión SP serán de menor interés que
aquellas con deflexión. Se debe mantener en men-
te, que la respuesta del SP es sólo un indicador cua-
litativo de la permeabilidad de la formación.
Una vez que se localiza la zona conteniendo agua, se
requieren varios cálculos. Debe determinarse la tem-
peratura de formación (Tf) del intervalo. Además, las
mediciones de resistividad tales como Rm y Rmf de-
ben corregirse a la temperatura de formación para
propósitos de determinar la resistividad del agua (Rw).
Antes de determinar la resistividad del agua de for-
mación (Rw), se debe determinar la litología de la
formación de interés. Esto puede hacerse mediante
un vistazo rápido, o por medio del uso de una de las
cartas de litología. La determinación de la litología
51
Figura 36
Determinación de Rweq del ESSP
Formaciones limpias

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