1) Las pruebas de presión y producción, como las pruebas DST y de muestreo, proporcionan información valiosa sobre las propiedades del yacimiento y el pozo, como la permeabilidad, daños, límites del área de drenaje y comercialidad. 2) Existen diferentes tipos de pruebas para etapas diferentes de la vida del pozo, como pruebas exploratorias, de producción e inyección. 3) El análisis e interpretación precisa de los datos de pruebas, como índices de productividad

1. Tipo de Pruebas según objetivos de Evaluación
A continuación se presenta un resumen de la información relevante de yacimiento y pozo que
se deriva de la interpretación de datos de presión y producción obtenidos de las pruebas de
presión:
• Presión actual de la capa o conjunto de capas.
• Permeabilidad efectiva y producto permeabilidad-espesor.
• Daño de pozo. Conectividad hidráulica entre pozos.
• Heterogeneidades y límites asociados con el área de drenaje.
•Estrategias de completación óptima del pozo.
• Análisis de productividad del pozo (índice de productividad).
• Comercialidad o no del pozo.
• Presión media actual en patrón de inyectores de agua.
• Evaluación eficiencia de fractura hidráulica.
• Confirmación o validación de los valores de presión a esperar en el pozo según los
resultados de simulador numérico de yacimiento.
Confirmación o validación de modelo geológico y sísmico que caracteriza el área de drenaje
asociada con el pozo. En la tabla siguiente se presenta un resumen del tipo de pruebas, así
como la información derivada de la interpretación de los datos de las mismas

2. A continuación se explica la importancia de las pruebas y cuándo deberían realizarse las
mismas, durante la vida del pozo:
Pozo Exploratorio:
Definir los parámetros del yacimiento y pozo en el área de drenaje investigada y probar la
comercialidad del pozo (de ser posible). La prueba es necesaria en todo pozo exploratorio
(ver Capítulo III para el análisis de los datos).
Pozo Productor:
Obtener el valor de la presión actual del área de drenaje así como evaluar la eficiencia de flujo
del pozo. Determinar los límites del área de drenaje. Probar comunicación hidráulica
(interferencia) entre pozos. El departamento de ingeniería de yacimientos y producción
define la frecuencia con que deben de hacerse las pruebas en estos pozos (ver Capítulo III
para el análisis de los datos).
Pozo Inyector:
Determinación de los parámetros de yacimiento que caracterizan el área de inyección. El valor
de la presión media del área de inyección permite monitorear la eficiencia del proceso de
inyección. Caracterización dinámica de los bancos de agua y petróleo. Al igual que con el caso

3. de los pozos productores, el departamento de ingeniería de yacimientos y producción define
la frecuencia de las pruebas (ver Capítulo VII para el análisis de los datos).
Pruebas DST.-
1.- Las pruebas DST (DrillStemTesting) proporcionan un método de terminación temporal
para determinar las características productivas de una determinada zona durante la etapa de
perforación del pozo.
2.- La prueba DST consiste en bajar, con la sarta de perforación, un ensamble de fondo que
consiste de un empacador y una válvula operada desde la superficie.
3.- Las pruebas DST se realizan en zonas nuevas donde no se conoce el potencial de las
mismas.
4.- Una prueba DST exitosa (por si sola) proporciona la siguiente información:
- Muestras de los fluidos del yacimiento
- Una aproximación de los gastos de producción
- Presión estática del yacimiento
- Presión de fondo fluyendo
- Prueba de presión de corto tiempo (k, kh/µ, s y Dps)
- Definir la terminación, abandonar la zona (no cementar TR) o seguir perforando.
Actualmente se han llegado a las siguientes conclusiones, en base a los análisis tiempo-costo,
emitiendo las recomendaciones en base a información recabada:
- Limitar la aplicación de las pruebas DST, en pozos exploratorios en agujero descubierto, para
definir la introducción y cementación de la tubería de explotación, así como, el diseño de la
terminación definitiva.
- En pozos revestidos usar aparejos convencionales que permitan probar uno o varios
intervalos con el mismo aparejo.
- Cuando en agujero descubierto se tenga la necesidad de colocar el empacador con apéndices
mayores a 500 metros, se deberá correr la sarta en dos viajes (EMP/USM-DST).
- La función de una sarta DST es tomar información y muestras de intervalo de interés, por lo
tanto, para la toma de información, se deberá limitar el uso de TF y ULA, y no efectuar
estimulaciones.

4. Esta forma de evaluación de la formación es una terminación temporal que permite obtener
información de la formación en condiciones dinámicas de flujo, con el objetivo de obtenerlos
datos más precisos del comportamiento y capacidad del yacimiento. Este método de
evaluación permite ver con más profundidad dentro del yacimiento en comparación con los
otros métodos de evaluación descritos.
Las pruebas DST pueden ser llevadas a caboya sea en agujero descubierto o después deque la
TR ha sido cementada. En agujerodescubierto, las pruebas pueden realizarsecerca del fondo
del pozo o en alguna zonaaislada arriba del fondo del pozo (intervalo deinterés).La elección de
dónde llevar a cabo la pruebase realiza después de un análisis de lainformación disponible
sobre la formación, generalmente registros geofísicos. La elecciónde cuándo realizar la prueba
dependerá de lascondiciones del agujero. Existen tres tipos depruebas DST en agujero
descubierto y dos enagujero revestido. La diferencia entre ellasconsiste en la distribución y
uso de loscomponentes de la sarta utilizada. Estaclasificación es la siguiente:
En agujero descubierto:
1. Convencional de fondo
2. Convencional para intervalos
3. Con sistemas inflables
En agujero revestido:
4. Convencional
5. Herramientas activadas por presión
Arreglo típico de una prueba DST convencional en
agujero descubierto

5. Arreglo típico de una prueba DST convencional en
agujero revestido.

6. 2.-Prueba de Muestreo y Análisis de fluidos en el fondo del pozo.-
Para entender las propiedades de los fluidos de yacimientos de hidrocarburos, es necesario
realizar mediciones en muestras de fluidos. El análisis de las muestras ayuda a identificar el
tipo de fluido, estimar las reservas, evaluar el valor de los hidrocarburos y determinar las
propiedades de los fluidos para optimizar así la producción.
El análisis de los fluidos también es importante para comprender las propiedades del agua de
formación las cuales pueden tener un impacto económico significativo en cualquier proyecto.
A menudo, la meta máscrítica es la identificación de las propiedades corrosivas del agua, con
el objetivo de seleccionar los materiales de terminación de pozos y evaluar el potencial de
acumulación de incrustaciones para evitar problemas de aseguramiento del flujo. Además, los
analistas de registros necesitan cuantificar la salinidad del agua de formación para la
evaluación petrofísica, y los geólogos e ingenieros de yacimientos deben establecer el origen
del agua para evaluar la conectividad del yacimiento.
Las muestras de fluido de formación pueden obtenerse utilizando una de las tres técnicas
principales. Los probadores de formación operados con cable y desplegados en agujero
descubierto, pueden utilizarse para obtener muestras de fluidos y realizar el análisis de las
mismas en el fondo del pozo, asegurando la obtención de muestras óptimas y la posibilidad de
analizar los fluidos en las primeras etapas de la vida productiva del pozo.
Un aspecto importante del muestreo de fluidos es el análisis de los fluidos en condiciones de
yacimiento, que ayuda a validar la calidad de las muestras durante el proceso de muestreo y
que, además posibilita el mapeo de las variaciones verticales de las propiedades de los fluidos,
permitiendo que los interpretes determinen la conectividad vertical y definan la arquitectura
de los yacimientos en las primeras etapas de la vida productiva del campo. Las muestras de
fluidos no contaminadas permiten la medición precisa de las propiedades de los fluidos, tanto
en el fondo del pozo como en la superficie.

8. 3.-Técnica para Interpretación de la Permeabilidad Efectiva de un pozo
Índice de productividad y daño
Se pueden obtener dos valores de IP a partir de pruebas DST. El primero proviene del periodo
de flujo y es determinado mediante la cantidad de líquido recobrado, el tiempo de flujo y la
diferencia entre la presión de flujo y la presión de la formación. El segundo valor proviene del
análisis del final de la curva de cierre. La diferencia entre los dos valores de IP indica el grado
de daño a la formación. Este daño es comúnmente causado por el filtrado de lodo en la cara de
la formación.
Técnica para Interpretación del Radio de Daño de un pozo
Presencia de barreras (fallas, pinchouts, cambios de permeabilidad, etc.)
En principio, la detección de cambios en la transmisibilidad (K.h/μ) en las cercanías del pozo
puede ser determinado mediante el estudio de las pruebas de Build-up. Pero cuando las
condiciones de la formación son favorables, las pruebas DST pueden ser analizadas para
estimar la presencia de barreras.
El análisis de las pruebas DST para la determinación de la presencia de barrera presenta las
siguientes dificultades:
Se puede demostrar que la distancia de penetración es proporcional al tiempo de flujo. Una
relación empírica b2=K.t puede ser usada para estimar el rango de penetración detectable por
una prueba DST, la capacidad de la formación (k.h) puede ser desfavorable para largos radios
de penetración sin el tiempo de flujo adecuado.
La tasa de producción no es constante. Efectos similares a la ruptura de la linealidad pueden
ser causados por una reducción de la tasa de producción.
Las características del yacimiento no son compatibles con la simplificación de las
suposiciones. Cualquier cambio en las condiciones causará una curvatura en la carta.
4.-Probador de Formación e Indice de Productividad.-
El índice de productividad es una medida del potencial del pozo o de su capacidad de
producir, y es una propiedad de los pozos comunmente medida. Después de un período de
cierre del pozo suficientemente largo para obtener equilibrio en la presion del yaciemiento,
empleando un medidor de presión de fondo se determina la presión estática p-e, y luego que
el pozo haya producido a una rata estabilizada por un tiempo determinado se mide la presión
fluyente en el fondo, p-w empleando el mismo medidor. La diferencia (pe - pw) se denomina
presion diferencial o caída de presión (p - pw). La rata de flujo se determina por medio de
medidas en el tanque de alamcenamiento o, en algunos casos, de medidas de los separadores
o con medidores de desplazamiento positivo.
En algunos pozos el indice de productividad o IP permanecera constante para una amplia
variación en la rata de flujo, en tal forma que ésta es directamente proporcional a la presion
diferencial de fondo.

9. En yacimientos de empuje por depleción los índices de productividad de los pozos decrecen a
medida que la depleción procede, debido al aumento en la viscosidad del petróleo a medida
que el gas es liberado de la solución y a la reducción en la permeabilidad de la roca del
petróleo a medida que la saturacion de petróleo disminuye. Ya que cada uno de estos factores
puede cambiar poco o mucho durante el proceso de depleción, el índice de productividad
puede disminuir a una fración pequeña de su valor inicial. Además como la permeabilidad del
petróleo disminuye, existe un aumento correspondiente en la permeabilidad del gas,
resultando en altas razones gas-petróleo. La rata máxima a la que un pozo puede producir
depende del índice de productividad a las condiciones existentes en el yacimiento y la presión
diferencial (pe-pw) disponible. Si la presión de produccion de fondo se mantiene cerca de
cero, manteniendo el nivel de fluido en el pozo muy bajo la presión diferencial disponible sera
la presión existente en el yacimiento y la rata máxima de produciónsera Pe*J.
Las ratas de los pozos en algunos estados se limítan a determinadas producciones permisibles
máximas que dependen de un número de factores, incluyendo espaciamientos en los pozos,
profundidad y demanda actual de petróleo. En algunos estados también se controla por la
razon gas-petróleo.
En pozos que producen agua, el índice de productividad, basado en la producción de petróleo
solamente, disminuira a medida que el porcentaje de agua aumenta debido a la disminución
en la permeabilidad del petróleo, aunque no ocurra una caida considerable en la presión del
yacimiento. En el estudio de pozos ( prodcutores de agua ) a veces es practico referir en índice
de productividad en base del flujo total, incluyendo agua y petróleo, ya que en algunos casos el
porcentaje de agua alcanza el noventa y nueve por ciento o más. El índice de inyectividad se
una en pozos de eliminación de agua salada y en pozos de inyección durante la recuperación
secundaria o mantenimiento de presión.